Por Rodrigo Leão e William Nozaki, pesquisadores do INEEP

A história da exploração e produção de petróleo em alto mar é, de certa forma, a busca pela conquista da soberania energética dos países que disputaram e disputam a hegemonia do sistema internacional. 

Os especialistas da indústria petrolífera consideram o final dos anos 1940 o marco inicial da exploração de petróleo offshore no mundo. As primeiras explorações economicamente viáveis ocorrem no Golfo do México, no estado americano da Louisiana, em 1947, e no Mar Cáspio, na antiga União Soviética, em 1949. 

A busca pelo petróleo no mar ocorreu na medida em que, por um lado, os conflitos geopolíticos dificultavam o acesso das principais potências econômicas ao petróleo e, por outro, o consumo desses países se aceleravam após o final da Segunda Grande Guerra. 

A crise do Irã e do Egito nos anos 1950, por exemplo, colocaram em xeque a posição das petrolíferas britânicas na região. No caso iraniano, a BP tinha uma situação favorável para acessar o petróleo da região dispondo de uma produção abundante integrada com suas refinarias na Europa, o que permitia a ela planejar o desenvolvimento de seus campos articulado ao crescimento de sua logística e crescimento do consumo. Todavia, quando houve a nacionalização do setor petrolífero iraniano em 1951, a situação da BP se modificou, forçando-a a lançar um programa exploratório de larga escala mundial, principalmente nas áreas offshore

No caso egípcio, a Royal Dutch Shell utilizava intensamente o Canal de Suez para transportar o petróleo produzido no norte da África e no Oriente Médio. Contudo, quando o canal foi nacionalizado pelo Egito em agosto de 1956, houve a interrupção do fornecimento de petróleo da petrolífera, colocando-a em grande risco para atender aos seus mercados consumidores. Após esse episódio, a filial da empresa anglo-holandesa dos Estados Unidos, a Shell Oil, considerou a exploração offshore estratégica, já que a aproximação do abastecimento de petróleo aos portos americanos seria um fator de segurança petrolífera dos Estados Unidos, dando um impulso adicional às explorações no Golfo do México. 

Esses foram apenas dois episódios entre vários casos que ocorreram, antes e depois da guerra, de nacionalização do setor petrolífero e/ou de maior apropriação da renda da produção em países que possuíam grandes reservas de petróleo. Tais episódios afetaram as “Sete Irmãs” – sete principais operadoras de petróleo no mundo dos Estados Unidos e da Europa – que, naquele período, dominavam o mercado internacional de petróleo. Para agravar a situação, os Estados Unidos, que eram grandes produtores de petróleo, viram suas reservas se exaurirem rapidamente no final da guerra. 

A partir da década de 1950, o crescimento do consumo de petróleo – principalmente em regiões mais desenvolvidas e com menor potencial exploratório (pelo menos naquela época) – colocaram uma pressão adicional ao desenvolvimento de novas reservas de petróleo. 

Segundo dados da BP, entre 1965 e 1973, o consumo global de petróleo subiu de 30,7 b/d para 55,7 milhões de b/d – um crescimento de 81,1%. Ou seja, em apenas oito anos, o consumo global quase duplicou no mundo inteiro. Esse movimento não ocorreu de forma concentrada, dado que diversas regiões do planeta viram sua demanda por petróleo se multiplicar naquele período. 

O caso mais impressionante foi o do Japão, onde o consumo de petróleo aumentou de 1,7 milhão de b/d, em 1965, para 5,3 milhões de b/d em 1973, uma expansão de 208,8%. Nos sete principais consumidores europeus (Alemanha, Espanha, França, Grã-Bretanha, Holanda, Itália e Suécia), a aquisição de petróleo praticamente dobrou no mesmo período, saltando de 6,3 milhões de b/d para 12,1 milhões de b/d. Em paralelo, nos EUA, o consumo passou de 11,5 milhões de b/d para 17,3 milhões de b/d. 

Desde 1950, o petróleo ganhou grande importância no fornecimento energético dos países. No Japão, a participação do petróleo em sua matriz energética foi de 6,1%, em 1950, para 73,6%, em 1973. Na Europa Ocidental, saiu de menos de 15% para mais de 60%, e, nos Estados Unidos e Canadá, de 37,5% para 45,3% no mesmo período.

O crescimento acelerado da demanda por petróleo e a maior dificuldade de acessá-lo em tradicionais países produtores impulsionaram de maneira decisiva a exploração em novas áreas e na fronteira marítima. Ou seja, a fim de evitar a dependência do petróleo estrangeiro e, ao mesmo tempo, se manterem competitivas e sobreviverem, as Sete Irmãs não tinham outra escolha se não correrem riscos e explorarem outras fronteiras de petróleo. 

No caso americano, embora a indústria petrolífera tenha feito descobertas importantes nos anos 1930, suas reservas alcançaram seu pior resultado nos anos 1950, em função do esgotamento dos campos de petróleo explorados na Segunda Grande Guerra. Assim, a busca por novos campos nos EUA se tornou uma urgência, principalmente no Golfo do México, onde a possibilidade de encontrar petróleo era maior. Isso porque, em seus campos, a camada de sal e a natureza geológica dos prospectos eram razoavelmente bem compreendidas. 

Entre 1949 e 1956, o aumento das reservas de petróleo dos Estados Unidos em campos offshore foi nove vezes superior à média em terra. Regiões promissoras e relativamente “fáceis” de serem perfuradas passaram a ser exploradas, como os campos de South Pass 24 e 27, da Shell Oil, os de Bay Marchand e Main Pass 69, da Chevron, e o campo de Grand Isle 18, da Humble Oil. 

No caso europeu, os trabalhos focaram as descobertas no Mar do Norte, uma região próxima aos mercados consumidores onde havia grandes indícios da existência de petróleo. O interesse sobre o potencial de hidrocarbonetos do Mar do Norte começou depois que grandes descobertas de gás foram feitas na província de Groningen, na Holanda, em 1959 e 1962. A fase de perfuração se iniciou em 1966, e, nos dois anos seguintes, a Exxon e a Phillips Petroleum, respectivamente, anunciaram as descobertas dos campos de Balder e Cod, cujo desenvolvimento não era, porém, economicamente viável com a tecnologia disponível à época. Já em 1969 ocorreram as primeiras descobertas comerciais nos campos de Ekofisk, na Noruega, e de Arboath na Grã-Bretanha. 

Evidentemente, todas essas descobertas somente foram possíveis por conta de inúmeras inovações e desenvolvimento tecnológicos da época. Para se adaptar ao tempestuoso Mar do Norte, por exemplo, a indústria petrolífera foi obrigada a lidar com novos desafios naturais, demandando a construção de plataformas para suportar alturas de onda de até 30 m e condições geológicas relativamente desconhecidas. 

Em todo caso, não é mera coincidência que as primeiras regiões a avançarem significativamente na exploração em alto mar tenham sido o Golfo do México, nos Estados Unidos, e o Mar do Norte, na Europa Ocidental. A soberania energética era fundamental para a manutenção da recuperação industrial europeia e para o crescimento da economia americana. Além disso, a generalização da indústria “movida a petróleo”, com inúmeros avanços nos motores à combustão e na produção petroquímica, tornava cada vez mais importante evitar qualquer risco quanto ao fornecimento de petróleo. A migração para o mar, portanto, foi uma forma de reduzir esses riscos e a dependência americana e europeia do petróleo estrangeiro. 

Cinquenta anos depois do começo dessa história, essas regiões novamente se deparam com as mesmas questões sobre a sustentabilidade da oferta de petróleo. A produção do Mar do Norte apresenta um declínio acelerado nas últimas décadas, e a produção americana se concentra, agora, no gás de xisto, cuja vida útil é relativamente pequena. 

Ainda que parte da estratégia atual desses países, principalmente no caso europeu, seja a transição da matriz energética para fontes renováveis, o petróleo continua sendo o “principal combustível” do mundo e deve ter grande importância nas próximas décadas. Como as perspectivas de novas descobertas nessas regiões não são promissoras, o olhar se volta, desta vez, para o petróleo de países com grandes reservas e maior estabilidade política, social e jurídica, como é o caso brasileiro. 

Sem dúvidas, o pré-sal do século XXI assume grande importância para os Estados Unidos e para Europa, assim como o Golfo do México e o Mar do Norte na segunda metade do século XX. Por essa razão, tais países tratam o pré-sal como um instrumento fundamental da sua soberania energética e buscarão realizar ações junto ao governo brasileiro dentro dessa lógica. 

A diferença fundamental é que o pré-sal não está sob o território de Estados Unidos, Inglaterra ou Holanda, mas no Brasil. Se as lições do passado servem para o futuro, as políticas setoriais e industriais da exploração de petróleo no país devem priorizar nossa soberania e objetivos estratégicos, assim como o americanos e europeus o fizeram ao longo do século XX.

 

[Artigo publicado originalmente no Brasil Energia]

 

Publicado em Petróleo

A venda de distribuidoras estaduais de gás natural é foco do plano de desestatização da equipe econômica do governo de Jair Bolsonaro, especificamente parte do programa chamado “Novo Mercado de Gás”. Nesse sentido, o governo federal tem incentivado os estados a privatizarem suas distribuidoras de gás. Tal incentivo parte da premissa de que a privatização permitiria maior concorrência e eficiência dessas empresas em cada um dos estados, possibilitando a melhora dos serviços e a redução dos preços aos consumidores em até 40% em dois anos, segundo o atual ministro da Economia Paulo Guedes. 

Nessa linha, o presidente da Gasmig, Pedro Magalhães, segundo matéria do site Hoje em Dia, afirmou que “o mercado é inviável sem competição. (...) só a abertura do mercado pode garantir um preço competitivo para o gás natural”. Curioso notar, nessa conjuntura, por exemplo, que o governador do Rio Grande do Sul, Eduardo Leite, a partir da mesma perspectiva, já tem debatido com os atuais ministros de Minas e Energia e da Economia o modelo de privatização da Sulgás, sendo que esta distribuidora de gás já se destaca por ter a segunda tarifa mais barata para as indústrias no Brasil – ainda que apareça com preços intermediários no segmento residencial, como veremos a seguir. 

Tendo em vista que, atualmente, alguns estados contam com distribuidoras de gás natural privadas, como algumas localizadas em São Paulo e no Rio de Janeiro, já é possível estabelecer uma comparação entre estas distribuidoras com aquelas que são majoritariamente públicas para assim verificar a diferença de preços entre cada uma delas. A partir de dados do Ministério de Minas e Energia (MME), o Ineep elaborou um comparativo para o preço do gás natural residencial igual a 12 m³ por mês disponibilizado por 19 empresas de distribuição de gás natural no Brasil, entre maio de 2018 e maio de 2019. 

Inicialmente, chama a atenção que, em maio de 2019, as distribuidoras Ceg (RJ), Ceg Rio (RJ), Comgás (SP), todas de propriedade privada, contavam com preços acima de R$ 130 por MMBtu e estavam entre as oito empresas com o maior preço do gás residencial. Em São Paulo, no mesmo mês, a GasBrasiliano, empresa majoritariamente pública, disponibilizou gás natural para as residências a R$ 51,60 por MMBtu, valor bem abaixo das suas concorrentes privadas (Comgas e São Paulo Sul). Interessante notar que a GasBrasiliano, inclusive, entre dezembro de 2018 e maio de 2019, foi a que mais reduziu o preço do gás, em 60%, vindo depois a Cegás (CE) em segundo lugar, com uma redução de 26%. Contudo, já a Gasmig (MG) e a Sulgás (RS), ambas majoritariamente públicas, se destacaram como as que mais aumentaram o preço nesse mesmo período, em 64% e 39%, respectivamente. 

Tabela 1 – Preços das distribuidoras estaduais de gás natural para o segmento residencial (mai.2018-mai.2019)

 

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento de Indústria de Gás Natural – MME e Ipeadata. Elaboração e cálculos Ineep.

 Desse modo, ao observar a variação dos reajustes dos preços, percebe-se que não há uma grande diferença entre as empresas de tipo pública, pública de capital misto e privada, o que permite afirmar que a dinâmica dos reajustes muito possivelmente não tem relação com a propriedade das empresas. Entretanto, torna-se necessário sublinhar que, quando se observa os estados com maior produção de gás natural, Rio de Janeiro (66.711 Mm³/d, com produção offshore) e São Paulo (18.995 Mm³/d, com produção offshore), onde se localizam as empresas privadas, os preços são os mais altos - com a exceção do caso da GasBrasiliano, empresa pública. Já o Amazonas, terceiro maior produtor de gás natural no país (15.405 Mm³/d, com produção somente onshore), e o Espírito Santo (7.139 Mm³/d, com produção majoritariamente offshore), quarto maior produtor, contam com empresas públicas, Cigás (AM) e BR (ES), e disponibilizaram gás natural a preços bem mais baixos, a R$ 84,40 por MMBtu e R$ 86,80 por MMBtu, respectivamente, em maio de 2019.  

Ou seja, mesmo em estados com alta produção de gás natural, os preços mais altos no segmento residencial foram aqueles estabelecidos por empresas privadas. Essas informações indicam, dada a atual configuração do mercado de gás, que a privatização das empresas de distribuição e a promoção da concorrência no mercado de gás não necessariamente provocarão uma redução nos preços no segmento residencial. Inclusive, a análise desse comparativo permite conjecturar justamente o contrário.

[Via Blog do Ineep] 

Publicado em Sistema Petrobrás

Por Rodrigo Leão e William Nozaki, pesquisadores do INEEP

 


O debate sobre o papel público da Petrobras e as vantagens/desvantagens de uma possível privatização deve levar em conta as particularidades da relação entre o Estado Nacional e a indústria petrolífera, principalmente na era offshore.
 
Recentemente, o Ministro da Economia, Paulo Guedes, anunciou um amplo pacote de privatizações e sinalizou que até o final do governo quase todo o sistema estatal produtivo, incluindo a Petrobras, deveria ser vendido à iniciativa privada. Tais afirmações reacenderam o debate sobre o papel público da Petrobras e as vantagens/desvantagens de uma possível privatização. Esse texto visa contribuir com esse debate apontando as particularidades da relação entre o Estado Nacional e a indústria petrolífera, principalmente na era offshore

Ainda que as primeiras descobertas de petróleo no mar (offshore) tenham ocorrido nos anos 1910, o marco inicial da exploração petrolífera offshore se deu nos anos 1940. Foram consideradas as primeiras explorações economicamente viáveis de petróleo no mar no Golfo do México, no estado americano da Louisiana, em 1947, e no Mar Cáspio, na antiga União Soviética, em 1949. 

Vários fatores influenciaram no avanço da fronteira petrolífera para o mar, como: (i) a crise geopolítica no Oriente Médio – principalmente no Irã – que ameaçou a posição das empresas britânicas na região, notadamente a BP; (ii) o esgotamento das reservas onshore dos Estados Unidos; (iii) o acelerado consumo de derivados de petróleo num período de industrialização e reconstrução dos países em desenvolvimento; (iv) as inovações técnicas e tecnológicas para descoberta de petróleo e, principalmente, para a construção de equipamentos adequados à exploração de petróleo em alto mar e (v) o crescente risco das nacionalizações do setor dos principais países produtores de petróleo, principalmente na América Latina e no Oriente Médio. 

Todos esses aspectos transformaram a descoberta de petróleo offshore não apenas numa estratégia de sobrevivência das grandes empresas do setor – conhecidas como Sete Irmãs –, como também a tornaram uma política de Estado. Isso ocorreu principalmente nas nações que, ao mesmo tempo, eram importantes consumidores de petróleo e possuíam as principais empresas do setor, ou seja, os Estados Unidos e a Grã-Bretanha. Não foi mera coincidência que duas das fronteiras marítimas mais exploradas a partir dos anos 1950 foram o Golfo do México, na costa americana, e o Mar do Norte, na costa britânica.

Como mencionado, ainda que o esforço em aprendizados técnicos e tecnológicos fossem vitais para a realização de novos empreendimentos de exploração e produção de petróleo no mar, a ação estatal se mostrou fundamental. Em primeiro lugar, porque inexistia uma regulação para a exploração offshore que garantisse uma estabilidade jurídica para a realização desta atividade.

 Em segundo lugar, porque havia riscos geopolíticos consideráveis, uma vez que os investimentos muitas vezes eram realizados em “águas internacionais” e demandavam bastante articulação em termos de política externa. E, em terceiro lugar, porque se apresentava um elevado grau de incerteza sobre os retornos dos investimentos que precisavam ser realizados, o que gerava um risco imenso de capital e de mercado.
 
No caso da Grã-Bretanha, um país marcado ideologicamente pelo liberalismo econômico e pela liberdade da atuação empresarial, o conjunto de riscos associados ao setor petrolífero motivou uma maior atuação do Estado no suporte ao desenvolvimento da indústria offshore britânica, como analisou Nelsen (1992): 

“Os britânicos, com o seu amplo envolvimento político e comercial no Oriente Médio, não quiseram criar um precedente prejudicial para os interesses britânicos no estrangeiro e, por isso, buscavam um sistema de licenciamento não muito intervencionista no seu país. Ao lado dessa questão geopolítica, a prioridade da Grã-Bretanha era conseguir a autossuficiência em petróleo. Por essa razão, foram oferecidas condições favoráveis para exploração dando liberdade à atuação empresas e priorizando os seus interesses. As considerações em termos de política externa encorajaram os políticos britânicos para limitar a intervenção na indústria petrolífera. [Apesar disso], o sistema criado (…) também introduziu incentivos desenhados para encorajar a rápida exploração e desenvolvimento. O tamanho pequeno dos blocos, a implementação de taxas progressivas foram exemplos de medidas para acelerar o desenvolvimento da exploração offshore no Mar do Norte. Além disso, a alocação dos blocos seguiu as diretrizes do Ministério de Defesa, atendendo também aos interesses da política de defesa da Grã-Bretanha”. 

Como se observa, os britânicos buscaram atender os interesses das suas operadoras e, simultaneamente, às preocupações da sua política de defesa. E os próprios interesses das operadoras, muitas das vezes, demandavam ações estatais como medidas específicas fiscais e financeiras. A primeira regulação da exploração dos campos offshore britânicos, promulgada em 1964, já apresentava alguns dos aspectos importantes para o Estado Nacional. 

Tal regulação se baseava na necessidade de incentivar a exploração mais rápida e completa dos recursos petrolíferos na plataforma continental. Além disso, havia a exigência de que o requerente de uma licença fosse constituído no Reino Unido e de que os lucros das operações fossem tributados neste país. Buscava-se ainda analisar o programa de trabalho do requerente, a sua capacidade e recursos para o implementar, bem como as suas contribuições ao desenvolvimento dos recursos da plataforma continental e para o desenvolvimento economia de combustível britânica em geral. 

Embora buscasse dar liberdade à atuação das operadoras, a política de petróleo offshore na Grã-Bretanha foi estruturada, em última instância, a partir de uma visão de Estado Nacional, articulando os objetivos de acelerar a produção, atrair investimentos, desenvolvimento a indústria de derivados, atender a sua política de defesa entre outros.

 No caso dos Estados Unidos, as medidas de protecionismo à indústria offshore foram bem mais agressivas do que na Grã-Bretanha, fazendo com que o analista da Universidade de Iowa, Tyler Priest, afirmasse que em 1960 “os Estados Unidos eram um dos mercados de petróleo mais protegidos do mundo”. Desde 1947, o governo americano implementou várias políticas fiscais, financeiras e tecnológicas para proteger as suas empresas e, ao mesmo tempo, desenvolver o setor petrolífero em alto mar. 

Na década de 1950, os arranjos de governança na indústria de petróleo dos Estados Unidos permitiram a transferência de diferenciais de renda de áreas produtoras de baixo custo no exterior para os campos americanos de maior custo na fronteira offshore. Em 1959, logo após grandes guerras e descobertas petrolíferas, a administração do presidente Eisenhower restringiu o fluxo de importações baratas para os Estados Unidos ao impor cotas obrigatórias para o petróleo que poderia ser vendido nos Estados Unidos do exterior.

 Isso impôs um custo adicional aos competidores externos em relação aos produtores americanos que, com a ausência dessa medida, teriam de abandonar as suas operações no Golfo do México. Tais quotas foram ampliadas na gestão Kennedy, criando um vasto mercado para os produtores de petróleo da costa americana. 

Uma política de financiamento (leasing) específica para o setor petrolífero offshore motivou que novas empresas, com baixa capacidade inicial de investimento, pudessem arrendar diversas áreas exploratórias. Tal medida, estruturada a partir de 1962, visava manter a indústria de perfuração ocupada por cinco anos e atrair múltiplos atores para a indústria de petróleo em alto mar. 

Além dos incentivos fiscais e financeiro, o governo federal também ajudou a indústria de outras formas. Sistemas de radioposicionamento desenvolvidos pela Marinha para a guerra provaram ser essenciais para a exploração de petróleo offshore. A Unidade Experimental de Mergulho da Marinha treinou mergulhadores em operações de salvamento submarino e desenvolveu técnicas de mergulho de gás misto e saturação, impulsionando o negócio de mergulho comercial do pós-guerra que se tornou um complemento vital para a indústria offshore

Empresas de construção da Costa do Golfo, como a Brown & Root e a J. Ray McDermott, adquiriram embarcações de aterragem com excedentes de guerra por valores subsidiados e as converteram em sondas de perfuração, barcos de abastecimento e de tripulação e navios de construção e de assentamento de condutas.

 A aceleração das atividades petrolíferas no Mar do Norte e no Golfo México permitiu que, no início dos anos 1970, grandes empresas de Estados Unidos e Grã-Bretanha, como a Chevron e a BP, já estivessem direcionando boa parte de seus investimentos para aquelas regiões. A BP já tinha lançado um programa exploratório de larga escala no Mar do Norte e a Chevron já vinham direcionando grandes investimentos no Golfo do México. 

Para se ter ideia da importância deste esforço, entre 1947 e 1972, as reservas de petróleo offshore de Estados Unidos e Europa Ocidental (basicamente o Mar do Norte) já estavam num patamar próximo das reservas offshore da América Latina que tinham produtores tradicionais como México e Venezuela, onde já existiam investimentos também em programas exploratórios no mar.

 Como observado, isso somente foi possível a partir de uma forte atuação e coordenação do Estado Nacional. Embora as empresas desses países fossem majoritariamente privadas, em última instância, elas se favoreceram do protecionismo e das condições favoráveis oferecidas pelas políticas públicas. Mas, também, eram instrumentos importantes de política externa e econômica segundo os objetivos de cada Estado Nacional. 

Aliás, até hoje, mesmo após mais de cinquenta anos de desenvolvimento da indústria petrolífera offshore, tais empresas continuam sendo instrumentos dos seus Estados Nacionais e recebendo tratamento privilegiado. Isso porque o petróleo não é e nunca terá um proprietário individual, mas sempre fará parte da uma estratégia de Estado, pelo menos daqueles que buscam ter relevância no sistema internacional, pois se trata da mais (geo)política de todas as commodities.

 

NELSEN, B. F. Explaining Petroleum Policy in Britain and Norway, 1962-1990. Scandinavian Political Studies, vol. 15, n. 4: 307-328, 1992.

PRIEST, T. Extraction Not Creation: The History of Offshore Petroleum in the Gulf of Mexico. Enterprise & Society, vol. 8, n. 2: 227–267, jun. 2007.

[Artigo publicado no Le Monde Diplomatique Brasil]
Publicado em Petróleo

A atividade da construção civil perdeu 31% de participação no PIB nos últimos 20 trimestres, retornando ao patamar de dez anos atrás. Ou seja, desde 2015, início da crise econômica que o setor vem amargando perdas até chegar ao quadro atual de recessão.

Uma das causas para que o setor amargue números tão ruins é a Operação Lava Jato, que com o discurso de combate a corrupção paralisou obras em todo o país e levou às principais empreiteiras e estatais, como a Petrobras, a perderem mercado interno e externo.

Somente a construção civil registrou saldo negativo entre contratações e demissões de 991.734 vagas formais, entre 2014 e 2017.

As maiores construtoras do país, Odebrecht, Andrade Gutierrez, Camargo Corrêa, Queiroz Galvão, Galvão Engenharia, UTC e Constran tiveram perdas de 85% de suas receitas entre 2015 e 2018, passando de um faturamento conjunto de R$ 71 bilhões para apenas R$ 10,8 bilhões.

Nesse mesmo período, a construção pesada fechou um milhão de postos de trabalho no país, o equivalente a 40% das vagas de emprego perdidas na economia.

A Lava Jato impactou também nos setores metalomecânico, naval, construção civil e engenharia pesada, cujas perdas podem totalizar até R$ 142 bilhões. Essa perda fez o Produto Interno Bruto (PIB) cair 2% e 2,5%,em 2015 e 2016, respectivamente.

Enquanto nos anos de 2010 a 2014, a economia brasileira, sem a existência da operação Lava Jato, cresceu 3,2% como média anual, na segunda metade da década de 2010, com a presença da operação Lava Jato, o país regrediu em média, 1% ao ano. Com isso, o desempenho do PIB foi de apenas 1,1% como média anual nos últimos 10 anos.

Os dados sobre a construção civil e os impactos nos demais setores e no PIB, foram divulgados pelo professor de economia do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Luiz Fernando de Paula, o doutorando no Instituto de Estudos Sociais e Políticos (IESP) da Universidade do Estado do Rio de Janeiro, Rafael Moura, o professor do Departamento de História da UFRJ, Pedro Henrique Pedreira Campos, e o presidente da Fundação Perseu Abramo, Marcio Pochmann, que numa série de artigos analisaram os impactos negativos da Operação Lava Jato no desenvolvimento econômico e no nível de emprego no país, na edição deste mês do jornal do Conselho Regional de Economia do Rio de Janeiro (Corecom)clique para ler.

“A Operação Lava Jato contribuiu para sufocar setores inteiros que eram responsáveis por parte significativa do crescimento da economia nacional como petróleo e gás, construção naval e civil, entre outros”, afirma Pochmann em seu artigo.

Trabalhadores e Petrobras, vítimas da Operação Lava Jato

Um levantamento feito pelo professor do Instituto de Economia da UFRJ e pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep), Eduardo Costa Pinto, encomendado pela Federação Única dos Petroleiros (FUP), mostra que a Operação Lava Jato, aliado à queda do preço internacional do petróleo em 2015 (o barril caiu de US$ 90 para US$ 40), destruíram os pequenos e médios fornecedores da Petrobras e, consequentemente, atuaram para o fechamento de milhares de postos de trabalho.

Os dados mostram que em 2013, a Petrobras era responsável por 9% (R$ 99 bilhões ) do total dos investimentos do país. Em 2015, início da crise econômica, já com a Lava Jato em andamento, caiu para 7% (R$ 73 bilhões). Em 2016 nova queda para R$ 53 bilhões e chega a 2017, último ano da apuração, em 5% ( 46 bilhões). Ou seja, em apenas quatro anos, os investimentos da Petrobras caíram quase 50%.

“Isso afetou fortemente os empregos do setor. Todo o sistema Petrobras, que incluiu suas refinarias e subsidiárias, de 2013 a 2017, diminuiu o número de trabalhadores de 86 mil para 63 mil. Os terceirizados caíram de 360 mil para 117 mil e o da construção naval, que prestava serviços para a Petrobras diminuiu de 63 mil para perto de 42 mil”, conta o autor da pesquisa.

Segundo ele, a cadeia de produção de insumos para a estatal como cimento para um poço, aço para plataformas, alimentação para funcionários, ruiu num efeito dominó.

Eduardo critica a forma como a operação Lava Jato atuou no combate à corrupção que levou a perda de milhões de empregos e o fechamento de empresas.

“Não é só prender o dono da empresa. Deveria haver um tipo de intervenção do sistema judiciário para manter a empresa funcionando. A Lava Jato só conseguiu fechar empresas e a Petrobras agora compra insumos da China, da Malásia, gerando empregos fora do Brasil”, diz.

Para o professor, a crise econômica gerada a partir da operação mostra ainda que o importante não é o combate a corrupção, mas a forma como ele é feito.

“A Lava Jato destruiu setores fundamentais na geração de emprego, renda e no desenvolvimento nacional. O mecanismo de combate à corrupção teve um  custo maior de destruição do que benefícios”, avalia .

Segundo o economista, esses setores não se reconstroem da noite para o dia e o custo do benefício social foi muito negativo porque os operadores da Lava Jato acharam que poderiam passar por cima de regras, como demonstram as conversas vazadas entre os procuradores do Ministério Público Federal (MPF) e o ex-juiz Sergio Moro, atual ministro da Justiça do governo Bolsonaro.

“É um discurso moralista, udenista como o de Jânio Quadros e Collor de Mello,que afundaram o país. Não é só a corrupção que é o problema a ser vencido no país, mas sim a concentração de renda e a desigualdade social”, analisa o economista.

Governo deixa de investir R$ 132 bilhões com obras paralisadas, aponta TCU

Além de não investir, o governo federal não retoma obras que poderiam amenizar a crise econômica e abrir mais vagas de emprego.  É o que mostra uma auditoria operacional do Tribunal de Contas da União (TCU) realizada entre abril e maio de 2018, mas só divulgada neste ano. 

Segundo o TCU, das 38.412 obras financiadas com recursos federais, para as quais havia sido previsto um investimento inicial de R$ 725 bilhões, mais de 14 mil estão paralisadas. Ou seja, cerca de 37%, não tiveram avanço ou apresentaram baixíssima execução nos últimos três meses analisados em cada caso. Juntas elas alcançam um investimento previsto de R$ 144 bilhões, dos quais R$ 10 bilhões foram aplicados.

Em sua análise, o Tribunal de Contas da União diz que “no caso das obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), consideradas mais relevantes para o país e que deveriam, por esta razão, ser aceleradas, cerca de 21%  (2.914)  estão paralisadas. Desse total, apenas seis delas tiveram indicação de paralisação pelo TCU.

Isso significa que, dos R$ 663 bilhões inicialmente previstos para serem investidos no PAC, R$ 127 bilhões estão atrelados a obras paralisadas.

 “Entre outros efeitos negativos, podem ser citados os serviços que deixam de ser prestados à população, os prejuízos ao crescimento econômico do País e os empregos que não são gerados. São mais de R$ 132 bilhões que deixaram de ser injetados na economia. Apenas no tocante aos recursos destinados às creches do Programa Proinfância, 75 mil vagas deixaram de ser criadas e oferecidas à população”, diagnosticou o TCU, na síntese da auditoria.

Segundo o presidente da Confederação Nacional dos Sindicatos de Trabalhadores nas Indústrias da Construção e da Madeira filiados à CUT (Conticom-CUT), Cláudio da Silva Gomes, Claudinho, esses números demonstram que a soma dos trabalhos na construção de obras de infraestrutura e as demais obras residenciais, industriais, comerciais e particulares decorrem dessa crise econômica que teve início com a Operação Lava Jato.

Para Claudinho, a paralisação de grandes obras de infraestrutura como a estrada Transnordestina e a transposição do Rio São Francisco também aumentam o custo do país.

“Tudo que é precário custa mais. Você gasta com manutenção, não gera empregos e a população é que paga esse prejuízo. Perde a economia como um todo”, afirma.

Mudar legislação trabalhista não gera emprego

O dirigente lembra que para piorar, a atual conjuntura não está favorável aos trabalhadores e as trabalhadoras porque as medidas anunciadas por Bolsonaro levam a um caminho da irracionalidade.

“O governo insiste em mexer na legislação trabalhista e diz que é para gerar emprego, mas ele não ataca as ações causadoras do desemprego que são a falta de linhas de financiamento”, critica.

[Via CUT |Texto: Rosely Rocha]

Publicado em Política
Terça, 27 Agosto 2019 17:51

A Amazônia e o óleo que inflama o fogo

Por William Nozaki, pesquisador do INEEP

Por trás do crescente interesse da comunidade internacional em torno da devastação e das queimadas na Amazônia há mais do que a preocupação com a preservação do meio ambiente e da floresta. Nos últimos anos, os rios e mares que orbitam o perímetro amazônico têm sido objeto de disputas petrolíferas cada vez mais intensas, por trás das fumaças do fogo há interesses em torno do óleo. 

No século XXI, a grande fronteira de exploração e produção de petróleo encontra-se em águas profundas e ultraprofundas, as descobertas do pré-sal colocaram o Brasil na ponta de lança da indústria petrolífera offshore e no epicentro da nova geopolítica do petróleo [1], desde então o Atlântico Sul tornou-se área de influência e vigilância internacional e as riquezas marítimas da costa brasileira, na área da chamada Amazônia Azul, tornaram-se objeto de interesse e cobiça por parte dos principais players globais [2]. 

Mais recentemente, a região Norte da América do Sul tem se apresentado como o espaço que desperta o apetite e orienta estratégias nacionais e empresariais no setor de óleo e gás. Desde 2015, algumas das descobertas offshore mais relevantes tem acontecido nas águas profundas da Guiana, entre a Venezuela e o Suriname.

Nos últimos 5 anos, a norte-americana Exxon já anunciou 13 novas descobertas naquele pequeno país, alguns desses blocos são operados em consórcios que contam com a presença da chinesa CNOOC, ambas já anunciaram a existência de mais de 5,5 bilhões de barris de reserva naquela área e apontam a instalação de pelo menos mais 5 plataformas FPSO`s com previsão de produção de 750 mil barris por dia até 2025.

Uma parte das tensões entre os governos Trump e Maduro passam pela disputa ainda silenciosa em torno dessa região que vive um boom de atividades exploratórias. Além da Guiana, há uma presença crescente da norte-americana Chevron, da espanhola Repsol e da japonesa Inpex no Suriname; enquanto a anglo-holandesa Shell e a francesa Total intensificam sua inserção e atuação na Guiana Francesa. A taxa de sucesso exploratório na região tem atingido a taxa extraordinária de 82%, muito acima da média mundial e comparada às áreas do pré-sal.

Se, na década passada, a descoberta do pré-sal brasileiro mobilizou os EUA a reativarem a IV Frota Naval de monitoramento militar do Sul da América do Sul, na década atual, as novas descobertas no Norte da América do Sul tem mobilizado o governo dos EUA a participar ativamente da elaboração do novo marco regulatório de exploração e produção de petróleo na região da Guiana. 

Essa nova tendência tem impactos diretos sobre a área da Amazônia Verde brasileira, dado que o estado do Amapá e a Foz do Amazonas compõe o novo perímetro de exploração e produção, uma área delicada do ponto de vista ambiental, marítimo e socioeconômico. A chamada Margem Equatorial comporta uma faixa do Atlântico que se estende do Amapá ao Rio Grande do Norte e é dividida em 5 grandes bacias sedimentares em uma área de mais de 1 milhão de km². Na Foz do Amazonas, há notícias da probabilidade de existência de até 15 bilhões de barris de petróleo e 30 trilhões de pés cúbicos de gás, a uma distância de cerca de 60 km do litoral, tanto em águas rasas (50 metros de profundidade) quanto em águas profundas (mais de 3 mil metros de profundidade). A exploração nessa região, entretanto, traz enormes riscos ambientais e grandes desafios de infraestrutura.

Desde a década de 1970 diversas incursões de exploração petrolífera já foram ensaiadas entre a Guiana e a Foz do Amazonas, boa parte delas foi interrompida por acidentes. Em 2011 uma plataforma da Petrobras passou por instabilidade em função do terreno e das correntezas e ficou à deriva. A partir de 2013 diversas empresas petrolíferas passaram a disputar licenças ambientais para realizar atividades de pesquisa e prospecção nessa região, como Exxon e Chevron. No final de 2018 o Ibama indeferiu um pedido de licença para que a petrolífera francesa Total explorasse a região, a petrolífera britânica BP aguarda a resolução para um pedido análogo.

Sendo assim, o crescente interesse global sobre a Amazônia não pode ser visto apenas como manifestação da comunidade internacional em favor da preservação do meio-ambiente. As recentes declarações do presidente francês Emmanuel Macron alertando para as queimadas como um problema internacional devem ser observados em conjunto com os interesses petroeconômicos da francesa Total. 

A tentativa de se pautar na próxima reunião do G7 o fogo sobre a floresta, se, por um lado, é importante para lançar luz sobre um problema devastador, por outro lado, não pode ser observado com olhos ingênuos de quem, incapaz de reagir contra as ações desastrosas do atual governo brasileiro, aguarda que a salvação venha de fora. A saída para o desastre provocado pelo governo Bolsonaro na Amazônia não pode se dar por meio de ingerências externas. Tentar proteger as riquezas do país contando com intervenções estrangeiras é um contrassenso de quem não compreendeu o que é, afinal, a soberania nacional.

 
[1] Sobre a nova geopolítica do petróleo: https://diplomatique.org.br/a-nova-geopolitica-do-petroleo-no-seculo-xxi/

[2] Sobre o Atlântico Sul e o petróleo: https://diplomatique.org.br/o-velho-atlantico-e-o-novo-ouro-negro/

 [Artigo publicado no Jornal GGN]
Publicado em Petróleo

A venda de distribuidoras estaduais de gás natural é alvo do programa de desestatização da equipe econômica do governo de Jair Bolsonaro, especificamente parte do plano chamado “Novo Mercado de Gás”. Nesse sentido, o governo federal tem incentivado os estados a privatizarem suas distribuidoras de gás. Tal incentivo parte da premissa de que uma privatização permitiria uma maior concorrência e eficiências dessas empresas em cada um dos estados, podendo afetar numa melhora dos serviços e, possivelmente, numa redução dos preços. Nessa linha, o presidente da Gasmig, Pedro Magalhães, segundo matéria do site Hoje em Dia, afirmou que “o mercado é inviável sem competição. (...) só a abertura do mercado pode garantir um preço competitivo para o gás natural”. 

Atualmente, algumas das distribuidoras de gás natural são privadas, como em São Paulo e no Rio de Janeiro. Dessa forma, já seria possível estabelecer uma comparação entre destas distribuidoras com aquelas que são majoritariamente públicas para verificar a diferença de preços em cada uma delas. A partir de dados do Ministério de Minas e Energia (MME), o Ineep elaborou esse comparativo para o preço do gás natural industrial igual a 20.000 m³ por dia disponibilizado por 19 empresas de distribuição de gás natural no Brasil, entre junho de 2018 e maio de 2019. 

Entre janeiro e maio de 2019, somente sete dessas 19 distribuidoras aumentaram o preço do gás industrial em mais de 10%, sendo elas a Algás (AL), a Bahiagás (BA), a Ceg (RJ), a Ceg Rio (RJ), a Comgás (SP), a GasBrasiliano (SP) e a Compagás (PR). Ou seja, quatro empresas de capital misto (predominantemente pública) – Algás, Bahiagás, Compagás e GasBrasiliano – e três de propriedade privada – Ceg, Ceg Rio e Comgás. Entre as empresas citadas, o maior aumento foi da Comgás com 24,2%, seguido da Algás com 23,7%, da Compagás com 23,3% e da Ceg com 15,5%. 


Tabela 1 – Preços das distribuidoras estaduais de gás natural na indústria (jun.2018-mai.2019) 

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento de Indústria de Gás Natural – MME e Ipeadata. Elaboração e cálculos Ineep.

Ao observar os preços em si, nota-se que eles não apresentaram muitas diferenças relacionadas ao tipo de empresa em análise (pública, pública de capital misto ou privada). Embora a dispersão dos preços seja relativamente alta, não se observou um destaque de diferencial de preço entre as distribuidoras majoritariamente públicas daquelas privadas.

Por um lado, no primeiro quartil dos preços mais altos em maio de 2019, destacam-se a Pbgás (PB), a Potigás (RN), a Ceg (RJ), a Sergás (SE) e a Gás Brasiliano (SP). Por outro lado, a Comgás (SP) foi a única empresa privada entre as cinco empresas com menor preço em maio de 2019, tendo sido R$59 por MMBtu. 

É interessante notar, por sua vez, que os preços mais baixos no mesmo mês aparecem na região Sul, sendo R$ 43,2 por MMBtu pela Scgás (SC) e R$ 52,8 por MMBtu pela Sulgás (RS). Ambas são empresas de sociedade de economia mista, sendo que a primeira tem como sócios a Celesc (51%), a Gaspetro (23%), formada pela Petrobras e pela japonesa Mitsui, a Mitsui Gás e Energia do Brasil (23%), e a Infragás (3%); e a segunda, em posse do estado do Rio Grande do Sul (51%) e da Gaspetro (49%). 

A partir das observações acima, não foi possível afirmar que há um diferencial significativo de preços entre as distribuidoras privadas e públicas de gás. Isso sugere que a definição dos preços de gás natural obedece outros fatores, independente do tipo de perfil da empresa. Todavia, chamou atenção que, pelo menos nos primeiros meses de 2019, houve uma variação maior dos preços nas distribuidoras privadas de gás natural em relação às empresas públicas. Tal fato pode sugerir que elas têm uma tendência a acompanhar as oscilações do preço do petróleo e do gás do mercado internacional que, naquele período, teve um aumento importante. 

Essas informações indicam, dada a atual configuração do mercado de gás, que a privatização das empresas de distribuição e a promoção da concorrência no mercado de gás não necessariamente provocarão uma redução nos preços, pelo menos no segmento industrial. Mas, é possível alertar que a volatilidade se torna um risco real caso haja uma generalizada privatização no setor.

[Via Blog do INEEP]

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Privatizar as refinarias e consequentemente diminuir a diversificação da Petrobras em um momento que a indústria mundial do petróleo consolida sua posição na petroquímica é, no mínimo, questionável.

Na última semana de junho de 2019, a Petrobras anunciou o início do processo de privatização das refinarias Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco, Landulpho Alves (Rlam), na Bahia, Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná, e Alberto Pasqualini (Refap), no Rio Grande do Sul. Em meados de julho de 2019, a empresa divulgou a fase não vinculante para venda dessas refinarias, que consiste na apresentação, aos potenciais compradores, de um memorando contendo informações mais detalhadas sobre os ativos e um cronograma do desinvestimento. Não custa lembrar que, na esteira dessa medida, a Petrobras já abriu mão de boa parte da sua participação da BR distribuidora.

Para além das medidas adotadas pela companhia, o Estado brasileiro também tem atuado em favor de reduzir o espaço de atuação da estatal, principalmente na área de abastecimento. Corroboram esta afirmação a resolução N° 9 do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), de 9 de maio de 2019, que estabelece as diretrizes para a promoção da livre concorrência na atividade de refino no país, e o recente e inusitado Termo de Compromisso assinado entre a Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), em junho de 2019, que consolida a posição da Petrobras quanto às refinarias a serem privatizadas assim como define importantes parâmetros para as vendas.

Tanto a resolução do CNPE quanto o termo de compromisso assinado com o Cade direcionam o modelo a ser utilizado no processo de privatização das refinarias, com possibilidade concreta de destruição de valor para os acionistas. O CNPE, ao determinar que as refinarias devem ser vendidas em conjunto com a logística e o Cade, ao impor que nenhum comprador pode adquirir mais que uma refinaria. Entre a opção de vender as refinarias individualmente ou vender em grupo, a segunda opção garantiria um retorno bem maior à Petrobras. 

Cabe destacar que este termo de compromisso do Cade teve por base um processo aberto pelo presidente do Conselho, em dezembro de 2018, para apurar suposto abuso de posição dominante no mercado nacional de refino de petróleo. Todavia, ao longo desse ano, várias instituições como o próprio Ineep e, inclusive o Cade junto com a ANP, divulgaram diversos estudados que os problemas do preço não estavam relacionados à forte presença da Petrobras no refino. Cabe aqui lembrar, inclusive, que a própria abertura do mercado da Petrobras aos importadores de derivados de petróleo, tornando o mercado interno mais sensível às mudanças na cotação internacional do barril do petróleo, foi um dos fatores responsável pela crise dos preços dos combustíveis no Brasil.

Algumas perguntas surgem sobre o termo de compromisso assinado: qual era a posição do jurídico da companhia sobre a possibilidade de a Petrobras perder esse processo no Cade? Qual a perda potencial da Petrobras pela proibição de venda das refinarias em conjunto? Esse termo de compromisso foi aprovado pelo Conselho de Administração da empresa? Se sim, qual foi o posicionamento dos representantes dos acionistas minoritários? Como a Petrobras já tinha tomado a decisão de privatizar as oito refinarias, anunciada em abril de 2019, por que ela assinou o termo de compromisso com o Cade, em junho de 2019?

Privatizar as refinarias e consequentemente diminuir a diversificação da Petrobras em um momento que a indústria mundial do petróleo consolida sua posição na petroquímica é, no mínimo, questionável. O refino não é um bom negócio para a Petrobras assim como é para as principais empresas integradas de petróleo no mundo? [1] Aqui cabe uma importante informação: das quase 130 unidades de refino transacionadas no mundo nos últimos 13 anos, menos de 20% pertenciam às empresas petrolíferas integradas como a Petrobras, e entre estas a grande maioria das vendas ocorreram em mercados periféricos. As petrolíferas integradas mantêm um forte portifólio de refino, inclusive como estratégia de integração com a indústria petroquímica.

Portanto, ao se manter essa estratégia, a Petrobras segue um caminho oposto daquilo que é praticado pelos principais players do setor de petróleo e gás no mundo.

[1] Na ExxonMobil, por exemplo, o Retorno sobre o Capital Empregado do refino foi quase quatro vezes superior ao realizado na produção de petróleo.

 
Por Henrique Jager, pesquisador do INEEP. Artigo publicado no Jornal GGN. Foto: Jornal GGN.
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O anúncio dos resultados da Petrobrás no segundo trimestre de 2019 está sendo festejado pelos gestores da empresa, pelo governo e pelo mercado. Não poderia ser diferente.  Os R$ 18,8 bilhões que a Petrobrás “lucrou” foram obtidos às custas da entrega do patrimônio público, projeto principal da equipe econômica do governo Bolsonaro.

Não por acaso, no mesmo dia do fechamento do balanço da empresa, o ministro do mercado, Paulo Guedes, voltou a repetir que seu objetivo é “vender todas as estatais federais”.

Segundo o INEEP, somente neste segundo trimestre do ano, a Petrobrás aumentou os seus desinvestimentos em US$ 12,7 bilhões, a partir da venda da Transportadora Associada de Gás (TAG), de campos de petróleo e de ativos no exterior, como a Refinaria de Pasadena e o complexo de distribuição de derivados no Paraguai.

Os números do balanço da Petrobrás comprovam a relação direta entre os resultados operacionais e financeiros da empresa e a política de privatização e desinvestimentos, cujo foco é única e exclusivamente gerar lucros para os acionistas e para o sistema financeiro.

Sem investimentos, a produção de petróleo segue estagnada. Entre os segundos trimestres de 2018 e 2019, a produção de óleo e gás caiu 1%, passando de 2,66 milhões de barris por dia para 2,63 milhões de boe/dia.

Para piorar, a gestão da Petrobras tornou a reduzir o plano de investimentos, que caiu de US$ 16 bilhões para US$ 11 bilhões. Segundo o INEEP, a empresa está postergando as atividades de perfuração, o que irá “retardar a exploração e produção de poços com alto potencial de receita” e deixar a companhia “cada vez mais refém dos movimentos internacionais do barril do petróleo e da produção do pré-sal que, diga-se de passagem, ainda não tem sido capaz de alavancar a produção nacional em função da postergação de novos investimentos e do abandono dos campos maduros”.

As refinarias também continuam produzindo com baixa carga. A produção de derivados caiu 4,1% entre o segundo trimestre de 2018 e o segundo trimestre de 2019, passando de 1,841 milhões de barris processados por dia para 1,765 milhões de barris.

Além de servir como álibi para tentar justificar a venda das refinarias, a redução proposital da carga do parque de refino beneficia as importadoras de derivados, que despejam no mercado brasileiro combustíveis trazidos de fora, se aproveitando da política de preços internacionais que é praticada aqui pela Petrobrás. E quem paga a conta dessa equação é o consumidor.

Outra consideração que precisa ser feita em relação aos resultados da Petrobrás é que a empresa continua se beneficiando de fatores externos, como o dólar e o preço do barril do petróleo. Entre o primeiro e o segundo trimestre de 2019, o BRENT aumentou 9%, passando de US$ 63,20 para US$ 68,82, e o dólar subiu 4%, variando de R$3,77 para R$ 3,92.

Ao reduzir o tamanho econômico e a importância política da Petrobrás, a gestão Bolsonaro intensifica a desnacionalização do setor de óleo e gás, colocando para escanteio a indústria nacional, que já está nas cordas em função do desmonte promovido pela Lava Jato. Prejuízo para a sociedade e lucro para os acionistas e investidores estrangeiros.

Quem paga essa conta são milhões de brasileiros desempregados, jovens e adultos sem perspectivas de um futuro digno.

Quem paga a conta são as famílias que foram obrigadas a voltar a cozinhar com lenha ou carvão por causa do preço exorbitante do botijão de gás.

Quem arca com essa conta são os caminhoneiros que continuarão pagando caro pelo diesel importado dos Estados Unidos.

Quem paga a conta é a classe média, que continuará consumindo uma das gasolinas mais caras do planeta.

Quem paga a conta são as crianças e as próximas gerações de brasileiros, que correm o risco de viver em um país sem soberania energética, rico em petróleo, mas dependente e refém das nações estrangeiras.

Enquanto isso, os mercadores festejam os bilhões que lucram com o maior desmonte de uma empresa petrolífera já visto no mundo. Um recorde, de fato.

[FUP]

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Os resultados operacionais e financeiros do 1º semestre devem evidenciar uma política de desinvestimentos que gera caixa no imediato, mas afeta as condições produtivas da empresa no médio e longo prazos. A queda na produção é uma das consequências. 

Leia a nota do INEEP:

A Petrobras divulga amanhã (01/08), após o fechamento do mercado, o seu balanço do primeiro semestre de 2019. A empresa deverá obter resultados financeiros positivos em virtude do aumento dos preços do petróleo em reais, que cresceu 11% (de R$ 229 para R$ 254), uma vez que a produção de petróleo e gás caiu 2,6% e a produção de derivados permaneceu estagnada (-0,4%). 

Caso a venda da TAG seja lançada no balanço do 2º trimestre de 2019, os resultados financeiros da Petrobras serão astronômicos. Segundo estimativas do INEEP, o lucro líquido estimado semestral deve ser da ordem de R$ 40 bilhões no primeiro semestre de 2019. Na situação em que o valor total da venda da TAG seja computado no próximo semestre, o lucro semestral estimado é da ordem de R$ 8,9 bilhões. 

Cabe observar que pelo lado produtivo, observou-se uma queda na produção de petróleo e gás que não foi ainda maior em virtude do crescimento de 12,7% nos campos do pré-sal, resultado da entrada em operação de novos sistemas de produção. Esse resultado negativo provocou a revisão para baixo nas metas de produção da empresa para o ano de 2019, de 2,8 milhões de barris/dia para 2,7 milhões de barris/dia. 

De acordo com a Petrobras, a alteração nas expectativas seria fruto apenas das dificuldades operacionais enfrentadas na fase inicial de novas unidades de produção. Cumpre salientar que tal redução é também explicada por meio das políticas de (i) venda dos campos de petróleo; (ii) redução de investimentos para recuperação de óleo em campos maduros; e (iii) retração no custeio de novos projetos de exploração desde o final de 2015. Nesse sentido, os ganhos com o aumento do preço do petróleo poderiam ter sido ainda maiores se a Petrobras não tivesse adotado a política de desinvestimentos. 

Com esse aumento do preço do petróleo e a redução dos custos de extração/lifting cost, a área de E&P (exploração e produção) deverá ser o principal segmento da expansão dos lucros do primeiro semestre de 2019. 

Outro destaque diz respeito a situação da área de abastecimento (refino, transporte e comercialização), cujo resultado operacional possivelmente irá crescer pouco, mesmo com o aumento dos preços internos dos derivados e com a expansão das vendas em 1,1%.  Esse crescimento tímido será influenciado negativamente pela queda na receita das exportações de petróleo cru, dado o decrescimento da exportação em 1,5% e a redução do preço de exportação em 2,5%, e pelo aumento dos custos de importação dos derivados com o aumento da participação da Petrobras, que está descolando importadores privados.  

Apesar do aumento das importações de derivados, a produção das refinarias da Petrobras ficou estagnada no semestre em relação ao mesmo período do ano anterior, mesmo com o aumento das vendas da empresa. Dado esse contexto, a receita de vendas do abastecimento deve crescer numa velocidade bem menor do que a observada nos custos dos produtos e serviços vendidos, implicando na redução dos lucros da área. 

Em parte, isso se deve à estagnação do FUT do parque de refino da Petrobras no 1º semestre de 2019 de 75%, mesmo patamar do mesmo período em 2018, mesmo com o aumento das vendas de derivados em 1,1%. Com isso, a Petrobras aumentou as suas importações de derivados em 35%, sobretudo de diesel e gasolina, mesmo tendo capacidade ociosa em refinarias cuja disponibilidade de unidades de conversão (coqueamento e craqueamento catalítico) permitiria refinar petróleo obtendo esses tipos de derivados com eficiência econômica. Um exemplo disso é a RNEST/PE, refinaria pernambucana com alto padrão tecnológico e que já chegou a operar em 2016 com fator de utilização superior a 85%, mas que no último semestre teve a sua produção reduzida em 69,9%. 

A queda na produção de petróleo, atrelado a estagnação do FUT das refinarias, provavelmente não provocará queda no EBITDA ajustado (lucro antes de juros, depreciação e amortização) do refino no 1º semestre de 2019. 

Pelo lado do endividamento, os resultados do balanço deverão sinalizar a política em curso de acelerada desalavancagem (relação dívida líquida/LTM EBITDA), que tem como um de seus eixos a estratégia de adiantar o pagamento de dívidas junto aos seus credores, que está impactando negativamente na produção de petróleo. Com as receitas oriundas das vendas de ativos, a Petrobrás deverá reduzir o nível de endividamento.   

Os resultados operacionais e financeiros do balanço do 1º semestre de 2019 da Petrobras evidenciarão uma política de desinvestimentos que gera caixa no curto prazo, mas afeta as condições produtivas da empresa no médio e longo prazo, como, por exemplo, a redução da produção de petróleo e gás verificada nesse semestre. 

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

[INEEP]

Publicado em Sistema Petrobrás

Por Rodrigo Leão, do Ineep


País elaborou estratégia ousada de ampliação da indústria ancorada em mercados de outros países asiáticos.

Os casos de China e Índia responderam ao acelerado aumento do consumo diário de petróleo e derivados nos dois países. Todavia, o caso da Coreia do Sul foi particularmente diferente, uma vez que, nas últimas duas décadas, o aumento do parque de refino sul-coreano foi significativamente superior ao da demanda por petróleo e derivados. Com efeito, em 2018, a Coreia do Sul alcançou uma capacidade diária de refino de 3,3 mbbl, enquanto o consumo diário de derivados do país foi de 2,8 mbbl, ou seja, uma parcela considerável do aumento do parque de refino não foi para atender ao mercado interno. 

Mas, então, qual foi a principal razão que determinou a estratégia sul-coreana para o mercado de refino? 

Segundo o pesquisador da National Research University Higher School of Economics, Antwi Oliver, a Coreia do Sul tem desenvolvido uma estratégia de suporte à exportação de derivados de petróleo “em função da demanda por petróleo na Ásia apresentar uma trajetória de expansão, uma vantagem – em razão da proximidade geográfica – da qual os sul-coreanos têm se aproveitado para se tornar um dos gigantescos produtores globais em refinados de petróleo”. Em 2017, a Coreia do Sul exportou 1,4 mbbl por dia de produtos refinados de petróleo, sendo a sua maioria gasolina e querosene de aviação. 

Como já observado, entre 2001 e 2018, a Coreia do Sul ampliou a sua capacidade diária de processamento de derivados em 1 mbbl, fazendo com que o país saltasse da decima segunda para a quinta posição entre os países com maior parque de refino do mundo. Nesse período, observaram-se dois movimentos na indústria de petróleo do país. Desde 2001, as empresas do setor realizaram investimentos na ampliação da capacidade das refinarias já existentes, e, nos últimos cinco anos, foram instaladas novas refinarias no país. 

Além disso, as plantas locais tiveram sua estrutura de coqueamento modernizada a fim de aumentar o processamento de derivados de maior valor agregado e que possui maior demanda para exportação, como gasolina, diesel e querosene de aviação. Outros investimentos incluíram a adição de unidades de dessulfuração para produzir óleo de queima mais limpa. 

No início deste século, a Coreia do Sul possuía cinco grandes refinarias (duas da coreana SK-Energy, uma da GS-Caltex, uma da Hyundai Oil Bank e uma da S-Oil) com capacidade de processamento de 2,3 mbbl por dia. Até 2014, essas quatro petrolíferas aumentaram em mais de 800 mil barris por dia tal capacidade, sendo a S-Oil e a GS-Caltex responsáveis por mais de dois terços desse aumento. 

Desde 2015, foram inauguradas mais duas refinarias no país por meio de joint-ventures. A primeira, entre a Hyundai Oilbank e a empresa coreana de petroquímica Lotte, com um volume máximo de processamento de 121 mil barris por dia, e uma segunda entre a petrolífera francesa Total e o grupo químico Hanwha, com capacidade diária de refinar 167 mil barris de derivados, segundo a Agência de Energia dos Estados Unidos (EUA). 

Apesar de, nos últimos três anos, a GS-Caltex e a S-Oil terem diminuído seu parque de refino em, respectivamente, 85 mil e 43 mil barris por dia, a entrada dessas duas refinarias mais do que compensou essa queda.

A joint-venture Hanwha/ Total já anunciou a realização de mais de US$ 750 milhões em investimentos para dobrar a capacidade de sua refinaria, que possui também um complexo petroquímico. Segundo o presidente da área de Refino e Químico da Total, “a produção adicional de derivados e produtos químicos permite à nova empresa atender à demanda do mercado asiático, que está em acelerada expansão”.
 
A Hyundai Lotte também montou uma refinaria associada a um complexo petroquímico e já divulgou a construção de uma nova planta, com previsão de iniciar operações em 2021, cujos investimentos estão estimados em torno de US$ 2,5 bilhões. 

Além das duas joint-ventures, a S-Oil já firmou um acordo com a Saudi Aramco para a construção de um novo complexo petroquímico no valor de US$ 4,5 bilhões, cuja demanda por matérias-primas deve ser atendida pela petrolífera saudita e cuja oferta busca alcançar os países asiáticos vizinhos, principalmente a China. 

As parcerias com grandes companhias de petróleo, como a Total e a Saudi Aramco, visam assegurar às refinarias e petroquímicas do país a aquisição de matérias-primas para o seu funcionamento. Em 2017, por exemplo, a Coreia do Sul importou cerca de 3 mbbl por dia de petróleo e condensados, tornando-se o quinto maior importador mundial desses produtos. 

Essas associações são estratégicas para o país reduzir os efeitos da volatilidade do mercado internacional de petróleo. Outra medida adotada pelo país é o suporte aos investimentos das empresas privadas e da estatal Korea National Oil Corporation (KNOC) em campos de petróleo no exterior. Segundo a Agência de Energia do EUA, “as petrolíferas estatais e privadas da Coreia do Sul participam em muitos projetos de exploração e produção (E&P) no exterior. O governo sul-coreano tem fornecido apoio financeiro para que as empresas nacionais de upstream ganhem licitações no exterior para projetos de E&P por meio das Contas Especiais de Energia e Recursos (SAER), administradas pela KNOC”. Com isso, a produção da KNOC cresceu nos últimos anos, atingindo o valor de 116 mil barris por dia de petróleo. 

Apesar de não ter uma demanda tão elevada por combustíveis – em comparação aos grandes demandantes globais, como EUA, China e Índia – e possuir um volume ínfimo de reservas de petróleo, a Coreia do Sul desenvolveu uma estratégia de ampliação da indústria de refino e petroquímica ancorada nos mercados de outros países asiáticos. Para isso, buscou atrair o capital de petrolíferas estrangeiras, mas sempre associado com empresas privadas nacionais – que também realizaram novos investimentos nos seus parques de refino – a fim de assegurar um processo coordenado de expansão da indústria petrolífera do país. Dentro dessa coordenação, a estatal KNOC tem um papel importante a fim de articular os investimentos de refino de acordo com a demanda estrangeira de derivados, bem como com a expansão da produção de petróleo cru das empresas sul-coreanas. Ainda que seja pequena, a busca por ampliar a produção de petróleo das petrolíferas nacionais tem sido fomentada por intermédio de incentivos do governo do país. 

É um projeto extremamente ousado para um país com baixíssimas vantagens comparativas no setor, mas que já funcionou nos anos 1970, quando a política de conteúdo nacional da Coreia do Sul permitiu a formação de uma indústria de fornecedores sul-coreanos capazes de competir globalmente, inclusive com países que apresentavam grandes reservas de petróleo e gás natural. Independentemente de ter ou não petróleo, a Coreia do Sul entendeu que esse recurso energético é, efetivamente, uma ponte para o desenvolvimento econômico e industrial no longo prazo.

 

[Artigo publicado no Brasil Energia Petróleo]

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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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