Nesta sexta-feira, 24, pesquisadores do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep) lançaram na VIII Plenária Nacional da FUP o segundo livro da série “Geopolítica, Estratégia e Petróleo: Transformações Internacionais e Nacionais”. O livro reúne artigos que o Instituto produziu ao logo do último ano, fruto de estudos e análise dos pesquisadores sobre o setor petróleo. “Esse livro tem um viés mais interessante em relação ao outro, ao tratar também de questões conjunturais da Petrobrás”, destaca Rodrigo Leão, coordenador técnico do Ineep.

“Nesse segundo livro, trazemos um conjunto de reflexões, como, por exemplo, análises de experiências internacionais das grandes petrolíferas para poder avaliar se a Petrobrás caminha na contramão ou em convergência com o que está acontecendo no mundo. Além disso, temos artigos  problematizando com o que está acontecendo no Brasil no setor de óleo e gás”, explica William Nozaki, um dos pesquisadores do Ineep. Ele revela que os estudos feitos pelo Instituto demonstram que a atual gestão da Petrobrás ao vender ativos e quebrar a verticalidade da empresa está abrindo o mercado para a construção de monopólios estrangeiros no Brasil.

Acesse aqui o livro do Ineep.

[FUP]

Publicado em VIII Plena FUP

Por William Nozaki, pesquisador do INEEP

A tramitação da reforma da Previdência segue dardejada entre a impopularidade da pauta e a inabilidade de articulação política do governo. O Ministério da Economia tenta contornar a falta de apoio parlamentar de deputados buscando angariar apoio federativo de governadores, e o ministro Paulo Guedes dobra a aposta, para aprovar a reforma da Previdência oferece uma reforma fiscal-federativa, o termo da barganha: a renda petroleira oriunda do pré-sal.

De um lado, a crise fiscal dos estados é uma realidade. Nos últimos 30 anos, em função da desindustrialização crônica, a fatia do ICMS estadual na carga tributária nacional caiu de 24% para 20%, e a participação dos estados nessa arrecadação direta caiu de 29,6% em 1990 para 27,1% em 2017. Mais ainda, desde que o país entrou em recessão, em 2015, os estados deixaram de arrecadar cerca de R$ 278 bilhões. Além disso, 17 estados já ultrapassaram o limite prudencial estabelecido pela LRF de 44,1% de gasto com folha de pagamento. O resultado, a dívida total dos estados com a União chega a quase 870 bilhões de reais e 7 estados já decretaram calamidade financeira (GO, MG, MT, RJ, RN, RR e RS).

De outro lado, em 2018 as receitas petrolíferas viabilizaram a arrecadação recorde de 15 bilhões de reais para estados e mais de 10 bilhões para municípios em royalties e participações especiais sobre óleo e gás. Os estados de RJ e SP, onde estão situadas as Bacias de Campos e Santos, concentram cerca de 85% dessa arrecadação, 501 cidades receberam cerca de 1 milhão e 17 cidades arrecadaram mais de 100 milhões. A combinação de uma crise fiscal e de uma nova possibilidade de arrecadação via renda petroleira, inevitavelmente, faz convergir a mão e a luva.

Nesse cenário, a agenda da política de petróleo e gás tem entrado como instrumento de barganha no balcão de negociações. Em troca da aprovação da reforma previdenciária, o Ministério da Economia tem oferecido aos governadores: (i) repasse de cerca de 6 bilhões para entes subnacionais referentes ao leilão do excedente da cessão onerosa; (ii) repasse de até 70% dos recursos do fundo social do pré-sal, considerando o acumulado do fundo esse valor partiria de cerca de 16,8 bilhões; (iii) repasse de cerca de 10 bilhões para os estados que adequarem suas leis estaduais ao novo plano de abertura do mercado de gás natural. Esses três elementos compõe o núcleo duro das discussões políticas para a viabilização do Plano de Equilíbrio Fiscal Federativo (PEF), conhecido nos bastidores do governo como “Plano Mansueto”.

Em um ambiente de crise fiscal dos estados e de alta concentração e centralização da renda petroleira, é legítimo que se faça o debate sobre as mudanças nos critérios de distribuição dos royalties. O que é contestável, entretanto, é que esse debate seja feito desconsiderando estratégias de desenvolvimento de longo-prazo e se restrinja a problemas fiscais de curto-prazo.

É preciso que se discuta o conjunto dos recursos do excedente da cessão onerosa de modo que ele seja utilizado garantindo a desenvolvimento produtivo e industrial das regiões e não apenas como poupança para ajuste fiscal, é preciso que se debata a aplicação dos recursos do fundo social assegurando que eles sejam utilizados para o desenvolvimento social em educação e saúde e não apenas na rolagem de dívidas estaduais, é preciso que se debata o impacto da privatização do mercado de gás à luz dos preços e da qualidade dos serviços que serão ofertados aos consumidores e não apenas como compromisso preventivo com a austeridade fiscal estadual.

O petróleo é um recurso finito e de preço flutuante, por isso o uso da renda petroleira deve considerar o planejamento intertemporal e a solidariedade intergeracional. Caso contrário, no médio-prazo, se perderão oportunidades para o financiamento de políticas públicas e sociais importantes para o desenvolvimento regional e local; e no longo-prazo, quando a curva de produção fatalmente declinar ou quando o preço do barril eventualmente diminuir, esses estados e municípios enfrentarão uma situação ainda mais problemática do que a atual, no futuro estarão dependentes da economia do petróleo, mas em um cenário sem a mesma disponibilidade de acesso à renda petroleira.

As barganhas federativas em torno do pré-sal e da Previdência podem resultar em duas formas de se subtrair o futuro das gerações vindouras do país.


Leia também:

Bolsonaro e a liquidação do pré-sal


[Artigo publicado originalmente na revista Carta Capital]

Publicado em Petróleo

Em podcast divulgado nesta quarta-feira. 08, os pesquisadores do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (INEEP), Rodrigo Leão e Eduardo Costa Pinto, avaliam os resultados do primeiro trimestre da Petrobrás.

Principais pontos destacados:

> Queda do preço do barril do petróleo (R$ 258,00 para R$ 238,00).

> Melhora do resultado no refino (maior geração de valor com o preço mais baixo).

> A melhora no resultado do E&P está relacionada aos impairments do quarto trimestre de 2018, que aumentaram excepcionalmente o custo naquele período. Caso contrário, teria caído.

> Os resultados comprovam que, em momentos de queda do preço do petróleo, o refino tem um efeito de contrabalançar a queda nos resultados do E&P.

Ouça a análise: 

Publicado em Sistema Petrobrás

A Petrobrás registrou lucro de R$ 4 bilhões no primeiro trimestre de 2019, montante 44% abaixo dos R$ 7,1 bilhões obtidos no mesmo período do ano passado.

Fatores externos que vinham contribuindo para os resultados positivos da empresa, como o câmbio, o aumento do preço do barril do petróleo e a alta lucratividade do pré-sal, tiveram influência menor sobre o lucro, que foi comprometido, principalmente, pelos cortes nos investimentos e transferências de recursos para o pagamento de dívidas.

Nos três primeiros meses de 2019, os investimentos da Petrobrás sofreram redução de 30%, em relação ao trimestre anterior, sendo que no setor de refino, transporte e comercialização de derivados, os cortes foram de 44%.   

A drástica redução de investimentos, que vem sendo imposta desde a gestão de Pedro Parente, comprometeu a produção da Petrobrás, que vem caindo trimestre após trimestre, mesmo com a entrada em operação de novas unidades de produção de petróleo. Entre os primeiros trimestres de 2019 e 2018, a queda foi de 5%, sendo que nas áreas do pós-sal chegou a 18% e nas águas rasas a 17%.

Os resultados da empresa também reforçam a ação deliberada dos gestores de desmobilização do parque de refino, tentando impor prejuízos ao setor para justificar a sua privatização.

O preço do petróleo nacional que o E&P da Petrobrás repassou para as refinarias (a chamada carga fresca) aumentou 16% entre os primeiros trimestres de 2018 e 2019. Variação bem superior ao do mercado internacional (Brent), cujos preços do barril em real aumentaram 10% nesse mesmo período.  “Isso produz em termos contábeis um prejuízo no abastecimento e um maior lucro para a área de E&P”, explica Rodrigo Leão, diretor técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (INEEP).

Os resultados da Petrobrás evidenciam que não há sentido, nem justificativas para a venda de ativos que são fundamentais na geração de caixa da empresa. "A cada resultado da Petrobrás que é apresentado à sociedade brasileira, fica mais claro qual foi a intenção da operação Lava Jato: desestruturar o setor de Óleo & Gás no Brasil, destruir a Petrobrás e entregar de bandeja nossas riquezas para o capital internacional. A FUP e seus sindicatos continuarão resistindo contra a entrega que Castello Branco e sua turma querem fazer. A luta dos petroleiros e petroleiras vai desmascarar esses entreguistas", avisa o coordenador da FUP, José Maria Rangel.


Dados relevantes dos resultados da Petrobrás destacados pelo INEEP  (comparação entre o primeiro trimestre de 2019  e o quarto trimestre de 2018):

> Queda do preço do barril do petróleo (R$ 258,00 para R$ 238,00).

> Melhora do resultado no refino (maior geração de valor com o preço mais baixo).

> A melhora no resultado do E&P está relacionada aos impairments do quarto trimestre de 2018, que aumentaram excepcionalmente o custo naquele período. Caso contrário, teria caído.

> Os resultados comprovam que, em momentos de queda do preço do petróleo, o refino tem um efeito de contrabalançar a queda nos resultados do E&P.

> A própria Petrobrás reconhece a melhora do resultado do refino: “O maior lucro bruto no 1T19 deve-se à melhor margem de comercialização de petróleo e derivados, pois apesar dos menores volumes e receitas de vendas, a redução proporcional do CPV foi maior. Tal redução decorre do fato de que no 4T18 ocorreram realização de estoques formados a custos mais altos”.

 Ouça o podcast do INEEP, com avaliação dos resultados da Petrobrás neste primeiro trimestre do ano:

 

 

[FUP]

Publicado em Sistema Petrobrás
Terça, 07 Maio 2019 16:55

Bolsonaro e a liquidação do pré-sal

Por William Nozaki, pesquisador do INEEP

A descoberta do pré-sal colocou o Brasil na lista dos dez países com maiores reservas e produção de petróleo do mundo. Desde então a Petrobras passou a ocupar um papel central na geopolítica e na geoeconomia dos hidrocarbonetos, despertando o apetite internacional pelos seus ativos.

Na contramão das estratégias nacionais e empresariais dos grandes países e companhias produtores de petróleo que caminham no sentido da proteção dos ativos nacionais, o governo Bolsonaro pretende facilitar a desnacionalização do setor.

Nesses primeiros meses de governo, o presidente participou de quatro missões internacionais e em todas elas a Petrobras esteve no centro da agenda.

Na Suíça, no Fórum Econômico Mundial de Davos, em janeiro, o centro do discurso do presidente brasileiro orbitou em torno do compromisso de atrair investimentos externos para o País. A viagem foi concluída com um conjunto de agendas que debateram a possibilidade de novos negócios no setor energético brasileiro.

O ministro da Economia encerrou a viagem com um encontro com o CEO da petrolífera francesa Total na qual trataram da venda de parte do parque de refino da Petrobras.

Desde que a Total adquiriu a rede mineira de postos de combustíveis Zema, é considerada como uma das potenciais compradoras das refinarias brasileiras.

No Chile, em fevereiro, uma vez mais a agenda energética e petrolífera esteve presente, mas foi pouco divulgada, e encontros ministeriais trataram de como o Brasil conduziria sua nova política de abertura do mercado de gás e como se dariam as novas relações políticas com países relevantes nesse setor como a Bolívia, dadas as divergências ideológicas entre os dois países.

A questão tem particular relevância neste ano, dado o processo de renegociação dos termos do acordo em torno do Gasoduto Brasil-Bolívia, que deverá ser renovado em breve.

Nos EUA, em março, o encontro entre Bolsonaro e Donald Trump foi marcado pela manifestação explícita da subserviência brasileira em acordos problemáticos. Novamente, nas antessalas da agenda oculta a questão energética foi posta na mesa, dessa vez por meio da criação do Fórum de Energia Brasil-EUA (USBEF).

A iniciativa foi pouco divulgada pela mídia, mas se trata de uma estrutura cooperativa bilateral composta pelas autoridades governamentais do setor de energia e empresários da indústria petrolífera dos dois países, a fim de se discutir as estratégias do setor de óleo e gás com vistas ao destravamento de investimentos. Leia-se privatização.

Em Israel, também em março, a visita do presidente surpreendeu até mesmo a direção da Petrobras, dado o anuncio de que a petrolífera brasileira participaria de leilões offshore na costa marítima de Israel.

É um fato curioso, dado que aquele país não figura no hall de parceiros estratégicos da política petrolífera brasileira, além de ser surpreendente que isso aconteça em um momento em que a Petrobras sinaliza desinvestimentos no exterior e diminuição da sua participação no total da exploração e produção nas águas ultraprofundas do pré-sal.

O governo Bolsonaro parece oferecer os ativos da Petrobras em todas as suas viagens internacionais, mas nem sempre esse fato relevante tem sido exposto adequadamente pelo governo brasileiro ou pela mídia.

Como lembra o dramaturgo Arthur Miller na peça “A morte do caixeiro-viajante”, “o bom vendedor é aquele que nem sempre revela tudo o que tem à venda dentro de sua mala”, por isso mesmo é importante que tais encontros sejam observados com atenção.

[Artigo publicado originalmente na Carta Capital]

Publicado em Petróleo
Sexta, 05 Abril 2019 13:53

O ponto cego dos militares brasileiros

 

Por José Luís Fiori, do INEEP

"A riqueza é o grande objetivo. E a riqueza só pode ser obtida através de um notável desenvolvimento econômico, desenvolvimento esse que não pode ser atingido em isolamento. Os capitais e os produtos industriais ou agrícolas precisam preferências e nessas preferências há concorrentes".  Editorial da Revista de Defesa Nacional, “Paz”, junho de 1919, p. 342.

A história comparada das grandes potências capitalistas ensina que o crescimento do seu poder político e de sua influência mundial dependeu do grau de sucesso do seu desenvolvimento econômico. E o sucesso do seu desenvolvimento econômico dependeu – em grande medida – da capacidade de esses países responderem com eficiência aos desafios colocados por seus concorrentes e inimigos externos. Por isso, em todos os casos, a questão da “defesa” e de “preparação para a guerra” funcionou como uma bússola estratégica de suas economias vitoriosas.¹ Foi o que aconteceu, por exemplo, na relação entre Portugal e Espanha, nos séculos XV e XVI; entre Holanda e Inglaterra, no século XVII; entre França e Inglaterra, no século XVIII; entre Grã Bretanha, Rússia e Alemanha, no século XIX; entre Estados Unidos e União Soviética, no século XX; e agora de novo, entre Estados Unidos, China e Rússia, no século XXI. E o mesmo aconteceu na América do Sul, com a competição entre a Argentina e o Brasil, pela hegemonia da Bacia do Prata, entre 1870 e 1980. Nesse período, a Argentina se transformou no primeiro “milagre econômico” da América do Sul, entre 1870 e 1940; e, logo em seguida, o Brasil obteve o mesmo sucesso, entre 1930 e 1980, completando cem anos de crescimento sequenciado e contínuo, dentro de um mesmo tabuleiro geopolítico.

A aceleração econômica da Argentina começou logo depois da Guerra do Paraguai e seguiu uma estratégia clara e bem determinada de aliança com a Inglaterra e de competição com o Brasil, pela supremacia do Cone Sul. No início do século XX, a Argentina estava muito à frente do Brasil e já havia se transformado na sexta ou sétima economia mais rica do mundo. Mas logo depois da “crise de 1930”, a Argentina “entrou em pane” e sua sociedade nunca mais conseguiu se unir em torno de alguma estratégia de inserção dentro da nova ordem mundial liderada pelos Estados Unidos. Ao contrário da Argentina, o Estado e as Forças Armadas brasileiras entraram em colapso, e quase se desintegraram, depois da Guerra do Paraguai. E só vieram a se recuperar no século XX, seguindo uma estratégia igual e contrária de competição e superação da Argentina, que começou a ser desenhada na época de Rio Branco e Hermes da Fonseca, mas só se transformou na política oficial do Estado brasileiro depois de 1930. Manteve-se a partir daí, de forma mais ou menos constante durante os cinquenta anos em que a economia brasileira cresceu a uma taxa média anual de 7% – crescimento responsável pela ultrapassagem da Argentina, já na década de 1950, e pela transformação do Brasil na principal potência da América do Sul, já pelos anos 1980.

Essa inversão de posições no tabuleiro do Prata foi uma obra complexa, envolvendo muitos grupos e forças políticas, mas não há dúvida de que os militares tiveram papel decisivo na formulação e execução desse projeto desenvolvimentista. Não é fácil separar as coisas, mas é perfeitamente possível analisar a participação dos militares de forma separada, para compreender seu papel no passado, mas sobretudo para entender melhor sua divisão e impotência atual, no momento em que iniciam sua sexta intervenção direta no processo político brasileiro, a contar do golpe militar de 24 de outubro de 1930.

As grandes linhas da estratégia seguida pelos militares brasileiros durante o século XX foram traçadas e sistematizadas na década de 1930 por Mario Travassos e Góes Monteiro.² Desde então, suas ideias e objetivos fundamentais se mantiveram praticamente os mesmos, até a década de 1980, a despeito das mudanças que sofreu logo depois da Segunda Guerra Mundial e durante a Guerra Fria, propostas por Lysias Rodrigues, Golbery do Couto e Silva, e pelo corpo de professores da Escola Superior de Guerra, criada em 1949 sob inspiração norte-americana. Em particular, depois da Revolução Cubana de 1959, quando a Doutrina de Segurança Nacional dos militares brasileiros redefiniu o velho conceito de “inimigo interno”, que foi perseguido de forma implacável pelos governos militares que se sucederam depois do golpe de 1964.

Depois da grande crise econômica internacional do início dos anos 1970 e da mudança geopolítica que se seguiu à derrota norte-americana na Guerra do Vietnã, foi o próprio Golbery do Couto e Silva – o mais americanista de todos esses estrategos – que ajudou a repensar e redefinir a nova estratégia internacional visando à criação de uma “potência intermediária”, que foi seguida pelo governo Geisel e boicotada pelos Estados Unidos durante os anos 1970 e 1980. Assim mesmo, deve-se reconhecer que os objetivos especificamente militares da estratégia seguida nesses cinquenta anos foram alcançados, em grande medida: com a ocupação e a integração de grande parte do território nacional; a competição e superação da Argentina, no Cone Sul; a conquista da hegemonia econômica dentro da América do Sul; a obtenção de altas taxas médias de crescimento econômico; e uma industrialização que deu acesso, aos militares, a alguns avanços tecnológicos indispensáveis à sua concepção de defesa nacional. E foi o compromisso com esses objetivos, exatamente, que obrigou os militares a se distanciar – recorrentemente – de seus aliados de primeira hora, os empresários e economistas liberais, assumindo a reponsabilidade direta pela criação das principais empresas estatais e estratégicas do país. De qualquer maneira, como já dissemos, esse projeto foi interrompido e abandonado na década de 1980, e os próprios militares brasileiros perderam seu protagonismo depois do fim da Guerra Fria.

Trinta e cinco anos depois da sua retirada de cena, os militares brasileiros estão de volta, em 2019, e parecem decididos a governar de novo. Mas se for o caso, terão que se enfrentar e responder aos novos desafios do Estado brasileiro: como é o caso da ocupação e integração plena demográfica, social, e econômica da Amazônia; como é o caso da defesa da costa brasileira e da bacia do Atlântico Sul, agora com a riqueza do pré-sal; como é o caso da indispensável expansão econômica do país na direção do Pacífico; como é o caso da construção de alianças e de pontes diplomáticas no “entorno estratégico” do Brasil, incluindo a costa ocidental da África; e como é caso, finalmente, da projeção internacional do país para fora do seu próprio continente e do chamado Hemisfério Ocidental. Tudo isso reconhecendo que o mundo está atravessando uma gigantesca transformação geopolítica e geoeconômica, em pleno curso nesta segunda década do século XXI.

Diante desse cenário e desse conjunto de desafios, soa absolutamente ridículo falar do “marxismo cultural” como se fosse um inimigo sério de alguma força armada que se respeite. E soa tão ou mais absurdo querer transformar a mudança de um governo da Venezuela num objetivo do governo e de suas Forças Armadas, uma coisa que o Brasil jamais fez e que pode transformar o país – depois de passada essa onda de extrema-direita – numa potência “sub-imperialista”, odiada pelos seus vizinhos menores e menos ricos, os mesmos que já se encontram neste momento sob a égide hegemônica e pacífica do Brasil.

Para piorar esse horizonte dos militares, a economia brasileira não cresce há cinco anos, o investimento segue caindo, a infraestrutura está aos pedaços, o desemprego em alta e as perspectivas internacionais cada vez mais pessimistas. Aqui não há como tapar o sol com a peneira: os novos dirigentes políticos e econômicos do país saíram da sarjeta do governo Temer, considerado, pela maioria dos brasileiros, como o pior governo da história republicana. Suas principais lideranças participaram diretamente do golpe de Estado de 2016 e compartilham as mesmas ideias econômicas liberais do governo Temer, que já vêm fracassando há quatro anos. E não há a menor possibilidade de que a tão falada “reforma da Previdência” possa alterar o rumo desses acontecimentos. Ela não foi concebida para reativar a atividade econômica, e por isso, mesmo que seja aprovada, não terá o menor impacto sobre o crescimento real da economia brasileira.

Por isso, concluindo, é possível afirmar, neste momento, que os militares brasileiros caíram ou se meteram numa armadilha, e estão colocados numa verdadeira “sinuca de bico”: ou se destroem como instituição e como poder, como já aconteceu no final do século XIX, só que, agora, por conta do fanatismo ideológico de seus economistas ultraliberais e do delírio belicista da ultradireita norte-americana; ou então procuram reencontrar o caminho do crescimento econômico acelerado e soberano, para poder cumprir suas funções institucionais e seus objetivos estratégicos. Mas para seguir esta segunda alternativa, teriam que fazer escolhas “heroicas”, a começar pela redefinição dos termos de sua aliança tradicional com os Estados Unidos, o verdadeiro “dono” do Hemisfério Ocidental. E talvez seja este, exatamente, o verdadeiro ponto cego dos militares brasileiros: sua impotência frente aos Estados Unidos.

Fontes:

[1] José Luís Fiori, História, estratégia e desenvolvimento, Boitempo, São Paulo, 2014.

[2] Ricardo Zortéa Vieira, Lembrai-vos da Guerra, Tese de doutoramento, PEPI/UFRJ, Rio de Janeiro, 2013 (mimeo).

[Via INEEP | artigo publicado originalmente no Le Monde Diplomatique]

 

Publicado em Política

Por Rodrigo Leão e Rafael Rodrigues da Costa, do INEEP

A atual crise fiscal brasileira, principalmente no âmbito de estados e municípios, tem suscitado um amplo debate nas diferentes esferas federativas a respeito de medidas que fossem capazes de diminuir as despesas e aumentar as receitas governamentais. Num contexto de dificuldade de retomada da atividade econômica e de rigidez na gestão do orçamento, as rendas provenientes da produção de petróleo e gás brasileiro assumiram um status de solução de parte dos problemas fiscais, pelo menos no curto prazo.

No âmbito do governo federal, a aceleração dos leilões do pré-sal principalmente da região da cessão onerosa, a fim de arrecadar bilhões de reais em bônus de assinatura, foi uma medida que ganhou notoriedade desde os primórdios do governo Temer. No âmbito estadual, vários governos realizaram, nos últimos anos, aumento das alíquotas do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) incidente sobre os combustíveis visando ampliar as receitas estaduais. A equipe do atual governo federal, além de manter a diretriz de aceleração dos leilões, divulgou a intenção de repartir os recursos do fundo social do pré-sal com estados e munícipios.

Tal fundo foi criado em 2010 com objetivo de formar uma poupança pública de longo prazo para i) atenuar os efeitos futuros da queda de arrecadação proveniente da renda petrolífera quando a produção de petróleo declinar substancialmente; ii) apoiar o desenvolvimento regional e social com enfoque em sete áreas (cultura, educação, esporte, saúde pública, ciência e tecnologia, meio ambiente e mudanças climáticas) e iii) evitar uma possível entrada massiva de dólares no país por conta de um possível crescimento da exportação de petróleo que poderia forçar uma valorização cambial e provocar crises do balanço de pagamentos.

Na sua origem, o fundo foi pensado para ser financiado por meio das tributações oriundas da produção de petróleo do pré-sal, principalmente royalties, e da venda de óleo do pré-sal cujo gerenciamento é realizado pela estatal PPSA. Sua criação se efetivou com a implementação da Lei da Partilha, que regulamentou a exploração e gestão dos recursos do pré-sal, teve clara inspiração no modelo norueguês.

À época dos debates sobre a criação desse novo marco regulatório, o presidente Lula citou o exemplo norueguês como “extraordinário”, principalmente pelo fato das operadoras de petróleo no país escandinavo “pagarem 78% de imposto ao governo norueguês, sem reclamarem”. Uma matéria de Erik Farina, veiculado pelo Zero Hora, ressalta que o modelo da Noruega era visto com muita simpatia pelos governos Lula e Dilma, principalmente em função do setor petrolífero estar alicerçado aos objetivos de longo prazo do governo e pelo controle do ritmo de exploração do setor que é realizado pela empresa estatal Petoro. Por isso, a seguir é detalhado o funcionamento desse modelo e são realizadas breves considerações sobre possíveis lições para o caso brasileiro.

Conformação do regime fiscal da indústria petrolífera norueguesa

O início da exploração e produção de petróleo na Noruega ocorreu em 1971 na região de Ekofisk e, por meio da criação de uma empresa estatal – a Statoil, atualmente denominada Equinor – naquela década, o país escandinavo começou a montagem de um modelo regulatório que canalizaria boa parte dos recursos gerados pelo petróleo para o Estado Nacional. A primeira medida foi a concessão do governo à Equinor de 50% ou mais das licenças de desenvolvimento de petróleo da Noruega, entre 1973 e 1985.  

O rápido crescimento da Equinor (Statoil à época), que estava lhe dando uma posição dominante no setor de petróleo da Noruega e na economia norueguesa em geral, acabou por tomar o centro do debate político no início dos anos 1980. Ao mesmo tempo, o governo conservador de Kåre Willoch manifestava muitas preocupações com o risco inerente de uma empresa relativamente jovem gerenciar grande parte das receitas do governo.

Foi nessa época, então, que um acordo entre governo e oposição dividiu metade das licenças da Equinor com um fundo estatal soberano, o State's Direct Financial Interest (SDFI), criado em janeiro de 1985. A pesquisadora da Coppe da Universidade Federal do Rio de Janeiro, Raquel Almeida, em sua tese de doutoramento explicou o funcionamento deste fundo: “O SDFI (...) é um sistema criado com intuito de separar as participações do Estado e da Statoil. Como um dos vários proprietários, o Estado cobre a sua parte dos investimentos e custos, e recebe uma parcela do lucro correspondente da licença de produção. Os investimentos no SDFI são determinados quando da concessão das licenças de produção e as participações variam caso a caso. Por meio dos SDFI, o Estado norueguês detém uma parcela de alguns campos de petróleo e gás natural, oleodutos e instalações na costa”.

Como a administração pública da Noruega não estava organizada para realizar atividades comerciais na escala exigida pelo SDFI, o Ministério do Petróleo e Energia solicitou à Equinor que atuasse como gerente desse acordo. Entretanto, a Equinor requisitou que fosse preservada a sua atuação em grandes campos petrolíferos, como Statfjord. Dessa forma, o SDFI passou a partilhar as licenças de produção a outras empresas petrolíferas, ao mesmo tempo em que o Estado, por meio da Equinor, mantinha sua posição nas concessões de petróleo e gerenciava o fundo.

No final dos anos 1980, a Noruega atingiu um volume considerável de reservas de petróleo (cerca de 15 bilhões de barris) e, simultaneamente, o crescimento da produção fez com que os recursos fiscais oriundos do petróleo já adquirissem um peso significativo nos gastos orçamentários do país. Segundo o professor da Universidade de Oslo, Einar Lei, apesar dos valores recebidos pela exploração petrolífera terem sido destinados para gastos sociais e de infraestrutura, “eles também financiaram projetos dos congressistas e de seus aliados ou do próprio Executivo, (...) o que trouxe um caos para as finanças públicas”. A queda do preço do barril do petróleo, ao longo daquela década, impactou negativamente as receitas públicos em 1988 – o equivalente a cerca de 20% do produto interno bruto (PIB) – e, posteriormente, reverberou para o setor financeiro provocando uma crise bancária que resultou na falência de várias instituições.

Esse cenário intensificou um debate sobre a gestão dos recursos oriundos da exploração e produção petrolífera entre os membros do Parlamento e do Executivo do governo norueguês. Além dos problemas observados no próprio país, havia um temor, principalmente entre os gestores do Ministério das Finanças, de que a Noruega repetisse os equívocos ocorridos na Holanda.

A decisão acordada foi a de criação, em 1990, de um fundo soberano – denominado Government Petroleum Fund – que seria abastecido com as rendas do petróleo norueguês. De acordo com o Banco da Noruega, existiam três grandes tipos de rendas provenientes da atividade petrolífera: i) as receitas e os lucros da venda de petróleo do SDFI; ii) os dividendos pagos pela Equinor e iii) os tributos (royalties, taxas sobre a emissão de CO2 etc.) incidentes sobre a produção das operadoras estrangeiras. Tal fundo foi pensado como uma espécie de poupança futura para contrabalançar a inevitável queda de receitas quando a produção de petróleo da Noruega iniciasse a sua curva de declínio.

O primeiro depósito ocorreu em maio de 1996 pelo Ministério das Finanças e, desde essa época, foi administrado pelo Banco da Noruega. No primeiro ano, os recursos do fundo eram aplicados exclusivamente em títulos do governo. Entre 1997 e 2001, foi autorizada a diversificação de até 40% dos investimentos em ações e investimentos no exterior, inclusive em empresas privadas.

Com a abertura de capital da Equinor naquele último ano, ocorreram mudanças importantes tanto na gestão do fundo, como na aplicação dos recursos. Primeiro, o governo permitiu que os investimentos fossem dirigidos para renda fixa, incluindo instituições financeiras internacionais.

Segundo, de acordo com um trabalho organizado por pesquisadores da USP, ainda em 2001, “o parlamento norueguês decidiu instituir um Regulamento Orçamentário para o fundo soberano, no qual se determinou que somente os retornos positivos projetados dos investimentos, em termos reais, poderiam ser transferidos anualmente para o orçamento público e, caso os valores arrecadados fossem maiores que aqueles orçados, estes deveriam ser reinvestidos do fundo. Dessa forma o fundo não teriam perdas do seu principal (...)”.

Terceiro, foi criada a Petoro uma empresa 100% estatal responsável tanto por gerenciar o portfólio de petróleo e gás do Estado Nacional quanto administrar os recursos provenientes do SDFI. Como lembra Raquel Almeida, “com a privatização parcial da Statoil, em 2001, surgiu o temor de um possível conflito de interesses na administração dos recursos do SDFI”.

A partir de 2007, já sob a alcunha de Government Pension Fund Global (GPFG), a gestão do fundo soberano se tornou mais complexa sendo abertas, gradualmente, novas formas de alocação dos investimentos, como no novo mercado e no setor imobiliário, e proibindo que tais inversões fossem realizadas dentro da Noruega. Isso visou impedir a disputa federativa sobre os recursos e a geração de efeitos inflacionários internamente. Atualmente, as regras para aplicação são as seguintes: até 60% no mercado acionário de qualquer modalidade, de 35% a 40% em renda e 5% no mercado imobiliário, sendo que foi estipulado um teto de 4% dos recursos do GPFG para o uso com despesas correntes.

Simultaneamente a essas transformações na aplicação dos recursos, em relação à composição do GPFG, o governo norueguês conseguiu se apropriar crescentemente da renda petrolífera, não apenas pelos dividendos da Equinor e de uma ampla base tributária, mas pelo crescimento da Petoro.

A Petoro não tem a função de operar campos de petróleo, mas sim de gerir a carteira do SDFI e dos recursos provenientes da produção petrolífera a ela associada, bem como de criar valor ao Estado por meio da participação ativa como concessionária em licenças prioritárias de exploração e produção de petróleo. Além de apresentar uma estrutura enxuta, a atuação da Petoro se baseia em regras bem próximas às das demais empresas parceiras, isto é, a estatal foi obrigada ao longo do tempo a arcar com os custos e riscos exploratórios. A diferença mais importante está na tributação imposta à estatal, como explica um documento do Banco da Noruega: “o SDFI [gerenciado pela Petoro] gera receitas em moeda estrangeira e, como não paga os tributos referente à renda do petróleo [uma vez que todo o recurso gerado de sua atividade fica para o próprio Estado norueguês], suas receitas são transferidas diretamente para o governo em moeda estrangeira e, como os investimentos são aplicados no exterior, não necessitam de ser convertidos em moeda nacional”.

Integrando atualmente em 186 licenças de produção em 21 campos na Noruega, as participações do SDFI, gerenciadas pela operadora Petoro, variam entre 5% a 65% em vários campos de petróleo na plataforma continental, porcentagens que tendem a modificar conforme o potencial da reserva. Interessante notar, entretanto, que na carteira do SDFI a produção de campos maduros é dominante na composição dos seus ativos. De acordo com o último relatório divulgado pela Petoro, esses foram responsáveis por 70% da produção total de petróleo e gás natural liquefeito da empresa em 2018.

Ademais, como governo norueguês reivindica a propriedade de todos os recursos no mar e sob o mar na área geográfica conhecida como plataforma continental norueguesa, a Petoro também pode também decidir se ficará de fora de certas áreas.

Essa atuação da Petoro, somados aos dividendos da Equinor e às tributações impostas às operadoras de petróleo, permite ao governo norueguês abocanhar 78% de toda renda petrolífera, sendo 28% referente aos lucros e dividendos das empresas e 50% aos tributos cobrados na operação.  

Em função da alta apropriação da renda petrolífera, associada a uma regulação forte na aplicação dos recursos, o GPFG tem uma carteira de investimentos superior a US$ 1 trilhão, o que equivale a aproximadamente US$ 189 mil para cada um dos 5,3 milhões de norueguês. Como a produção da Noruega está em declínio, saindo 3,1 milhões de barris/dia em 2001 para 1,5 milhão de barris/dia em 2018, os debates sobre o uso dos recursos do fundo no médio prazo devem crescer nos próximos anos.

Independente disso, torna-se um truísmo observar que gestão do GPFG apresenta grandes êxitos que, na visão dos autores, são explicados por algumas das diretrizes que sustentam a gestão fiscal do setor petrolífero norueguês, a saber: i) a Petoro e a Equinor permitem ao Estado que, simultaneamente, tenham uma administração integrada da produção de petróleo e da sua geração de receitas; ii) há uma separação clara entre os interesses empresariais da Equinor e dos interesses estatais com a produção de petróleo que é coordenada pela Petoro; iii) a gestão fiscal do fundo impede a disputa fiscal a partir da adoção de regras rígidas de gasto e aplicação dos investimentos exclusivamente no exterior; iv) há uma estratégia de diversificação e gestão dos investimentos que dilui os riscos, inclusive os cambiais; v) a estratégia do fundo, desde seu começo, está atrelada a um objetivo de longo prazo que é criar alternativas à indústria petrolífera, quando esta perder seu fôlego, a partir de uma ampla capacidade de investimentos.

Se o princípio do Fundo Social do pré-sal teve alguma inspiração no modelo norueguês, as sucessivas disputas fiscais, o uso dos recursos do pré-sal no curto prazo e a crescente perda de controle do Estado sob a gestão do setor comprovaram e comprovam que essa inspiração se transformou numa espécie de “sonho de uma noite de verão”.  

Referências:

AAMODT, E. The petroleum fund mechanism and Norge’s Bank foreign exchange purchase for the GPFG. Market Operations and Analysis/Economic Commentaries. Oslo: Norges Bank, 2012. 

ALMEIDA, R. F. Políticas de conteúdo local e setor pera-petroleiro: uma análise comparativa entre Brasil e Noruega. 134 f. Dissertação (Mestrado em Planejamento Energético) – COPPE, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2015.

SILVA, I. M. M. et al. A comparison between Norwegian Government Pension Fund and Brazilian Pre-Salt Social Fund. Presented at: New Energy Landscape: Impacts for Latin America. Rio de Janeiro: April 2-5, 2017.

[Artigo publicado originalmente no Le Monde Diplomatique]

Publicado em Petróleo

O presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, afirmou essa semana que a empresa pretende arrecadar US$ 10 bilhões com vendas de ativos até abril e espera atingir ao menos US$ 30 bilhões em ativos em 2019. A proposta já é quase US$ 3 bilhões a mais do previsto para os próximos cinco anos pela companhia.

Embora o presidente não tenha detalhado quais ativos serão colocados à venda, o presidente avisou que a projeção inclui recursos que poderão ser obtidos com a venda da rede de gasodutos TAG, cujo processo de alienação está nas etapas finais e já recebeu uma oferta avaliada em cerca de US$ 8 bilhões de um grupo liderado pela francesa Engie. Só neste ano a companhia já anunciou a venda da refinaria de Pasadena para a Chevron, do campo de Maromba para a BW Offshore, e a conclusão da negociação de ativos de distribuição no Paraguai – além, é claro, do anúncio de intenção de desinvestimento em 70% das 254 concessões em campos maduros em terra e águas rasas.

Os números divulgados por Castello Branco essa semana superam, portanto, consideravelmente as projeções do último plano de negócios da Petrobras (PNG 2019-2023), realizado ainda sob a gestão Ivan Monteiro, cuja expectativa no plano de desinvestimentos era arrecadar US$ 26,9 bilhões até 2025.

Anunciado pelo próprio presidente como um plano "mais agressivo", Castello Branco justificou a medida como forma de ajudar a empresa a melhorar as suas finanças reduzindo o endividamento da Petrobras, além de diminuir custos operacionais e melhorar o retorno para os acionistas.

A agressividade da nova gestão, contudo, é contestada pelos números da própria Petrobras. De acordo com os dados do quarto trimestre, a empresa registou lucro líquido de R$ 25,8 bilhões em 2018, o melhor resultado da companhia desde 2011.

O principal motor desse resultado foi a elevação do preço do barril do petróleo em reais, que passou de R$ 173,3 em 2017 para R$ 260,2 em 2018, uma expansão de 50% em dois anos, e que teria ocasionado o lucro de R$ 44 bilhões somente no segmento de exploração e produção (E&P), número 97% superior comparado ao ano anterior.

Paradoxalmente, no entanto, a produção da empresa caiu 5,5% em 2018 na comparação com o ano anterior, a maior queda anual desde 2003. Nesse sentido, a redução na produção está relacionada a política de desinvestimentos realizada nos campos de Lapa, Sururu, Berbigão, Oeste de Atapu e Roncador e a redução acelerada da produção nos campos maduros do pós-sal, principalmente na Bacia de Campos. De acordo com os economistas e pesquisadores do INEEP, Rodrigo Leão e Eduardo Costa Pinto, “os ganhos com o aumento do preço do petróleo poderiam ter sido ainda maiores se a Petrobras, ao invés dos desinvestimentos, tivesse expandido os investimentos nos campos maduros com o objetivo de aumentar o fator de recuperação de óleo dos poços”.

Outro dado importante é que houve saldo positivo até mesmo nos setores tidos como pouco lucrativos para a Petrobras, como o abastecimento (refino, transporte e comercialização), cuja receita de vendas cresceu 26% em 2018 e registrou lucro de R$ 8,4 bilhões.

Quando relacionado esses números ao endividamento, é possível notar que desalavancagem (relação entre o endividamento líquido e o lucro operacional) decresceu em 33% (de 3,67 em 2017 para 2,34 em 2018), em virtude do crescimento do lucro operacional (antes de juros, impostos, depreciação e amortizações) decorrente sobretudo dos resultados positivos operacionais com o aumento dos preços do petróleo.

Do lado dos desinvestimentos, contudo, os resultados são bem mais tímidos. A venda de ativos e participações registrou uma entrada em caixa de apenas US$ 6,1 bilhões (R$ 23,2 bilhões) em 2018, um valor demasiadamente inferior quando comparado aos setores produtivos da petrolífera.

Os números ajudam a ilustrar, portanto, que embora a atual gestão da Petrobras esteja sugerindo de que a melhora no seu desempenho financeiro está relacionada à venda de ativos, os próprios dados da empresa a contradizem, demonstrando que a falta de investimento nos setores produtivos da companhia restringiu o potencial ainda maior de lucro da empresa – uma tendência que pode se agravar ainda mais caso a empresa leve a diante esse programa “agressivo” de desinvestimentos.

[Blog do INEEP]

Publicado em Sistema Petrobrás

A Petrobras divulgará nesta quarta (27/11) o seu balanço anual de 2018. A expectativa é de que a empresa obtenha uma expressiva expansão dos lucros que deverão alcançar o patamar em torno de R$ 30 bilhões, segundo estimativa do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), desde que despesas excepcionais, como gastos envolvendo a Fundação de Previdência (Petros), não afetem o resultado da companhia. 


Segundo estimativas do Ineep, a geração de caixa operacional, medida pelo Ebitda ajustado (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização), também deve subir em 2018 alcançando o valor de R$ 113 bilhões, alta de 42% na comparação com o ano anterior.


Esse provável resultado favorável ocorrerá mesmo com a redução da produção de petróleo e gás de 5,5% (de 2.154 milhões de barris por dia em 2017 para 2.035 milhões de barris por dia em 2018) que não conseguiu se elevar apesar da entrada em operação de quatro novos sistemas de produção. Cabe observar que essa é a maior queda anual na produção de petróleo desde 2003 e abaixo da meta estipulada pela Petrobras de 2.100 milhões de barris por dia em 2018. Essa diminuição ocorreu em virtude da venda de campos em operação (política de desinvestimento) – como, por exemplo, a venda de 25% de Roncador para a petroleira norueguesa Equinor (ex-Statoil) – e da produção inferior dos campos maduros do pós-sal com a redução dos investimentos.


No entanto, essa queda foi muito mais que compensada pelo aumento de 51% no preço do petróleo em reais, entre 2017 e 2018, explicado pelo crescimento de 32% no preço do barril Brent e da desvalorização cambial de 14%. Com isso, o aumento das receitas de vendas foi de R$ 63 bilhões, saindo de R$ 283 bilhões em 2017 para R$346 bilhões em 2018, segundo estimativas do Ineep, sobretudo na área de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás.


Cabe fazer um destaque sobre a situação do de abastecimento, cuja receita de vendas estimada deverá elevar-se em 25,6% em 2018, no cotejo com o ano anterior, segundo estimativas do Ineep. No mercado nacional, a receita de vendas de derivados da Petrobras deverá crescer 26,5%, fruto exclusivamente do aumento dos preços internos dos derivados (que acompanharam a subida do preço do Brent), pois as suas vendas deverão apresentar queda de 4%.


Deve-se observar que a mudança na estratégia do refino da Petrobras, em curso desde o 2º trimestre de 2018, após a greve dos caminhoneiros, quando a empresa passou a desempenhar um papel ativo, deslocando a importações de terceiros e ampliando a carga processada das refinarias, permitiu a empresa auferir maiores margens e lucros como observadas nos balanços do 2º e 3º trimestres de 2018. 


No entanto, com o incêndio ocorrido na Replan, maior refinaria do país, fez-se necessário reduzir, em quase pela metade, o seu nível de utilização. Isso implicou numa menor produção de diesel e gasolina (nos 3º e 4º trimestre de 2018), provocando um aumento da importação de derivados pela Petrobras que deverá se refletir na redução das margens da área de abastecimento. Além disso, a expansão do preço do petróleo também reduz as margens do refino, uma vez que o petróleo é um insumo básico para a produção de derivados.


Pelo lado do endividamento, os resultados do balanço deverão sinalizar a política em curso de acelerada desalavancagem. Com o provável aumento do Ebitda ajustado e o processo de desinvestimentos (para adiantar pagamentos de dívidas) a relação dívida líquida Ebitda deverá cair em 2018, mesmo com a desvalorização cambial que eleva a dívida em reais.


Os possíveis resultados operacionais e financeiros do balanço de 2018 da Petrobrás devem evidenciar uma melhora do cenário externo (aumento do preço do Brent), e do perfil da dívida. Todavia, com a política de desinvestimentos em curso, deve evidenciar também que a empresa perdeu a oportunidade de auferir resultados operacionais ainda mais expressivos. Nesse novo contexto, caberá questionar o sentido de continuar com uma estratégia de desinvestimento tão acelerada, inclusive de campos do pré-sal, que são fundamentais para geração de caixa presente e futura da Petrobras.


Em todo caso, as promissoras perspectivas na produção de petróleo, principalmente por conta do pré-sal, devem garantir um futuro promissor à empresa, desde que não ocorreram novas turbulências no mercado internacional que reduzam o preço do barril do petróleo. E, atual situação da empresa, já permite uma nova ascensão dos seus investimentos, mas isso dependerá de uma visão estratégica da nova gestão da companhia.

[Via Blog do INEEP]

Publicado em Sistema Petrobrás

Por Eduardo Costa Pinto, professor de economia da UFRJ e pesquisador do INEEP (Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra)

A estratégia da Petrobras de concentrar suas atividades de E&P em águas profundas aumenta a sua exposição a variáveis não que ela não controla, aumentando riscos, e reduz a agregação de valor da cadeia brasileira.

 O novo Presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, em seu discurso de posse e em entrevista ao setor de comunicação da Petrobras, deixou explicito a manutenção dos principais eixos estratégicos das gestões anteriores (Pedro Parente e Ivan Monteiro) assentadas: (i) na desalavancagem financeira (redução da relação dívida líquida/LTM EBITDA); (ii) no foco em atividades de exploração e produção (E&P) em águas profundas do pré-sal em detrimento das outras atividades (refino, logística, distribuição, E&P em campos maduros em terra e em águas rasas); e (iii) no desinvestimento (venda de ativos operacionais) em atividades não vinculadas ao pré-sal destinado a geração de recursos para  redução do endividamento.

Apesar da manutenção dos eixos estratégicos, Roberto Castello Branco falou sobre a possibilidade de realizar ajustes marginais no Plano Estratégico (2040) e no Plano de Negócios e Gestão (2019-2023) da Petrobras, tais como: 1) reduzir ainda mais a alavancagem financeira, pois segundo ele “os níveis de endividamento reduziram bastante, mas ainda são altos em relação ao que se requer de uma empresa que produz commodities minerais (petróleo)”; e 2) acelerar a exploração e produção no pré-sal, pois para o novo presidente “em função do desenvolvimento de energias renováveis e da eletrificação, o petróleo tende a perder importância ao longo do tempo”.

Esse é um argumento utilizados por muitos analistas do setor de petróleo que acreditam que ocorrerá a partir de 2030 uma redução contínua da demanda de petróleo (peak oil demand) em virtude do crescimento de energias alternativas para o transporte automotivo (expansão do carro elétrico). É evidente que a utilização de fontes alternativas no transporte automotivo pode alterar o consumo do petróleo num determinado momento do tempo. No entanto, o petróleo continuará por um bom tempo como importante recurso estratégico.

Esses possíveis ajustes aventados pelo atual presidente da Petrobras intensifica a estratégia em curso, mantém a gestão curto prazista (geração de caixa no curto prazo com a venda de ativos para reduzir o endividamento) e amplia o processo de desintegração vertical da empresa (menor atuação na cadeia de energia).

É evidente que a atual gestão da dívida e do portfólio de ativos da Petrobras conseguiu melhorar os indicadores de endividamento em 2018 em virtude da venda de ativos operacionais (como, por exemplo, fatias dos campos de Lapa, Sururu, Berbigão, Oeste de Atapu e Roncador localizados no pré-sal, entre outros ativos) e da elevação da geração de caixa operacional decorrente da elevação dos preços internacionais do petróleo e das mudanças na estratégia do refino.

Se, por um lado, esse tipo de gestão melhorou os indicadores financeiros, por outro, teve como efeito colateral a redução significativa de 5,5% da produção de petróleo da Petrobras no Brasil em 2018 (de 2.154 milhões de barris por dia em 2017 para 2.035 milhões de barris por dia em 2018), mesmo com a entrada em operação de quatro novos sistemas de produção. Maior queda anual na produção de petróleo desde 2003 e abaixo da meta estipulada pela Petrobras de 2.100 milhões de barris por dia em 2018.  

Essa queda na produção reflete a venda de ativos de campos em operação no pré-sal e a redução dos investimentos dos campos maduros, sobretudo na bacia de Campos. Isso evidencia que a atual gestão da dívida e do portfólio de ativos ao invés de enfrentar o desafio financeiro de curto prazo da empresa pensando no longo prazo, optou-se por uma atuação curto prazista míope cuja aceleração da venda de ativos criou resultados operacionais negativos, como a expressiva redução na produção de petróleo e gás natural em 2018.  Cabe observar que essa redução não gerará maiores problema na geração de caixa operacional da empresa em 2018 em virtude da elevação do preço do petróleo.

Além dos resultados operacionais, a estratégia da Petrobras de concentrar suas atividades na produção e exploração de petróleo e gás natural em águas profundas (pré-sal), em detrimento de outras áreas da cadeia de energia (midstream e downstream), provoca o direcionamento da empresa no sentido da ampliação das exportações de petróleo cru para o mercado internacional. Isso necessariamente aumenta a exposição da empresa a variáveis não que ela não controladas (taxa de câmbio, preço do petróleo e demanda externa de óleo), aumentando riscos, e reduz a agregação de valor da cadeia de petróleo e gás brasileira.

Daniel Yergin, em seu livro O Petróleo: uma história de ganância, dinheiro e poder, explicitou a trajetória da formação dos grandes conglomerados petrolíferos e o papel decisivo desempenhado pela estratégia de integração vertical ao minorar riscos associados a especialização em decorrência das características especificas do setor (formação de preço do petróleo, estrutura de mercado, regulação, elevados investimentos, etc.).

A integração vertical permite a ampliação da acumulação de capital na indústria do petróleo. Nas palavras de Carmem Alveal (em seu livro denominado Os desbravadores: a Petrobras e a construção do Brasil): “Razões de ordem econômica mais do que técnica exigem a integração vertical para realizar o elevado potencial de acumulação da indústria petrolífera, dado os riscos e custos financeiros associados a cada segmento da cadeia produtiva são diferentes”.

A despeito disso, a atual gestão da Petrobras acelera na linha da especialização na exploração e produção no pré-sal, que tem como contra face a venda de ativos operacionais de outras atividades, implicando necessariamente na desintegração vertical. Não por acaso a Petrobras retomou sua política de desinvestimentos ao anunciar, em dezessete de janeiro de 2019, as vendas dos seguintes ativos operacionais: i) 90% da participação na Transportadora Associada de Gás (TAG); ii) 100% da Araucária Nitrogenados; e iii)  de parte do Refino da empresa por meio da formação de parcerias. Nesse projeto estão incluídas as refinarias RNEST em Pernambuco, a RLAM na Bahia, a Refap no Rio Grande do Sul e a Repar) no Paraná, bem como os dutos e terminais (ativos logísticos) vinculados a essas refinarias.

O PNG (2019-2023) da Petrobras sinalizou uma retomada dos investimentos, sobretudo na E&P do pré-sal e do pós-sal, para os próximos cinco anos (US$ 84,1 bilhões sendo que desse total US$ 68,8 para o E&P e US$ 8,2 para o Refino). O balanço do 3º trimestre da Petrobras já tinha apontado para uma reversão na tendência de queda dos investimentos dos últimos anos. Com a maior geração de caixa operacional (decorrente do aumento do preço do petróleo, da redução dos custos operacionais e das mudanças na estratégia do nível de utilização das refinarias), a empresa pretende retomar os investimentos, uma medida fundamental ainda mais com a redução da produção de petróleo da Petrobras no Brasil em 2018.

A atual gestão Roberto Castello Branco deverá manter as linhas gerais do PGN (2019-2023) da Petrobras, no entanto, caso seja realizado ajuste no que diz respeito à ampliação da redução da alavancagem financeira (relação dívida líquida/LTM EBITDA) poderá ocorrer redução nos investimentos projetados para os próximos anos.

Em linhas gerais, a nova gestão da Petrobras, sob o comando do Roberto Castello Branco indicado pelo Ministro da Economia Paulo Guedes ( que comanda o núcleo de poder econômico liberalizante do governo Bolsonaro), deverá adotar mais do mesmo observado nas gestões anteriores, sob o governo Temer, com algum destravamento do investimento.

Mesmo com a maior atuação do núcleo militar do governo Bolsonaro na Petrobras (escolha do Almirante Leal Ferreira para presidir o Conselho de Administração da Petrobras) e no Ministério de Minas e Energia com o comando do almirante Bento Albuquerque, não há sinais de reversão na atual estratégia da Petrobras. As “disputas veladas” entre os núcleos econômico liberal e militar do governo Bolsonaro para comandar a política energética, em especial a Petrobras, não parece estar vinculada a divergências do papel estratégico que a Petrobras deve desempenhar. Tanto para os militares como para o núcleo liberal, a Petrobras deve se orientar pelos objetivos estritamente microeconômicos vinculados a acumulação interna de capital, endividamento, fluxo de caixa, etc.

Os militares parecem ter abandonado a ideia de que a Petrobras possui uma face estatal que deve ser orientada pelos objetivos políticos, atrelados a um projeto nacional,  e de ordem macroeconômico (inflação, balança comercial, etc.). A ala desenvolvimentista das Forças perderam representatividade com a crise do desenvolvimentismo na década de 1980 e com o avanço do liberalismo difuso entre os servidores militares que defendem a pátria, a nação e a tradição brasileira, mestiça e cristã, mas não enxergam nenhum perigo com controle estrangeiro da Embraer, a exploração do petróleo do pré-sal por empresas estrangeiras ou a venda de parte do refino para empresas estrangeiro.

[Via Blog do Ineep]

Publicado em Sistema Petrobrás
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A Federação Única dos Petroleiros (FUP) foi criada em 1994, fruto da evolução histórica do movimento sindical petroleiro no Brasil, desde a criação da Petrobrás, em 1953. É uma entidade autônoma, independente do Estado, dos patrões e dos partidos políticos e com forte inserção em suas bases.

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