Pre-Sal: governo confunde tecnologia nacional com reserva de mercado

Tecnologia brasileira perderá espaço na exploração do pré-sal

João Villaverde

O Estado de S. Paulo - 13/10/2013

Nos discursos oficiais, a exploração e produção de petróleo e gás no campo de Libra, no pré-sal, vai propagar uma nova onda de desenvolvimento da indústria nacional de ponta. Porém, a Petrobrás trabalhará com critérios menos rígidos de conteúdo sofisticado "made in Brazil".

Para evitar um recuo político na estratégia de desenvolvimento das cadeias produtivas brasileiras, por meio da política de conteúdo local mínimo, o governo mudou a composição dos contratos que serão celebrados entre a União e os consórcios vencedores do leilão previsto para o dia 21.

Itens com alto valor tecnológico agregado perderam força, enquanto a obrigatoriedade mínima de requisitos mais simples para a operação no pré-sal foram elevados. Ao final dessa "contabilidade criativa", o governo conseguiu manter no primeiro contrato de partilha do petróleo (que será firmado após o leilão de Libra) os mesmos 37% de conteúdo local mínimo na fase de exploração e de 55% na etapa de produção verificados nos contratos em vigor, feitos sob o regime de concessão.

Para isso, a exigência de "engenharia básica" nacional, que nos contratos antigos era de 50%, no pré-sal saltará a 90%. Por outro lado, o uso de "sistema de controle submarino" nacional na etapa de coleta da produção, altamente sofisticado, caiu de 50%, nos contratos antigos, para 20% no pré-sal

Ao analisar os dados reunidos pelo Estado, Adriano Pires, especialista no setor de petróleo e diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), disse que a mudança na composição das planilhas demonstra um esforço do governo para não abrir mão da política de incentivar o conteúdo nacional. "O governo se esforçou para manter os números idênticos na exigência de conteúdo brasileiro, mas afrouxou nos detalhes." De acordo com Pires, a decisão faz sentido para a Petrobrás, que será a operadora única do bloco de Libra. "Ela precisa explorar e produzir, e sem a obrigação de fazer com produto nacional, ela fica menos refém de atrasos na entrega ou de itens mais caros", disse Pires. "A política de conteúdo nacional, inaugurada pelo Lula em 2003, é importante. Mas o governo sempre confundiu conteúdo nacional com reserva de mercado."

Mantra. Quando deu posse a Graça Foster na presidência da Petrobrás, em fevereiro de 2012, Dilma Rousseff entoou o mantra de se aproveitar grandes contratos para agregar valor à indústria nacional.

"A decisão do presidente Lula de que as compras de navios, plataformas, sondas e equipamentos pela Petrobrás deveriam ser orientadas por um percentual produzido no nosso mercado interno, gerando empregos e conhecimentos no Brasil, ajudando a consolidar setores produtivos, mostra que essa estratégia é vencedora. As compras da Petrobrás preferencialmente no Brasil são, sem dúvida nenhuma, vantajosas para a empresa e para o País, e traduzem à perfeição o conceito que defendemos de uma participação das atividades da Petrobrás como indutora do desenvolvimento de setores industriais no Brasil", disse, na ocasião.

Para Luiz Pinguelli Rosa, professor da UFRJ e ex-presidente da Eletrobrás, que também trabalhou com política de absorção de tecnologia para o parque industrial local, a mudança na composição dos compromissos de conteúdo nacional é "evidente", e pode ser resultado de um esforço do governo e da Petrobrás para "compatibilizar as exigências normais com o quadro específico do pré-sal, onde há uma tecnologia mais complexa envolvida na operação".

De acordo com Pinguelli,    a maior abertura para participação estrangeira no fornecimento à Petrobrás não é algo necessariamente ruim. "Falamos de exigência mínima, ou seja, se a cadeia produtiva brasileira for capaz de entregar,- o porcentual será maior. Além disso, a elevação para 90% de engenharia básica brasileira é ótima, porque sinaliza que a concepção geral da operação será feita no País."

Uma fonte graduada do governo afirmou ao Estado que os patamares de conteúdo local para a operação do pré-sal foram definidos após 27 reuniões em Brasília entre a Petrobrás, que elencou a necessidade de equipamentos e serviços que serão usados, e a cadeia de fornecedores, que levantou a capacidade de produção total.

"O que está no contrato é consenso entre as partes envolvidas. Quem vai comprar e quem vai vender concorda com esses números", disse a fonte do governo.

Pre-sal, seis anos depois, esperancas e desilusoes - Foreign Affairs

Brazil’s Pre-Salt Oil Six Years Later

by Shannon K. O'Neil
Council on Foreign Relations, October 10, 2013

An aerial view of the final stage of the construction of new P-56 semi-submersible production platform for the oil company Petrobas at the Brasfels shipyard in Angra dos Reis, about 115 miles (185 km) west of Rio de Janeiro February 24, 2011 (Sergio Moraes/Courtesy Reuters).

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In 2007, Petrobras engineers struck black gold, discovering vast oil reserves in the deep-water off the Brazilian coast and permanently altering not only Brazil’s energy landscape but the country’s economic and political fortunes. Immediate surveys predicted that some 80 billion barrels were trapped in these pre-salt reserves (named after the rock layer they are located in), a number so high that then-President Lula declared the find as proof that “God is Brazilian.”
Forecasters heralded Brazil’s coming energy dominance, predicting output to more than double to 5 million barrels of oil a day by 2013, transforming the country into the world’s fourth largest oil producer (behind only the United States, Saudi Arabia, and Russia). Six years later, here is a look at where the fields stand today.
Output has increased just 20 percent to 2.6 million barrels a day (some 350,000 barrels from the pre-salt fields), making Brazil the world’s eleventh largest oil producer. The vast difference between initial expectations and today’s reality comes in part from timing, as pre-salt production had a slow start, only really taking off in 2011. But other barriers have also limited exploration and production.
One of the structural challenges has been Brazil’s infrastructure. With 30 percent of roads considered to be “bad or very bad,” transport costs are an estimated 66 percent higher than they would be with better quality roads. Ports too are overwhelmed, with trucks routinely sitting in line at some of São Paulo’s ports for an astonishing twenty-four hours. Four new ports are scheduled to open in Rio de Janeiro by 2015 to help alleviate the backlog. Still, these bottlenecks and congestion have constrained output and raised costs so far.
Disappointing, too, have been some of the fields themselves. The dramatic saga of Eike Batista and his oil exploration company OGX Petróleo e Gás is a prime example. In 2007, OGX leased large offshore oil fields, and boasted of 4.8 billion barrels in potential reserves and an imminent 1 million barrels a day in production. But as the company’s exploration continued, field after field came up dry, with the most productive well starting at 15,000 barrels a day (disappointing by most oil company standards)—precipitating the decline of both OGX’s market capitalization and Batista’s personal wealth, which fell some $34 billion.
Another drag had been finding enough of the right people. Petrobras has rapidly expanded its staff over the past decade (from fewer than 40,000 workers in 2000 to 80,000 today), but the company estimates that it will need some 200,000 on staff by 2015 in order to meet its targets. And with Brazil’s unemployment rates at record lows, skilled workers able and willing to enter the company’s training programs are scarce.
Also slowing the process has been the legislative process, which has taken some time to define the rules of the game. Over the last six years Brazil’s Congress has struggled with questions of how best to explore the fields (Petrobras was named the sole operator), distribute the royalties (oil producing and non-producing states are waiting to see if the Supreme Court upholds legislation mandating that they receive roughly the same share), and include foreign companies (Petrobras maintains at least 30 percent control and ownership over all future finds). Brazil also enacted a quite ambitious local content law, requiring between 37 to 85 percent of the oil supply chain to be made in Brazil during the exploration phase (and 55 to 80 percent during the development phase).
Taken together, these structural and policy issues have tempered interest from many of the major oil companies skilled in deep water extraction. The most recent instance came in late September, when just eleven companies signed up to bid for the Libra field auction, the crown-jewel of the pre-salt fields (the government had expected forty). This all suggests that though still offering enormous potential, unlocking Brazil’s energy benefits is turning out to be a much more complicated and longer term endeavor.

Petroleo e gas brasileiros: o novo "xeique" (nunca antes) deve estar frustrado...

...pois são muitas más notícias ao mesmo tempo.

PRA

Um intrigante desinteresse das gigantes do petróleo
Editorial Valor Econômico, 24/09/2013

O desinteresse das grandes companhias privadas de petróleo do mundo pelo Campo de Libra, um dos maiores do pré-sal, mudou as expectativas em relação ao leilão e foi a primeira reação - negativa - das multinacionais que dominam o setor sobre o novo regime de partilha que estreará no dia 21 de outubro.

É intrigante que a maioria das grandes petrolíferas tenham ficado fora de uma das maiores reservas inexploradas no mundo. O Campo de Libra tem atrativos de sobra. Estima-se que possua de 8 a 12 milhões de barris de óleo, isto é, isoladamente, de 62% a 93% de todas as reservas provadas existentes no Brasil. Dificuldades políticas e regulatórias não costumam ser obstáculos intransponíveis para investimentos das gigantes do petróleo nos quatro cantos do mundo. Elas já realizaram negócios sob os mais variados regimes de remuneração e até sob governos que tinham um franco desdém pelo lucro privado, como, por exemplo, o de Hugo Chávez, na Venezuela.

Várias hipóteses levantadas para essa atitude das multinacionais não são muito convincentes, embora possam ser verdadeiras. O bônus de assinatura, de R$ 15 bilhões - algo como US$ 6,5 bilhões - é inegavelmente alto. Descontada a participação obrigatória mínima de 30% da Petrobras, o valor, de cerca de US$ 4,5 bilhões, não chega a ser nenhum empecilho para as gigantes do setor, que podem captar esses recursos ainda em um período de farta liquidez global e de juros baixos. A alegação da existência de outros "compromissos" em vários países, que tornariam inviáveis a participação na empreitada no Brasil é curiosa, porque elas sabem que o país tem um mar de petróleo a explorar desde 2007, pelo menos.

Um dos fatos novos é que há outras fontes de energia competindo com o petróleo, como o óleo e gás de xisto (shale). Mas eles são recursos igualmente finitos, cuja exploração não é excludente à busca dos suprimentos convencionais. O que a revolução do gás e óleo de xisto podem causar no curto prazo - e isso ainda não ocorreu em magnitude importante - é uma pressão baixista sobre o custo do petróleo. Esse impacto pode ou não ser vigoroso no futuro. Não foi forte até agora, considerando-se que mesmo com recessão severa na Europa e desaceleração nos EUA e na China as cotações do petróleo raramente se moveram abaixo dos US$ 90 o barril.

Os possíveis riscos para as empresas petrolíferas começam no retorno do investimento, difícil de mensurar especialmente pelas incertezas sobre o que será ou não custo operacional reconhecido no sistema de partilha - uma definição a cargo da Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). De qualquer forma, isso não impediria a participação no leilão de Libra, embora pudesse levar a lances bastante conservadores para a entrega de óleo ao governo, além da mínima, fixada em 41,5%.

Maiores motivos para insatisfação e discordância parecem surgir em relação ao modelo do negócio. Com 30% ou mais de participação em consórcio, a Petrobras será a operadora dos campos e há a percepção de que a estatal tem uma estrutura de custo maior, menor agilidade e sofre interferências políticas. A seu favor há o pleno domínio da tecnologia de exploração em águas profundas.

Definida a operadora e o percentual de sua fatia no negócio, a empresa interessada terá de se submeter à PPSA, que não colocará um centavo na exploração, mas dominará metade do comitê operacional, responsável entre outras coisas pela definição dos custos em óleo que serão aceitos e pela gestão do negócio. Em todas as decisões, a PPSA terá poder de veto ou o voto de minerva. As empresas que se associarem à Petrobras terão, então, pequena margem de manobra ou decisão no empreendimento, no qual terão de entregar pelo menos 41,5% da produção e, em um leilão francamente competitivo, bem mais que isso.

Ao escolher esse modelo, o governo brasileiro definiu sua opção. Atraiu para o leilão uma maioria de empresas estatais, especialmente chinesas, cuja motivação essencial é a garantia de suprimento e não necessariamente lucros. Com exceção de Shell e Total, todas as interessadas têm menor porte que a Petrobras, embora possuam capacidade financeira em geral superior. Uma das consequências dessa opção é menor concorrência - tendo o mesmo patrão, por exemplo, dificilmente as três grandes empresas chinesas concorrerão entre si no leilão. Por outro lado, essas estatais se sentem bastante confortáveis com o rígido esquema em que a PPSA amarrará os sócios da Petrobras na empreitada.

Produção de gás natural no país cresce, mas a de petróleo continua em queda

Por Rodrigo Polito e Claudia Facchini | Do Rio e São Paulo

Valor Econômico, 24/09/2013

A curva de crescimento da produção brasileira de gás natural está se descolando da de petróleo. Desde janeiro de 2012, quando o país atingiu o último recorde mensal de produção de petróleo (2,231 milhões de barris diários), o indicador segue uma trajetória de queda e atualmente está em 1,974 milhão de barris/dia (11% a menos que o recorde). No mesmo período, a produção de gás do país bateu sete recordes mensais e atingiu em julho 78,5 milhões de metros cúbicos/dia, 10,4% a mais que o volume registrado no início do ano passado.

De acordo com especialistas, o distanciamento entre as curvas de produção de gás e petróleo se deve a dois fatores. O primeiro é uma maior produção de gás em campos onshore (terrestres), principalmente pelo crescimento da produção no complexo desenvolvido pela OGX, petroleira do empresário Eike Batista, na Bacia do Parnaíba, no Maranhão.

O campo de Gavião Real, situado naquela bacia, está produzindo aproximadamente 4,5 milhões de metros cúbicos/dia. Esse volume é utilizado para geração de energia a partir da usina Parnaíba I, da MPX, empresa controlada por Eike e a alemã E.ON.

O outro motivo é o cronograma de manutenção e as paradas programadas das plataformas de produção marítimas da Petrobras, dentro do programa de aumento da eficiência operacional da Bacia de Campos, o que causa impacto direto na produção de petróleo do país.

Segundo Marcelo Colomer, pesquisador do grupo de economia de energia da UFRJ, cerca de 85% da produção brasileira de gás natural é diretamente dependente da produção de petróleo, por meio do gás natural associado. "A tendência é que essa produção de gás natural passe a ser um pouco mais independente", explica o especialista.

O descolamento da produção de gás da de petróleo também dependerá do sucesso da exploração das áreas que serão ofertadas na 12ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Previsto para novembro, o leilão vai incluir blocos com potencial para descoberta de gás não convencional - como o gás de xisto ou de folhelho -, cuja produção está em franco crescimento, com custos competitivos, nos Estados Unidos.

O diretor da consultoria Gas Energy, Marco Tavares, também avalia que o aumento da produção de gás natural do país "será uma tônica daqui para a frente". Segundo ele, a expansão da produção de petróleo e gás está se deslocando da Bacia de Campos para a Bacia de Santos, onde a razão gás-óleo, que indica a quantidade de gás produzida para o mesmo volume de óleo, é maior.

Segundo Tavares, na Bacia de Campos, nos melhores casos, são produzidos 80 metros cúbicos de gás para cada metro cúbico de petróleo. Já no pré-sal da Bacia de Santos, a média é de 220 metros cúbicos de gás por cada metro cúbico de petróleo. "Vamos ter proporcionalmente mais gás daqui para a frente", diz.

De acordo com o especialista, o que é um fator positivo, porém, pode se transformar em um problema. O Brasil deve duplicar sua produção nacional de gás natural até 2020 e não existe um mercado para consumir esse energético, aos preços atuais, considerados elevados pelo consultor.

Atualmente, da produção total de gás, descartando os volumes reinjetados nos poços e utilizados para geração de energia nas plataformas, chegam à costa cerca de 40 milhões de metros cúbicos/dia. A expectativa da Gas Energy é que esse volume alcance a faixa de 85 a 90 milhões de metros cúbicos/dia em 2020. "O Brasil não tem hoje uma visão de gás natural na matriz energética que possibilite a absorção desses volumes", diz Tavares.

Para o presidente da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace), Paulo Pedrosa, o problema é o monopólio e a presença da Petrobras em todos os segmentos da cadeia produtiva do gás. Segundo ele, o energético é deixado em segundo plano pela estatal, o que acaba emperrando o desenvolvimento do mercado de gás natural brasileiro.

Segundo Pedrosa, o "tabuleiro de xadrez do gás natural" está mudando no mundo, com os fortes investimentos em gás não convencional nos EUA. "A Arábia Saudita já percebeu isso. Mas o Brasil só está assistindo [às mudanças]", alertou o executivo.

Valor Econômico - Destravando o mercado de gás / Artigo / Elena Landau e Adriano Pires

Foi publicado no Diário Oficial da União de 27/08 o decreto nº 8.082, da presidente Dilma Rousseff, reduzindo para zero a alíquota de PIS/Pasep e Cofins para carvão mineral destinado à geração de energia elétrica. Mais uma vez, o governo optou por desonerar um combustível poluente, prejudicando a competitividade de outro concorrente mais limpo, como é o caso do gás natural. Ainda assim, nenhuma térmica a carvão fechou contratos de venda de energia no leilão A-5 ocorrido em 29/08, apesar de vários projetos terem sido habilitados. Representantes do setor alegam que o preço-teto foi baixo para a remuneração do investimento e a recente alta do câmbio foi um ingrediente a mais na diminuição da atratividade. É mais um exemplo dos improvisos do atual governo: estabelecer um preço-teto incapaz de viabilizar os projetos, conceder incentivo fiscal sem planejamento e, nem assim, viabilizar o investimento.

Não se trata de ser contra desonerações fiscais. Elas são legítimas e devem ser utilizadas como forma de incentivar novas fontes. No entanto, esses incentivos devem ser concedidos de forma planejada, no âmbito de um plano geral para o setor energético brasileiro. É evidente a desorientação do governo na política energética.

O governo já havia cometido este mesmo equívoco ao desonerar a gasolina por meio da zeragem da alíquota da Cide, com o objetivo de minimizar o impacto dos reajustes do preço de tal combustível na inflação. As consequências para o setor todos já conhecem. Segundo dados da Unica, nos últimos cinco anos, 43 usinas foram desativadas e outras 36 entraram em recuperação judicial. Desde 2008, nenhuma decisão de instalação de nova usina foi tomada no país. Só quatro unidades estão previstas para entrar em operação até 2014, mas são projetos que foram decididos antes da crise. O resultado é que em vez de nos tornarmos a "Arábia Saudita Verde", passamos a não ter etanol, nem mesmo para suprir as necessidades domésticas.

Voltando ao mercado de gás natural, as políticas intervencionistas de curto prazo e a falta de planejamento amplo para o setor energético no Brasil também já vêm prejudicando o setor, antes mesmo da desoneração do carvão mineral, fazendo com que o Brasil passe ao largo da "revolução do gás", que acontece em outras partes do mundo.

Nos últimos dez anos, o mercado mundial de gás natural passou por uma série de mudanças, como o desenvolvimento da produção de gás não convencional e o aumento do comércio internacional de Gás Natural Liquefeito (GNL). Essas mudanças transformaram a dinâmica mundial do mercado de gás natural, com aumento da oferta e redução do preço do produto. No Brasil, o caminho tem se mostrado bem diferente. A produção encontra-se quase estagnada e o preço elevado, sendo mais um ingrediente para a perda de competitividade da indústria, que acaba se refletindo no crescimento baixo do PIB, observado nos últimos trimestres. Pode-se observar que determinados segmentos da indústria estão trocando o gás natural por outro energético mais barato, ou que estão deixando o país para se estabelecer em países nos quais o gás natural tem preço mais competitivo.

No setor de gás natural a falta de planejamento e de regulação é total. Sequer existe uma política especifica para o gás Os motivos são bastante conhecidos. O monopólio desregulado da Petrobras; um mercado totalmente verticalizado; uma política de preços onde convivem cinco preços diferentes: gás boliviano, gás nacional, gás para térmicas, gás para fertilizantes e GNL; uma política de livre acesso a gasodutos que não funciona e a presença de um único ofertante.

Por causa desse monopólio de fato, a matriz elétrica brasileira é totalmente dependente da Petrobras e foi exatamente a indisponibilidade de gás para os leilões de energia que trouxe o carvão de volta para nossa matriz, como também já obrigou, em tempos de hidrologia negativa, o uso de térmicas a óleo. Não é por acaso que ao longo dos últimos anos observa-se o crescimento de fontes poluentes, numa matriz até então exemplarmente limpa.

Com menos intervenção, mais planejamento, menos monopólio e mais mercado no setor de gás natural poderíamos aumentar a oferta de forma diversificada, criando um mercado de concorrência, em que o livre acesso aos dutos existiria de fato e as concessões de todas as distribuidoras de gás natural poderiam ser entregues a empresas privadas. Assim, finalmente, promoveríamos a desverticalização da indústria de gás no Brasil, política adotada em todos os países que possuem um mercado maduro e competitivo de gás. Neste sentido, a Petrobras poderia incluir em sua política de desinvestimento seus ativos na área de gás, como suas participações em distribuidoras e mesmos dutos, em vez de vender participações em campos de petróleo, que é o seu core business e compromete o futuro da empresa. Não faz sentido uma petroleira do tamanho da Petrobras possuir ativos no dowstream da indústria de gás, o que faz sentido é, por meio de contratos, assegurar a passagem do seu gás. Calcula-se que os ativos de downstream de gás natural da Petrobras possam valer algo em torno de R$ 30 bilhões.

Os efeitos da política míope curto-prazista estão produzindo estragos e criando grandes esqueletos em todas as áreas do setor energético brasileiro. A falta de políticas de longo prazo e de incentivos corretos está gerando distorções e desequilíbrios nos diferentes mercados. O principal efeito tem sido o desalinhamento entre demanda e oferta internas, que se traduz no aumento das importações, desequilíbrio de preços relativos e redução de investimentos. Além disso, estamos desperdiçando uma enorme vantagem comparativa que é a diversidade e abundância de fontes energéticas. A correta exploração dessas riquezas, certamente, nos tornaria um país mais competitivo e eficiente.

Elena Landau é economista, advogada, sócia de Sérgio Bermudes Advogados, presidente do Instituto Teotonio Vilela do Rio de Janeiro

Adriano Pires, doutor em economia, é diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

Pre-sal: incompetencia, voracidade, rentismo e intervencionismo do governo afundam o leilao - Editorial Estadao

Menos disputa pelo pré-sal

Editorial O Estado de S.Paulo, 21 de setembro de 2013 

A ausência de três quartos das 40 empresas esperadas pelo governo - entre elas 5 das maiores companhias internacionais - na disputa do primeiro leilão do pré-sal dá a dimensão da frustração das autoridades do setor, que, porém, evitam falar em fracasso. Para quem acompanha a lenta evolução do processo de licitação do petróleo do pré-sal, no entanto, seria surpreendente se todas, incluindo gigantes como as americanas Exxon Mobil e Chevron, as britânicas BP e BG e a norueguesa Statoil, tivessem se habilitado para disputar a área. Era sabido que o excessivo poder concedido ao governo na definição dos programas de exploração da área e os altos investimentos necessários poderiam afastar muitas empresas da disputa.

O Campo de Libra, na Bacia de Santos, a ser leiloado no dia 21 de outubro, foi apresentado como a maior área de petróleo já oferecida no mundo. O campo tem reserva estimada entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris. Isso quer dizer que, sozinho, ele pode fazer as reservas provadas do País, de 15 bilhões de barris, aumentarem de 53% a 80%.

Mesmo com todo o potencial de Libra, no entanto, o leilão não foi considerado interessante por 29 empresas habilitadas na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para operar em águas profundas. Apenas 11 das registradas na ANP, sendo 6 estatais, pagaram R$ 2 milhões para se inscrever no leilão. Entre as que se habilitaram estão gigantes privadas como a anglo-holandesa Shell e a francesa Total. Não é certo, porém, que todas ofereçam lances.

Entre o anúncio da descoberta do petróleo do pré-sal e a definição do marco regulatório para essas áreas, o governo consumiu seis anos. As regras, mesmo tendo demorado tanto para serem elaboradas, criaram muitas incertezas, sobretudo quanto à rentabilidade do empreendimento e aos limites para a interferência estatal. O alto volume dos investimentos necessários agravou as dúvidas das empresas privadas.

Segundo algumas informações, até dentro do governo se admite que o valor do bônus de assinatura, de R$ 15 bilhões, a ser pago à vista pela empresa vencedora na assinatura do contrato, limitou o número de participantes. A própria Petrobrás - que, qualquer que seja o resultado do leilão, terá um papel decisivo na exploração do pré-sal, como empresa operadora e sócia do grupo vencedor com 30% de seu capital - admitiu que não tinha condições financeiras para fazer esse pagamento. O bônus estava fixado inicialmente em R$ 10 bilhões, mas, com as crescentes dificuldades de caixa do governo, foi elevado para o valor atual. É dinheiro necessário para o governo cumprir a meta de superávit fiscal.

O regime de partilha definido para o pré-sal, pelo qual a proposta vencedora será a que oferecer ao governo a maior parcela do óleo excedente (isto é, descontados os custos de extração), dificulta o cálculo da taxa de retorno do empreendimento. Trata-se de um cálculo indispensável a qualquer plano de investimento, e vital para um empreendimento tão vultoso e de longo prazo de maturação, como o de exploração do pré-sal.

A forte presença da Petrobrás, como operadora e sócia, também pode ter afugentado empresas privadas cujos critérios de aferição de eficiência, rentabilidade e produtividade podem ser mais rigorosos do que os da estatal brasileira.

Deve ter assustado ainda mais as petrolíferas privadas o poder de interferência estatal, por meio da recém-criada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. - Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), que, mesmo sem participação no capital do consórcio vencedor, tem poder de veto no seu comitê operacional.

Se não bastassem esses obstáculos criados pelo próprio governo brasileiro, outros surgiram com as mudanças no mercado mundial de energia. O longo período de cinco anos sem leilões de novos campos de petróleo no Brasil levou algumas empresas a desmobilizar suas estruturas no País e a buscar alternativas em outros. Nesse período, a descoberta de grandes reservas de gás de xisto nos Estados Unidos forçou a revisão das estimativas de demanda mundial de petróleo.

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Gigantes Exxon, BP e BG não participarão do leilão do pré-sal

Onze empresas vão participar do 1º leilão do pré-sal, número bem abaixo das expectativas da ANP

RIO - A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, afirmou nesta quinta-feira, 19, ter recebido telefonema de três gigantes do setor petroleiro, Exxon Mobil, BP e BG, dizendo que não participarão do leilão de Libra, o 1º do pré-sal e o campo com a maior reserva. A disputa está marcada para dia 21 de outubro.

Segundo ela, as companhias disseram que não participariam por questões próprias internas muito específicas, mas as três reafirmaram interesse em futuras oportunidades no Brasil. "Existe um contexto mundial, situações muito específicas que levam a isso", disse.

A agência informou que o número oficial de empresas inscritas para o leilão chegou a onze. Elas pagaram a taxa de R$ 2,076 milhões de inscrição. Os documentos enviados pelas candidatas estão em análise na Área de Licitações da ANP e ainda não é certo que a lista nominal das empresas será divulgada nesta quinta.

Magda disse nesta quinta-feira que esperava que até 40 empresas participassem da disputa, mas que a "conjuntura" fez com que o número fosse menor. "Esperava 40 empresas, mas agora existe um contexto mundial de situações muito específicas de cada empresa que levam a essa situação", afirmou.

A ANP estimou que as reservas recuperáveis no prospecto de Libra poderão atingir entre 8 e 12 bilhões de barris, o que faria da área a maior do país, superando Tupi, com volumes que foram estimados em 2007 entre 5 a 8 bilhões de barris de óleo equivalente.

Uma fonte com conhecimento direto do processo disse à Reuters que a Shell, e as chinesas Sinopec, Sinochem e China National Petroleum Corp (CNPC) haviam pago a taxa de pouco mais de R$ 2 milhões que dá direito a participar do certame.

A fonte afirmou que não houve pagamento por parte da Chevron, a segunda petroleira dos Estados Unidos, e de nenhuma outra norte-americana.

A Chevron, durante a tarde, confirmou que ficaria de fora do leilão.

Uma segunda fonte, próxima à Shell, disse que o fato de a companhia ter pago a taxa não significa necessariamente que ela fará lances no leilão.

Uma certeza entra as ofertantes é a Petrobrás, que será operadora obrigatória da área de Libra e deverá ter, por lei, pelo menos 30% de participação em qualquer consórcio vencedor.

A assessoria de imprensa da ANP corrigiu uma informação passada mais cedo pela diretora-geral da autarquia, que chegou a dizer que haviam sido registrados os pagamentos de pelo menos 12 empresas.

Adesão baixa é surpresa. O número reduzido de participantes também surpreendeu um consultor e ex-diretor da Petrobrás. "É uma surpresa. A área (de Libra) é extremamente promissora, e não tem oportunidades no mundo (em exploração de petróleo) como áreas do pré-sal brasileiro", afirmou Paulo Roberto Costa, da Costa Global Consultoria.

Ele também se disse surpreso com o fato de companhias como Exxon, BP e BG não terem pago a taxa de participação no leilão, o que as exclui do processo.

"É uma coisa a ser pensada sobre o motivo de isso ter acontecido", disse ele, referindo-se ao número relativamente limitado de companhias.

Questionado sobre os motivos da baixa adesão, ele avaliou que isso poderia ter relação com o fato de a lei determinar a Petrobrás como operadora única, com no mínimo 30 por cento de participação na reserva.

"Pode ser que isso tenha afugentado as empresas... Talvez, se tivesse uma abertura para a Petrobrás não ser a operadora...", afirmou ele, indicando que as petroleiras poderiam ter mais autonomia para operar, não fosse a dominância da estatal exigida pela lei. "Esperava um numero bem maior pela potencialidade de Libra, isso é fato."

(Agência Estado e Reuters)

A fuga do pre-sal - Bernardo Santoro

Fuga do pré-sal

Se eu fosse acionista de uma empresa de petróleo, eu também sairia correndo de uma parceria com um governo instável e glutão como o brasileiro

por Bernardo Santoro*

Opinião e Notícia, 20 de setembro, 2013Várias gigantes do pré-sal estão fugindo do leilão do campo de Libra. Há algum tempo atrás eu escrevi um artigo onde eu previa essa situação, pois a questão do pré-sal está envolta em tamanho mistério governamental que a participação de empresas privadas nesse processo se torna temerária para a empresa investidora.

Se eu fosse acionista de uma empresa de petróleo, eu sairia correndo de uma parceria com um governo instável e glutão como o brasileiro.

O grande problema na exploração do petróleo está na questão da apropriação do bem produzido. Pela Constituição, os bens no subsolo pertencem ao governo, não ao cidadão dono do solo e que efetivamente extraiu a riqueza do subsolo.

Isso leva a uma imensa precariedade no direito de propriedade do setor, o que levou o governo a criar esse novo marco regulatório baseado em um regime de partilha.

Nesse regime, a empresa extrai o petróleo e fica com quantidade suficiente para cobrir os custos de produção, além de parte do excedente. O governo fica com a outra parte do excedente, cobra royalties sobre todo o petróleo e ainda um bônus para que a empresa passe a operar o campo.

Se os royalties e o bônus forem maiores que o valor da parte do excedente que fica com a empresa, a mesma tem prejuízo, sem contar o custo de oportunidade do investimento, já que o valor empregado poderia ser utilizado em outro investimento mais lucrativo e menos dependente do humor ou da veracidade dos dados do governo.

Só que royalties, e principalmente os bônus, são cobrados sempre, não importando o quanto a empresa consiga retirar. Isso não acontece só na área do petróleo. Quem é empresário no Brasil sabe a tristeza que é a cobrança de impostos. Se você tem lucro, o governo quer uma parte. Se você tem prejuízo, o governo não só não banca parte do prejuízo, como ainda faz questão de morder algum impostinho.

O governo brasileiro é sócio do cidadão na riqueza e credor do cidadão na pobreza. Na área petrolífera não é diferente.

E se não fosse o suficiente, os dados governamentais sobre a quantidade de petróleo nos poços não são confiáveis. Está aí o parceiro do Lula, Eike Batista, que não me deixa mentir, e está quebrando, entre outras coisas, por causa dos poços secos que o governo vendeu pra ele.

Se o governo engana os parceiros nacionais que subsidiam sua campanha, não vai enganar investidores estrangeiros? O investidor trouxa que atire o primeiro maço de dinheiro.

Talvez seja por isso que o Obama, que não é bobo (é mau-caráter, mas bobo não é), esteja bisbilhotando pelas bandas de cá.

Não sou um especialista no assunto para desenhar aqui um novo marco regulatório para o setor, mas é sempre de bom tom um sistema jurídico que tenha como base o respeito à propriedade privada e o livre-comércio. Funciona em todos os setores econômicos no mundo todo. No setor petrolífero brasileiro vai funcionar também. Pelo menos bem o suficiente para não vermos empresas fugindo do petróleo brasileiro, o que, dada a importância e o alto valor do produto, é uma prova inequívoca da incompetência e do obscurantismo do nosso governo.

* Diretor do Instituto Liberal

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A destruicao da Petrobras pelos companheiros - Ailton Braga e Paulo Springer de Freitas

A Petrobras conseguirá explorar plenamente o pré-sal?

Por Ailton Braga e Paulo Springer de Freitas

Blog Brasil, Economia e Governo, Instituto Fernand Braudel, 01/07/2013

Em dezembro de 2010, com a publicação da Lei nº 12.351, a Petrobras tornou-se protagonista na exploração do petróleo situado na camada do pré-sal. Aquela Lei, além de instituir o regime de partilha, conferiu várias prerrogativas para a empresa, onde se pode destacar ter-se tornado operadora única de todos os campos licitados, com participação mínima de 30% nos consórcios, e a possibilidade de receber o direito de exploração de áreas sem necessitar passar por processos de licitação.

Também em 2010, a Lei nº 12.276 cedeu onerosamente à Petrobras o direito de explorar 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), no âmbito do processo de capitalização da empresa.

Não se sabe ao certo o tamanho do pré-sal. As reservas provadas já atingem 15 bilhões de boe, mas as estimativas mais pessimistas apontam para um mínimo de 30 bilhões de boe, e as mais otimistas dizem que pode chegar a 100 bilhões de boe. Em qualquer cenário, trata-se de uma imensa riqueza, que, para ser explorada, exige muito investimento.

A Petrobras, operadora única de todo o pré-sal, terá fôlego para tanto? É difícil responder a essa pergunta, mas, mantido o quadro atual, o mais provável é que não.

Alguns indicadores de rentabilidade da Petrobras mostram uma deterioração de sua situação financeira. A margem operacional, medida pela relação entre o resultado operacional (que desconsidera o resultado financeiro e o pagamento de imposto de renda) e a receita líquida, era de 29,6% no início de 2006. Depois caiu para 21,3% no final de 2007, recuperou-se para 24,9% no final de 2009 e, a partir daí, vem caindo continuamente, chegando a 10,3% no 1° trimestre deste ano.

Outro indicador de rentabilidade, o retorno sobre o capital investido (ROIC, na sigla em inglês), que consiste da relação percentual entre o resultado operacional e o valor do capital investido na empresa, caiu de 29,2%, no início de 2006, para 18%, no início de 2009, 10,5%, no início de 2011, e 4,8%, no 1° trimestre deste ano. O ROIC de 4,8% é preocupante, pois indica que o retorno dos investimentos feitos na empresa está menor que seu custo de captação.

Gráfico 1 – Indicadores de rentabilidade da Petrobras

Outro indicador financeiro que piorou nos últimos anos foi o nível de endividamento. Entre 2008 e 2012, a dívida líquida triplicou, apesar de a empresa ter levantado dezenas de bilhões de reais na sua operação de capitalização em 2010. Ou seja, mesmo tendo feito uma venda bilionária de ações, a empresa ainda teve que ampliar seu endividamento.

Quando se compara o nível de endividamento com o EBITDA¹ (que é o resultado antes do pagamento de impostos, depreciação e custos financeiros), a dívida líquida passou de 0,8 vezes o EBITDA do ano, em 2008, para 2,8 vezes, em 2012. A própria Petrobras considera que um nível confortável de endividamento seria de 2,5 vezes o EBITDA.

A perda de rentabilidade da empresa nos últimos anos refletiu-se no preço de suas ações. A Tabela 1 mostra que, desde 2008, as ações da Petrobras vêm rendendo menos que o Ibovespa. Já em relação a seus pares, medido pelo Amex Oil Index, a Petrobras somente teve desempenho melhor em 2009. Destaque-se que, desde 2010, enquanto o preço médio das ações das empresas petrolíferas vem aumentando, o valor das ações da Petrobras só tem caído. Em junho de 2013, a cotação da ação da Petrobras encontra–se nos níveis mínimos verificados desde a crise de 2008, cerca de 53% abaixo da cotação do final de 2009.

Tabela 1: Evolução da cotação das ações da Petrobras, do Ibovespa e do Amex Oil Index (variação %)

Identificamos quatro motivos que explicam essa deterioração das finanças da empresa:

i)  Capitalização da empresa que gerou novas obrigações de exploração;

ii) Defasagem dos preços internos e externos de derivados de petróleo;

iii) Obrigatoriedade de investimentos em refinarias;

iv) Políticas de conteúdo local mínimo.

A seguir, descreveremos sucintamente cada um desses problemas.

I – A capitalização da Petrobras

Em 2009, o Poder Executivo enviou ao Congresso Nacional o Projeto de Lei nº 5.941, que tinha por objetivo autorizar a capitalização da Petrobras. Tal capitalização era necessária dentro da lógica de estatização da exploração do pré-sal. Afinal, como a Petrobras passava a ser responsável por, no mínimo, 30% da exploração do pré-sal, teria de ser capaz de obter recursos para os investimentos necessários. Para tanto, a capitalização traria dois benefícios: i) aumentaria de imediato o caixa da Petrobras; e ii) reduziria a relação endividamento/patrimônio líquido, o que facilitaria a contratação de novos empréstimos pela estatal.

Ocorre que, em vez de a União simplesmente aportar capital na empresa, o que aumentaria o endividamento do setor público, optou-se pelo mecanismo de cessão onerosa. A União, proprietária de todas as riquezas do subsolo, cederia onerosamente o direito de exploração de cinco bilhões de barris e receberia, em troca, ações da empresa.

O contrato de cessão onerosa foi firmado em 3 de setembro de 2010. A Petrobras pagou R$ 74,8 bilhões pelo direito de explorar os cinco bilhões de barris, sendo o pagamento feito por meio de ações. No total, a Petrobras emitiu 2.369 milhões de ações ordinárias e 1.901 milhões de ações preferenciais, o que lhe rendeu R$ 120,25 bilhões e se transformou na maior capitalização que já houve em todo o mundo. Tendo em vista que quase R$ 75 bilhões foram gastos para a compra do direito de exploração, a capitalização rendeu, em caixa para a empresa, um total de R$ 45,5 bilhões.

Há motivos para questionar se a capitalização cumpriu o objetivo de aumentar a capacidade de investimento da Petrobras. Isso porque, em primeiro lugar, somente R$ 45 bilhões dos R$ 120 bilhões de aumento de capital social se transformaram em caixa da empresa. Em segundo lugar, porque, na operação a Petrobras adquiriu o direito/obrigação de explorar cinco bilhões de boe. Assim, parte significativa do caixa gerado pode ser suficiente apenas para explorar essas novas áreas, não acrescentando recursos novos para explorar os campos para os quais já haviam sido firmados contratos de concessão e, principalmente, para novos campos na área do pré-sal.

De fato, considerando somente o caixa, a operação de capitalização foi inútil: de acordo com o Plano de Investimentos para o período 2013-2017, a área de cessão onerosa irá requerer investimentos de US$ 27,6 bilhões, ou R$ 60,7 bilhões, utilizando a cotação de R$ 2,20 por dólar. Se fossem corrigidos pela Selic, os R$ 45 bilhões arrecadados em 2010 valeriam, atualmente, R$ 58,6 bilhões. Ou seja, todo o caixa gerado pelo processo de capitalização da Petrobras sequer seria suficiente para financiar os investimentos na área de cessão onerosa durante o período 2013-2017.

Mas a capitalização, ao aumentar o capital social, também permite maior contratação de empréstimos, tendo em vista que os credores tendem a emprestar mais para empresas com maior patrimônio líquido. Nesse sentido, a capitalização gerou folga adicional de cerca de R$ 35 bilhões na capacidade de financiamento da estatal. Apesar de ser um número elevadíssimo, é bem abaixo de suas necessidades de recursos. O Plano de Negócios e Gestão (PNG) da empresa prevê investimentos de US$ 236,5 bilhões para o quadriênio 2012-2016, ou US$ 47,3 bilhões por ano.

Tendo em vista o grau de endividamento e o caixa da empresa, pode-se concluir que a capacidade de investimento da Petrobras na área do pré-sal encontra-se severamente limitada.

É importante esclarecer que o processo de capitalização da empresa poderia ser feito de outra forma, o que liberaria mais recursos para a Petrobras investir nas áreas já contratadas e em futuras áreas de partilha. Como o governo não pretendia lançar títulos públicos, o que aumentaria seu endividamento, os recursos necessários para capitalizar a empresa poderiam ser obtidos via leilão da área da cessão onerosa. Esse mecanismo, inclusive, reduziria a probabilidade de o direito de exploração ser vendido abaixo do preço justo, o que é algo a não ser descartado, tendo em vista a divergência de cálculos apresentados entre as empresas certificadoras.

II – A defasagem de preços internos e externos de derivados do petróleo

A principal causa da queda de rentabilidade da Petrobras foi a defasagem entre os preços dos derivados de petróleo no Brasil e no exterior, que levou ao prejuízo da atividade de refino de petróleo e venda de derivados.

Segundo estimativas da própria Petrobras, desde 2010, os preços dos derivados do petróleo no Brasil têm se situado entre 10% e 20% abaixo dos cobrados no mercado internacional. Os números mais recentes, referentes a março deste ano, mostram defasagem de cerca de 10%, após os reajustes de preço da gasolina e do diesel ocorridos no início deste ano. Como desde então a cotação do dólar subiu cerca de 12% e a do petróleo caiu aproximadamente 4%, a defasagem estaria agora (junho de 2013) em cerca de 18%, ou seja, a cotação média dos derivados no Brasil é cerca de 82% da cotação no exterior. Assim, o reajuste necessário para equalizar os preços seria de aproximadamente 22%.

O resultado dessa política de contenção de preços é uma queda substancial na lucratividade da Petrobras. Em 2011, a área de abastecimento da empresa (responsável pelo refino) gerou prejuízo de R$ 10 bilhões. Em 2012, o prejuízo aumentou para R$ 23 bilhões. O mau desempenho da área de abastecimento foi o principal fator explicativo da queda de R$ 12 bilhões no lucro líquido e de R$ 8 bilhões no EBITDA da Petrobras entre os dois anos.

As consequências do controle de preços dos derivados não podem ser menosprezadas. O governo, ao fixar preços muito baixos para os derivados, estimula o consumo, o que exige da Petrobras aumentar as importações de petróleo. Isso aumenta o prejuízo da empresa, reduzindo o lucro e o EBITDA. A redução do lucro, por sua vez, reduz o interesse dos acionistas em fazer futuros aportes de capital na empresa. Já o menor EBITDA reduz o acesso a novos financiamentos ou os torna mais caros. Devido à política de fixação do preço dos derivados abaixo do preço internacional, quanto maior for a importância do setor de abastecimento na Petrobras, menor será a capacidade de investimento em outras áreas, com destaque para a exploração do pré-sal.

É interessante avaliar por que o governo intervém no preço dos derivados que saem da refinaria, mas não intervém no preço da bomba de gasolina, que é o que afeta diretamente o bolso do consumidor e, portanto, a inflação. A razão provavelmente está na estrutura de mercado.

Ao contrário da extração e comercialização, em que há vários participantes, a Petrobras detém praticamente o monopólio de refino do petróleo no Brasil, respondendo por cerca de 98% da produção. Gera-se então um círculo vicioso: a União, controladora da empresa, pode determinar o preço que bem entender para o derivado, ainda que esse preço não seja lucrativo. Isso gera incerteza para os investidores privados, que, dessa forma, não irão investir em refinarias. Com a ausência de investidores privados, o monopólio da Petrobras se reforça e o governo se sente mais à vontade para controlar o preço no refino.

É interessante comparar a situação do refino com a comercialização final, um mercado bem mais competitivo, em que a Petrobras detém participação de 38%. Nesse caso, o controle sobre o preço final da gasolina ao consumidor, fixando-o abaixo do custo de produção, além de gerar inevitáveis questionamentos judiciais por parte das empresas privadas que atuam no setor, levaria também ao desabastecimento no médio e longo prazos. Isso porque, com o setor privado saindo da atividade de comercialização, a Petrobras (ou outra empresa estatal) teria de providenciar a oferta dos 62% de mercado que o setor privado atualmente provê, o que pode ser inviável.

III – Obrigatoriedade de investimentos em refinarias

Vimos anteriormente que, em decorrência de uma política governamental de fixação de preços, a atividade de refino vem sendo deficitária. Entretanto, mesmo na ausência de intervenção do governo, seria de se esperar que a atividade de refino tivesse menor lucratividade do que a de extração.

De acordo com a teoria econômica, quando há barreiras à entrada, reduz-se a competição no setor e surge oportunidade de se auferirem lucros extraordinários, acima daqueles que normalmente se obtém. Aplicando esses conceitos à indústria do petróleo, a barreira à entrada é a licença de exploração. Não basta uma empresa querer extrair petróleo do fundo do mar, é necessário, antes, obter uma licença para explorá-lo. Como essa licença não é concedida para todos os que a desejarem², cria-se uma barreira à entrada de novos concorrentes. Já para o refino, qualquer empresa com capacidade técnica e financeira, pode ser autorizada a atuar no setor, tornando-o mais competitivo que a extração.

Os números parecem confirmar a teoria. Nos Estados Unidos, de janeiro a maio de 2013, a margem bruta³ média das refinarias foi de 18%⁴. Registre-se que, em 2013, as refinarias têm obtido maior margem do que em anos anteriores devido ao aumento da demanda, via exportações. De acordo com a Petrobras⁵, a margem líquida das principais companhias de petróleo na atividade de exploração era em torno de 25%. Para a Petrobras, a margem era ainda maior, acima de 40%!

Dos resultados acima, pode-se inferir que, se a Petrobras fosse uma empresa privada, provavelmente iria dirigir todos os seus esforços para as atividades de exploração e produção. Ocorre que seu controlador, a União, impõe investimentos também em refinarias, que vêm gerando déficits em função do controle de preços. De qualquer maneira, mesmo na melhor das hipóteses, se o mercado de gasolina fosse livre, o retorno das refinarias tenderia a ser mais baixo do que o da atividade de exploração e produção.

O plano de investimentos da Petrobras para o período 2013-2017 prevê que, dos US$ 236,7 bilhões a serem investidos, 27,4% (ou seja, US$ 64,8 bilhões) serão direcionados para as atividades chamadas de downstream. Desse total, US$ 33,2 bilhões serão aplicados diretamente na expansão da capacidade de refino. Obviamente, todos esses recursos a serem investidos nas atividades dowstream poderiam ser aplicados nas atividades de exploração e produção, mais lucrativas.

Da forma como o mercado se encontra estruturado, não resta opção para o controlador exceto a de impor a construção de refinarias para a Petrobras. O ideal, entretanto, seria viabilizar maior participação do capital privado no refino, mas, para tanto, seria necessário que o governo desse garantias para potenciais interessados de que não regularará o preço da gasolina ou de que permitirá às empresas exportar livremente os derivados. Se o governo entender que é necessário baratear o preço da gasolina ou de outros derivados, deve fazê-lo por meio de subsídios. É a forma mais transparente de regular preços, fazendo com que toda a sociedade, por meio do Congresso Nacional quando da discussão do orçamento, possa avaliar o melhor uso dos recursos públicos, comparando as vantagens de reduzir o preço da gasolina e de outros derivados do petróleo frente a outros gastos públicos, como educação, saúde, infraestrutura ou gastos sociais.

IV – Exigência de conteúdo local mínimo

Desde a abertura da atividade de exploração do petróleo ao setor privado em 1997, tem havido uma preocupação em garantir um conteúdo local (CL) mínimo. Essa preocupação é usualmente justificada de duas formas. Em primeiro lugar, existe o argumento no nível macroeconômico, de que a demanda por insumos e equipamentos produzidos no Brasil sustenta a demanda agregada doméstica, além de evitar que a riqueza do petróleo se esvaia para outros países. Do ponto de vista microeconômico, as políticas de CL seriam essenciais para o desenvolvimento de uma indústria nacional tecnologicamente avançada, o que, no médio prazo, em decorrência das externalidades positivas geradas, repercutiria favoravelmente sobre a produtividade da indústria como um todo.

Não cabe aqui discutir a pertinência dos argumentos pela defesa de CL mínimo. Vale, contudo, alertar que estão longe de serem consensuais. Do ponto de vista macroeconômico, o que sustenta a demanda agregada são as políticas monetária e fiscal. Os recursos alocados na produção de equipamentos para a indústria petroleira, na ausência de políticas protecionistas, estariam empregados em outros setores, sustentando a demanda agregada da mesma forma. Em relação ao desenvolvimento tecnológico, cabe questionar nossas vantagens comparativas em produzir itens com alto conteúdo tecnológico e, principalmente, qual a melhor política. Muito provavelmente, uma política de subsídios (que poderiam ser financiados com o aumento da arrecadação governamental, conforme argumentaremos à frente) seria mais eficiente.

Mesmo que a exigência de CL mínimo seja defensável, não podem ser ignorados seus impactos negativos sobre a Petrobras, pelo menos no curto e médio prazos, que se traduzem em maior custo de aquisição de insumos e equipamentos. Esse custo parece ser ignorado pela própria empresa, talvez refletindo mais os interesses de seu controlador (a União).

Por exemplo, em maio de 2012, o blog da Petrobras “Fatos e Dados” publicou matéria enaltecendo a entrega do navio João Cândido – o primeiro construído no Nordeste para o Programa de Modernização e Expansão da Frota (PROMEF) – para a Transpetro, subsidiária da Petrobras responsável pelo transporte do petróleo. Na reportagem, destaca-se o investimento de R$ 10,8 bilhões do Promef, o elevado índice de conteúdo local do navio (70%, ante uma meta inicial de 65%) e a geração de 60 mil empregos nos estaleiros⁶. Não houve qualquer menção ao custo que a Petrobras incorreria se tivesse adquirido o navio de um fornecedor estrangeiro.

Mas há fortes evidências de que a política de CL mínimo impõe custos não desprezíveis para o setor. Em fevereiro deste ano, a Petrobras solicitou à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) o relaxamento dos rígidos critérios de conteúdo local. Em seu pedido, argumentou que em 34 itens relacionados à exploração onshore eoffshore não havia oferta local disponível.

O maior risco é de não haver fornecedor nacional capaz de oferecer o equipamento ou serviço demandado pela empresa petroleira com preço, prazo e qualidade adequados. Esse risco torna-se maior diante do forte aumento da demanda. Em 2005, por exemplo, o investimento da Petrobras foi de US$ 6 bilhões. Para 2016, a demanda estimada, considerando CL de 55%, é de US$ 18 bilhões.

A Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) contratou a empresa de consultoria Booz & Co. para avaliar a competitividade dos fornecedores nacionais para a indústria de petróleo. As conclusões do estudo mostram que a competitividade da indústria nacional é muito baixa, elevando o custo da política de CL. Em relação aos países em desenvolvimento, temos desvantagens no que diz respeito ao custo da matéria-prima e componentes básicos, ao custo de mão de obra e aos impostos. Já em relação aos países desenvolvidos, perdemos na produtividade do processo de

manufatura (incluindo tecnologia e capacitação de mão de obra), no custo de capital, nos impostos e na escala.

Em consequência de nossa baixa competitividade, o fornecedor nacional tem um custo mais elevado. Por exemplo, uma caldeira naval brasileira custa 48% a mais que uma chinesa e uma bomba sea water lift nacional é 49% mais cara do que a equivalente norte-americana. Ao fazerem cotações de jaqueta, módulo deck e esteiras e condutores, observou-se que o produtor nacional pedia preços 80%, 20% e 200% maior que do concorrente estrangeiro! Adicionalmente, enquanto as cotações de fornecedores estrangeiros apresentaram dispersão de 8%, as dos fornecedores nacionais tiveram dispersão de 110%! De acordo com o estudo, o custo adicional de contratar um fornecedor nacional variou de 188% a 456%.

Não encontramos qualquer avaliação que explicitasse os custos, mas há fortes evidências de que eles não são nada desprezíveis. Se considerarmos que as compras de fornecedores locais por parte da Petrobras atingirão US$ 18 bilhões a partir de 2016, e que tais compras custam 50% a mais do que as realizadas no exterior, estamos falando em um custo adicional de US$ 6 bilhões anuais. Ou seja, a Petrobras poderia despender US$ 12 bilhões, em vez dos US$ 18 bilhões programados. Essa diferença de US$ 6 bilhões poderia ser utilizada para expandir mais rapidamente a produção. Poderia também ser distribuída na forma de lucros, o que renderia ao governo e ao BNDES algo em torno de US$ 2,8 bilhões anuais (correspondente à participação de 46% que detêm no capital social da empresa). Esses recursos, por sua vez, poderiam ser empregados em programas que tivessem maior retorno social ou financeiro, inclusive em subsídios para as empresas aplicarem em ciência e tecnologia.

Conclusão

Em síntese, as diversas intromissões que vêm sendo impostas pelo governo têm criado sérias dificuldades para a Petrobras manter lucratividade adequada e, com isso, dispor de recursos para investir no pré-sal na velocidade que seria desejável. Destaque-se, entretanto, que, independentemente dos problemas que enfrenta, dificilmente a Petrobras – como, de resto, qualquer empresa – teria musculatura suficiente para se responsabilizar por, pelo menos, 30% do pré-sal, conforme previsto em Lei. As constantes intervenções nos negócios da Petrobras constituem-se, dessa forma, em um problema adicional para outro que já estava criado: a Petrobras ter se tornado operadora única de todas as áreas do pré-sal a serem partilhadas.

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¹ Sigla para “Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation, and Amortization”.
² A exigência de uma licença, per si, não implica barreiras à entrada. Por exemplo, para se abrir um restaurante, é necessário obter uma licença das autoridades sanitárias. Nesse caso, qualquer empresa que satisfaça os requisitos impostos pela autoridade sanitária obterá o direito de abrir o restaurante. No caso do petróleo, a licença não está condicionada somente ao preenchimento de determinados pré-requisitos, mas a uma limitação no número de empresas que podem operar em determinada área. Por exemplo, em cada bloco licitado, somente poderá atuar um operador.
³ A margem bruta corresponde à diferença entre o preço de venda da refinaria e o custo do óleo bruto. Assim, a margem bruta incorpora os custos de processamento do petróleo.
⁴ Os valores podem ser acessados no seguinte site:http://energyalmanac.ca.gov/gasoline/margins/.
⁵ Ver apresentação “Petrobras at a Glance”, disponível em:http://www.investidorpetrobras.com.br/en/presentations/petrobras-at-a-glance.htm.
⁶ A reportagem está disponível em:http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/2012/05/25/primeiro-navio-petroleiro-construido-no-nordeste-inicia-operacoes/.

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Ailton Braga e Paulo Springer de Freitas: Consultores Legislativos do Senado Federal. A opinião dos autores não expressa a opinião do Senado Federal.

Alguns comentários: 

Gonçalo Osório 02/07/2013 às 12:46

Os que acham que artigo com fatos é “oposicionista” ou “pessimista”: estão errados os fatos? Está errada a interpretação? “Acerto” ou “erro” é coisa de goleiro de futebol. A Petrobrás tem condições de fazer o que o governo quer? O governo ajudou o está afundando a Petrobrás? Os mercados estão errados quando precificam as ações da companhia? Ela está ótima e só o Velho do Restelo não entende? Vamos lá, senhores, contestem com argumentos. Não vão conseguir, pois o que está escrito acima é incontestável. O governo do PT está arruinando a empresa. Ela foi aparelhada com sindicalistas incompetentes (os resultados provam). Sindicalista não serve para tocar empresa alguma. Se servisse, fundava a própria empresa. Estatal não representa interesses do país. Representa apenas os interesses dos donos do poder. E quem são os donos do poder em Brasília e na Petrobrás? Sindicalistas incompetentes.

Paulo Springer de Freitas 06/07/2013 às 18:10

Prezados,
ObrigAdo pelos comentários e críticas. Gostaria de esclarecer, em primeiro lugar, que nada é neutro. Então, é mesmo natural que o que escrevemos não seja neutro. Mas, para deixar as coisas claras (e aqui é só minha opinião, não necessariamente do Ailton), acho que a lei da partilha foi um grande erro. A lei praticamente restaurou o monopólio da Petrobras, o que já seria péssimo em condições normais, torna-se ainda pior com os apertos que o governo vem fazendo. É claro que os problemas que levantamos podem ser vistos pelo lado positivo. Nós até levantamos alguns: menor inflação e geração de empregos nos setores beneficiados;só não acho que o custo para o País compense. Por fim, o texto pode até ser visto como uma defesa da Petrobras, pois mostra que os problemas que vem enfrentando não se devem à incompetência da própria empresa. Abraços,
Paulo