Debate começa às 19h, no canal do INEEP no Youtube, com participação da pesquisadora Carla Borges Ferreira

[Da comunicação do Ineep]

A Câmara dos Deputados aprovou, este mês, projeto de lei que altera a fórmula de cálculo do ICMS incidente sobre os combustíveis e o gás de cozinha na tentativa de reduzir o preço final desse produtos.

A medida, que está sob análise do Senado, provocou forte reação dos governadores de diferentes estados e poderá ser insuficiente. A questão central dos elevados preços de combustíveis está na política adotada pela direção da Petrobras para reajustar os preços dos combustíveis.


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“O ICMS não é o vilão dos preços dos combustíveis”, explica pesquisadora do Ineep, em entrevista à FUP


Os reajustes são significativos, com impacto sobre a inflação: de janeiro a setembro de 2021, o preço da gasolina aumentou 32%, o do óleo diesel 28% e o do gás de cozinha 27%, pressionando o custo de vida das famílias brasileiras e impactando a inflação.

Para analisar este quadro, o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) realiza nesta terça, 26/10, em seu canal do youtube, o Webnário “ICMS não é o vilão dos preços dos combustíveis”. A pesquisadora do Instituto Carla Ferreira é a convidada para essa conversa.

 

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Em entrevista à imprensa da FUP, a pesquisadora do Ineep, Carla Ferreira, explica as razões da disparada dos preços dos combustíveis e afirma que há alternativas que a Petrobrás poderia implementar para diminuir o impacto no mercado interno dos constantes reajustes do petróleo   

[Entrevista concedida a Alessandra Murteira, da imprensa da FUP | Foto: Arquivo pessoal]

ICMS e outros impostos, preços internacionais, dolarização, importação... Afinal, o que faz o preço dos combustíveis disparar, mesmo o Brasil tendo petróleo e refinarias com capacidade de abastecer o país? Há alternativas para conter a alta constante e a volatilidade dos preços? Como é o reajuste dos derivados de petróleo em outros países?

Em entrevista à FUP, a socióloga Carla Ferreira, pesquisadora do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), explica as razões da disparada dos preços dos combustíveis.

“O ICMS, por exemplo, apontado como vilão, é um percentual do preço final”, alerta, ressaltando que o preço dos derivados nas refinarias é o que guia o valor que o consumidor paga nos postos de revenda, seja da gasolina, do diesel ou do gás de cozinha. “Se se considera uma alíquota média dos estados, tendo em vista que os entes têm autonomia para definição da alíquota, observa-se que não houve alteração nos últimos anos. Então não seria esta a parcela que justificaria os aumentos”, afirma.

Mestre em Ciências Sociais, Carla já foi pesquisadora do Departamento Intersindical de Estatísticas e Estudos Socioeconômicos (Dieese), entre 2010 e 2018, e hoje desenvolve pesquisas na área de Finanças Públicas e Orçamento Público.

Ao comparar a atual política de Preços de Paridade de Importação (PPI), adotada pela gestão da Petrobrás em outubro de 2016, com as políticas de reajuste de derivados praticadas pelas gestões anteriores da empresa, ela explica que a principal diferença é que hoje o repasse de preços internacionais é feito no curto prazo, enquanto que “em momentos anteriores pautava-se na variação de longo prazo do preço do barril de petróleo”.

“O argumento que se apresenta é que, por se tratar de uma commodity, o petróleo e seus derivados deveriam seguir a lógica dos preços internacionais. Isso faria sentido se o Brasil fosse dependente exclusivamente de petróleo e derivados importados, o que não é o caso. Quando se olha para a experiência internacional, observa-se que outros países produtores se utilizam de instrumentos fiscais, das exportações de petróleo e das empresas estatais para suavizar os repasses do preço internacional ao mercado interno”, revela.

Leia a íntegra:

O presidente da Petrobrás alega que a empresa recebe apenas R$ 2 pelo litro da gasolina, que beira os R$ 7 nas bombas. A estatal está sendo acusada de propaganda enganosa por conta disso. Bolsonaro, por sua vez, joga a responsabilidade para os governos estaduais e diz que é preciso reduzir o ICMS. Afinal, de quem é a culpa dos aumentos constantes nos preços dos combustíveis?

Para entender o recente movimento de alta nos preços dos combustíveis é importante entender a composição dos preços. No caso da gasolina, o preço final que o consumidor encontra na bomba é composto pelo preço do produtor/importador, pelos tributos federais (Cide, PIS/PASEP e Cofins), pelo ICMS – imposto estadual –, pelo custo do etanol anidro – que compõe a mistura em 27% –  e pelas margens da distribuição e da revenda. Ao abrir este preço e observar o movimento de cada um destes elementos, concluímos que o componente que mais tem pressionado o preço final, no último período, é exatamente o preço do produtor/importador, que hoje representa 33,4% do preço no posto.

O movimento de alta nos preços do produtor, que pressionam o preço final dos combustíveis, se dá em função da política de preços de paridade de importação (PPI) adotada no final de 2016 pela gestão de Pedro Parente na Petrobras e mantida, ainda que com frequência de reajustes distintas, pelas gestões subsequentes, chegando a atual, de Silva e Luna. De acordo com esta política, os preços dos derivados na refinaria devem seguir o movimento dos preços internacionais do barril de petróleo, considerando ainda os custos logísticos envolvidos na importação e transporte dos produtos. Em função do preço do barril ser cotado em dólar, o câmbio também é um elemento importante na dinâmica do preço. Basicamente esta política de preços é estruturada como se o país fosse em grande medida dependente das importações, ignorando assim, que o Brasil seja um dos maiores produtores de petróleo do mundo.

Diante da manutenção desta política de preços pela atual gestão da Petrobras e tendo em vista o mercado internacional de petróleo aquecido combinado ao câmbio desvalorizado, temos acompanhado as constantes altas nos preços internos. Somente este ano (2021), o preço da gasolina praticado pela companhia aumentou 63%. E, este preço é que acaba guiando o preço da bomba. É o elemento que mais contribui, além de ser o de maior volatilidade.

Em relação aos outros componentes: o ICMS, por exemplo, apontado como vilão, é um percentual do preço final. Se se considera uma alíquota média dos estados, tendo em vista que os entes têm autonomia para definição da alíquota, observa-se que não houve alteração nos últimos anos. Então não seria esta a parcela que justificaria os aumentos. Claro que, com o aumento da base de cálculo – o preço final – a arrecadação do imposto aumenta. O etanol tem sofrido pressão recente nos preços em função de questões climáticas que afetaram as lavouras, mas este também não explica o grosso do aumento. Os tributos federais não se alteram já há alguns anos e são valores fixos no preço por litro. Em relação às margens, pode ocorrer o que se conhece como “efeito carona”. As distribuidoras e revendedores se aproveitam de movimentos de alta para incrementar suas margens. Mas mesmo que se acompanhe estes processos, atualmente não são os elementos da formação do preço que tem determinado as crescentes altas, além do que nenhum destes elementos sofrem a mesma volatilidade que o preço praticado atualmente pela gestão da Petrobras. O elemento determinante é mesmo o preço do produtor, definido pela política do PPI, mantida pelas últimas gestões da companhia.

Como funcionava os reajustes de derivados na Petrobrás antes da implantação da paridade de importação e por que a política anterior foi alterada?

Antes da adoção do Preço de Paridade de Importação (PPI), houve algumas outras experiências de gestão do preço dos combustíveis que tiveram maior êxito na manutenção do não repasse ao mercado interno da volatilidade característica do mercado de petróleo. Entre 2004 e 2008, por exemplo, a gestão da Petrobras se referenciava no preço internacional do barril de petróleo no longo prazo, com vistas a tentar antecipar as alterações do preço do barril e, assim, suavizar os repasses internos. Ou seja, diferente do que tem sido implementado hoje, de repasse de movimentos de preços internacionais no curto prazo, em momentos anteriores pautava-se na variação de longo prazo do preço do barril de petróleo.

Além disso, neste mesmo período, propunha-se uma lógica diferente do que se observa hoje, de maximização da utilização do parque de refino para atendimento do mercado interno e, com isso, redução da dependência da importação de combustíveis, objetivando assim, um menor impacto do mercado internacional nos preços internos dos derivados. Em sentido oposto, as últimas gestões fizeram movimentos de subutilização da capacidade de refino das refinarias e abriram mercado para ampliação das importações. Segundo levantamento do Ineep, entre 2015 e 2017, houve aumento de 30% no número de empresas importadoras autorizadas a operar no Brasil.

A mudança da política se dá em conjunto com a alteração do projeto de empresa que se assumiu com a nova gestão da Petrobras a partir de 2016. A partir deste novo direcionamento, organiza-se processos de privatizações e redução de investimentos. Além disso, de uma empresa que se pretendia nacional, verticalizada e parte do processo de desenvolvimento, configura-se um projeto de empresa focada no E&P, principalmente no pré-sal, direcionando-se para o retorno de curto-prazo, com foco da maximização da distribuição de dividendos, que se sobrepõe ao caráter estatal da companhia.

A FUP e seus sindicatos sempre se posicionaram contra o Preço de Paridade de Importação (PPI) e cobram que o reajuste de derivados essenciais, como o gás de cozinha, o diesel e a gasolina, seja feito com base nos custos nacionais. Há alternativas viáveis para que a Petrobrás volte a ter uma política de preços semelhante à dos anos 2000?

Recentemente (03/03/2021), o Ineep publicou um artigo que expõe algumas alternativas para condução de uma política de preços, que limite as constantes altas, conforme ocorre hoje. A primeira delas, de cunho fiscal, seria a adoção de um tributo sobre os combustíveis de alíquota variável. Assim, quando o preço internacional do barril aumentasse, haveria redução da alíquota e, em movimento contrário, quando o preço internacional reduzisse, a alíquota poderia ser ampliada. Desta forma seria possível atenuar os impactos da volatilidade do preço internacional. De acordo com o artigo do Ineep, o próprio Ministério da Fazenda elaborou, em 2018, um estudo sugerindo um “Mecanismo Automático de Amortecimento de Preços” utilizando a Cide, que aliás, tinha esse objetivo quando foi criada, mas nunca chegou a ser usada como instrumento deste tipo.

Outra alternativa seria a criação de um fundo de estabilização que poderia ressarcir os produtores e distribuidores, em momento de alta elevada dos preços. Com o aumento das exportações, esse fundo poderia ser formado pela adoção de um imposto de exportações, que teria um caráter progressivo, ou seja, uma alíquota atrelada às cotações do barril do petróleo. Ainda seria importante a criação de um estoque regulador de etanol, para evitar que os usineiros especulem entre a produção de açúcar e etanol como aconteceu no governo Dilma e vem acontecendo agora.

Por último, seria possível a utilização, como parâmetro de reajuste dos preços da Petrobrás, de uma cotação dos preços dos derivados no mercado interno, para além da referência única no PPI. Assim, seria considerado também, o custo do refino na estatal acrescido de uma margem de remuneração do acionista.

No caso do gás de cozinha, o governo Bolsonaro acabou com o subsídio que havia sido criado em 2005 pelo governo Lula, com o objetivo de beneficiar famílias de renda mais baixa. O GLP já acumula mais de 100% de aumento nas refinarias só no governo Bolsonaro. Como o Ineep analisa essa trajetória crescente dos reajustes? Qual a relação entre essa paridade automática de preços e o interesse na privatização da Petrobrás já manifestado pelo ministro da Economia, Paulo Guedes?

A política de preços do GLP passou a ser atrelada ao PPI, conforme ocorre com o diesel e a gasolina, a partir de 2017. Neste momento os preços do gás de cozinha na refinaria passaram a ser reajustados mensalmente. Em 2018, a gestão da Petrobras alterou o intervalo e passou a reajustar os preços do GLP trimestralmente, adotando como base uma média móvel de 12 meses. Tal medida foi encerrada em 2019, quando os preços do GLP passaram a ser reajustados sem uma periodicidade definida, mas com uma frequência muito maior do que se observava historicamente. Tais alterações, combinadas com o fim dos subsídios, implicaram no aumento significativo do preço, chegando aos maiores patamares das últimas duas décadas, impactando de forma expressiva na renda das famílias.

Pode-se dizer que tal movimento se relaciona ao processo de privatização por dois fatores: primeiro porque atrelar os preços internos aos preços do mercado internacional permite que a empresa maximize seus ganhos com a venda dos derivados e, desta forma, amplie a distribuição dos dividendos repassados aos acionistas, em sua maioria privados. Segundo porque propicia a atratividade dos ativos do refino para a venda. Na visão privatista, a garantia de manutenção de preços com paridade internacional pela principal agente do mercado de combustíveis do país se faz importante para o incentivo da entrada de atores privados no mercado do refino.

Nesta perspectiva encampada pela atual gestão da Petrobras, o caráter estatal da empresa é atrofiado, enquanto sua face privada, com, inclusive, pouca preocupação para sua função social, é amplificada.

A FUP e os sindicatos vêm realizando uma série de ações, explicando para a população que a disparada do preço dos combustíveis não está relacionada ao fato da Petrobras ser uma estatal, como querem fazer pensar o governo, alguns veículos de imprensa e os grupos que defendem a privatização da empresa. Como é a política de preços de combustíveis nos países que têm grandes estatais produtoras de petróleo?  

O argumento que se apresenta é que, por se tratar de uma commodity, o petróleo e seus derivados deveriam seguir a lógica dos preços internacionais. Isso faria sentido se o Brasil fosse dependente exclusivamente de petróleo e derivados importados, o que não é o caso.  Quando se olha para a experiência internacional, observa-se que outros países produtores se utilizam de instrumentos fiscais, das exportações de petróleo e das empresas estatais para suavizar os repasses do preço internacional ao mercado interno. A Dinamarca, por exemplo, que produz em torno de 80% dos hidrocarbonetos que consome, lança mão de uma gestão fiscal-financeira e produtiva para estabelecimento de seus preços internos.

 

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O economista e pesquisador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP), Eduardo Costa Pinto, contesta dados apresentados por estudo recente do IBRE/FGV, de autoria de Adriano Pires, Luana Furtado e Samuel Pessoa, sobre os custos da Refinaria Abreu e Lima e do Comperj

[Por Eduardo Costa Pinto, professor de Economia da UFRJ e pesquisador do INEEP]

Com a proximidade das eleições de 2022 e com o desempenho de Lula nas pesquisas ressurgem os debates sobre a política para o setor petróleo durante os governos do PT. Um estudo recente do IBRE/FGV, denominado O custo de Abreu e Lima e do Comperj, tem fomentado esse debate a partir do questionamento dos investimentos em refino, e, em particular no caso da Refinaria Abreu e Lima (Rnest). 

Em primeiro lugar, vale destacar que nos 13 anos do governo do PT, entre 2003 e 2016, a economia brasileira cresceu em média 2,5% (crescimento médio maior que o dos períodos 1990/2002 e 2017/2020). Essa expansão foi viabilizada pelos investimentos públicos do governo federal e das empresas estatais que funcionaram como indutores da demanda agregada até a crise de 2015. Os grupos Eletrobras e Petrobras tiveram papel de destaque nesse processo. 

O contexto à época

Entre 2012 e 2016 a desaceleração da economia brasileira esteve ligada não apenas a erros da Nova Matriz Econômica, mas sobretudo a fatores exógenos como o colapso das cotações internacionais do petróleo e os efeitos econômicos deletérios trazidos pela Operação Lava Jato. Esses dois elementos afetaram fortemente a capacidade financeira da Petrobras obrigando a empresa a reduzir seus investimentos que, desde a descoberta do pré-sal, tinham se tornado um importante vetor de crescimento econômico.  

Com o colapso do preço do petróleo, a crise reputacional da Petrobras e as dificuldades financeiras, a companhia desacelerou fortemente os investimentos entre 2015 e 2016, impactando em projetos de investimentos na área de refino, dentro os quais o da Refinaria Abreu e Lima em Pernambuco. É nesse contexto que deve ser analisado o projeto da Rnest, o que infelizmente não é feito pelo estudo do IBRE/FGV. 

A estimativa de custos da Rnest

Além de não levar em conta o contexto à época, o referido estudo apresenta inconsistências e erros importantes na estimativa de custos da Rnest e na sua comparação com casos internacionais. Vejamos alguns destes problemas. 

Obras da Refinaria Abreu e Lima, no Complexo Portuário de Suape, em Ipojuca, Pernambuco, em 2011. Foto: Flickr (Licença: CC BY-NC-SA 2.0)

Na comparação de custos com outras refinarias, o estudo não apresenta os graus de complexidade de cada uma das refinarias. Refinarias mais complexas, como é o caso da Rnest, possuem unidades de processo com maiores custos, mas conseguem obter um maior volume de derivados com preços mais elevados, como o diesel. Isso permite uma maior margem no refino. Ou seja, comparar o custo do investimento por cada barril/dia de capacidade de refino de cada refinaria sem levar em conta a complexidade da refinaria (capacidade de obtenção de derivados com preços mais elevados) é a mesma coisa que comparar bananas e laranjas. 

Ao utilizar o orçamento projetado de US$ 18,4 bilhões da construção da refinaria na comparação com a capacidade atual de 115 mil barris dia de processamento, o estudo infla artificialmente os custos unitários na comparação com outras refinarias. Isso aconteceu em virtude da utilização do orçamento que projetava a construção de uma plana (dois trens) com capacidade de 230 mil barris. Para resolver isso é preciso trabalhar com os custos desembolsados, que tem sido foco de enorme controvérsia. 

A partir dos relatórios da Petrobras do 4º trimestre de 2014 é possível realizar essa estimativa. Entre 30/09/2014 e 31/12/2014, o ativo em operação aumentou em R$ 13,1 bilhões, foi nesse período que a Rnest entrou em operação implicando num lançamento contábil de transferência dos valores do ativo em construção para em operação. 

       Tabela 1 – Ativo consolidado do Abastecimento

  30/09/2014 31/12/2014

Variação

Ativo

222,4

186,0

-36,4

Imobilizado

164,5

131,9

-32,6

     Em operação

95,6

108,7

13,1

     Em construção

68,8

23,2

-45,7

Cabe observar que não ocorreu nenhuma entrada em operacionalização de nenhuma grande projeto da área do abastecimento no 4T2014. Os grandes projetos em andamento, àquela época, o Comperj, o 2º trem de refino da Rnest (com valor contábil líquido de R$ 16,5 bilhões) e o Complexo Petroquímico Suape, foram transformados em unidades gestoras isoladas em virtude do reconhecimento de perdas. 

Com esses dados, estimou-se o desembolso dos investimentos da Rnest da ordem de R$ 16,5 bilhões, que incorpora o desembolso da construção do 1º trem e de despesas realizadas (contratos desfeitos, etc.) do 2º trem da refinaria que foi paralisada. Esse valor é equivalente a US$ 8,3 bilhões (câmbio de R$ 2,00 = US$ 1,00). Com isso, o custo unitário em dólar cairia de 160 mil do IBRE para 72 mil por cada barril/dia de capacidade de refino. 

Apesar de fazer menção, o estudo não leva em consideração o efeito da variação da taxa de câmbio, que era cerca de R$ 3,00 por dólar no período de identificação de oportunidade, caindo para R$ 2,00 na fase de projeto básico. Como a maior parte das despesas do projeto eram em reais, sua conversão em dólar sofreu um acrescimento de ⅓ em dólar, somente pelo efeito da variação cambial. 

Por exemplo, se trouxermos para o valor presente (em 30/06/2021, com taxa de 8,4%) o valor contábil líquido da Rnest obtém-se a soma desembolsada de R$ 29 bilhões, que representava US$ 5,8 bilhões (câmbio do dia 30/06/21). Com isso, o custo unitário em dólar cairia de 160 mil para 50 mil por cada barril/dia de capacidade de refino. 

Esses novos custos ainda são elevados, mas são comparáveis com as outras refinarias listadas. Esses valores mais altos podem ser explicados, em parte, pelo período de construção da refinaria, auge dos investimentos em infraestrutura no Brasil, quando as empresas de engenharia estavam muito demandadas pelos projetos do pre-sal, das refinarias e das obras do PAC. Isso provocou um aquecimento dos mercados e, consequentemente, nos custos. 

O retorno para Petrobras

A despeito dos custos mais elevados, a Rnest é uma refinaria rentável haja vista a sua estrutura tecnológica complexa que permite uma expressiva geração de caixa livre de um ativo de vida útil de cerca de 50 anos, com pay back com potencial de amortização do investimento em cerca de mais 10 anos. 

A Petrobras investiu de R$ 16,5 bilhões na Rnest (1º e 2º trens), registrado na Tabela 1 como saída de caixa em 2014. A partir de dezembro de 2014, o 1º trem da Rnest entrou em operação, gerando fluxos de caixa livre positivo de R$ 6,9 bilhões, entre 2015 e 2T2021 (tabela 2). 

Tabela 2: Fluxos Financeiros estimados (Entradas e Saídas) da Rnest (R$ bilhões)

Além disso, o valor justo (valution) estimado da RNEST é de R$ 16,8 bilhões, no 2T2021, com isso, o saldo total da Rnest no 2T2021, descontado pela taxa WACC, foi positivo em R$ 7,2 bilhões. Isso significa dizer que a rentabilidade da Rnest foi superior a taxa de 8,4%. 

A defesa liberal

A defesa peremptória do modelo econômico liberal de não intervenção do Estado, de privatizações das empresas públicas e de liberalização tem se mostrado cada vez anacrônico, bastas observar as mudanças na forma de intervenção do Estado que estão ocorrendo da Europa e nos EUA, vide o Plano Biden com sua política fiscal expansionista e industrial vertical. 

Mas no Brasil seguimos na ilusão de que o maior problema do país é o Estado e as empresas estatais, a fim de provar essa hipótese são cometidos erros e inconsistências.  Essa visão supõe que o combate à corrupção por si só seria capaz de salvar o país e para isso seria necessário eliminar a intervenção do Estado na economia. Para esse tipo de interpretação qualquer investimento público é menos eficiente do que o investimento privado. Dessa forma se criminalizam os projetos de caráter desenvolvimentista, sobretudo, as políticas industriais e os investimentos públicos, em especial os da Petrobras. Esse tipo de análise inviabiliza debates mais profundos sobre os desafios e rumos do país.

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O coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) William Nozaki é da opinião que os movimentos que existem hoje em torno do negócio da distribuição de gás natural no país poderão resultar na concentração deste mercado. Comentário nesse sentido foi feito por ele para a Broadcast, do Grupo Estado, que, em matéria publicada 03/09, revela que vários atores da indústria do petróleo discordam da possibilidade de a Comgás, do grupo Rubens Ometto, ter sua concessão como distribuidora renovada antecipadamente.  

Com o título “Ministério da Economia e indústria se opõem à Compass na disputa pelo gás de SP”, a reportagem, assinada pela jornalista Fernanda Nunes, comenta que a concessão original da Comgás vai até 2029, e que, concluído esse período, o governo de São Paulo poderia renovar o contrato com o grupo Compass Gás e Energia (da Cosan), controladora da Comgás, ou promover uma nova concorrência pela exploração do serviço. “A decisão do governo paulista, no entanto, foi a de prorrogar o contrato de maneira antecipada, com o argumento de que assim vai antecipar também investimentos e evitar aumentos de tarifa. Se a proposta for aprovada, a concessão se estenderá até 2049”, informa o texto, acrescentando que vários segmentos da indústria de petróleo e gás natural são contrários à decisão, ainda não formalizada. 

“Há o risco de se criar um cenário de concentração do mercado de gás”, disse Nozaki, à Broadcast. “Ainda não existe um sistema regulatório da infraestrutura preparado para essa abertura do mercado, que está sendo protagonizado por Ometto”, acrescentou ele. 


Leia a nota técnica do INEEP sobre os riscos do oligopólio privado no setor de gás


No contexto dessa decisão do governo de São Paulo, destaca-se também o fato de a Petrobras ter anunciado recentemente o fim das negociações para que a Compass (controladora da Comgás) assumisse a Gaspetro, empresa que detém participação em 19 distribuidoras de gás canalizado do país. “O anúncio acendeu um sinal de alerta em compradores e fornecedores de gás, por conta de uma possível posição de vantagem concorrencial que a Cosan estaria assumindo”, comenta a reportagem da Broadcast. 

A matéria informa ainda que a preocupação de vários segmentos da indústria ficou demonstrada com a participação de alguns deles (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Fundação Getúlio Vargas (FGV) e o Ministério da Economia, entre outros) em consulta pública realizada em julho pela Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) para tratar da renovação da concessão. 

[Da Comunicação do Ineep]

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O que leva o Brasil, um país que retira petróleo do fundo do mar, que tem refinarias e que produz a preços competitivos, a exportar o óleo bruto e a importar seus derivados, com gasto de fretes, num verdadeiro “petrotour”? A pergunta, que tem sido feita cada vez mais pelos brasileiros diante da alta dos combustíveis, norteou, na última quarta-feira (01/09), o programa Pauta Brasil realizado pela Fundação Perseu Abramo. 

[Da comunicação do INEEP]

“É um problema de decisão política, de correlação de forças”, resumiu o coordenador técnico do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) William Nozaki, que ao lado da pesquisadora Carla Ferreira, também do Instituto, apresentou ao mediador do programa, Artur Araújo, a resposta para a pergunta e os motivos que, de 2016 para cá, têm provocado altas tão significativas nos preços dos combustíveis. 

Na verdade, a frase de Nozaki responde a uma outra pergunta do mediador que se repete entre aqueles que acompanham as decisões de governos (Temer e Bolsonaro) com relação aos desinvestimentos da Petrobras, que já somaram US$ 30 bilhões de ativos: “Estes compradores são maus capitalistas ou estas vendas resultam de uma conversa mole de que estes ativos não dão resultados? Quem são os bobos da história?”, questionou Araújo. 

Para Ferreira, todo este processo de reajustes e de seguidas altas de preços faz parte de uma política de governo que teve início em 2016, com o objetivo de abrir espaço para os importadores de combustíveis e viabilizar a privatização de oito refinarias da Petrobras, das quais duas, a Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, e a Refinaria de Manaus (Reman), já foram vendidas. E, para tanto, foi adotado o Preço de Paridade de Importação (PPI), que considera a cotação do óleo no mercado internacional e a variação taxa cambial. Se os preços no mercado externo sobem e o real é desvalorizado, os combustíveis são reajustados para mais. 

Afinal, o que que pressiona a alta dos combustíveis?

O preço do derivado que sai da refinaria tem como base a PPI, e sobre ele incidem os impostos federais (PIS/Cofins), estadual (ICMS) e as margens de distribuição e revenda, além dos custos dos biocombustíveis que compõem o produto final. Ferreira informa que:

“O ICMS tem sido apontado pelo governo federal como vilão para a alta de preços. No entanto, o histórico recente dos preços dos combustíveis mostra que não houve alteração significativa da alíquota do ICMS. O que tem alteração significativa é a faixa de preço que sai da refinaria da Petrobras.” 

Segundo ela, a partir destas variáveis, de 22 a 28 de agosto, o preço médio do botijão do gás de cozinha chegou a R$ 94,00, com 22% de aumento sobre o valor de janeiro; o preço do litro da gasolina era de cerca de R$ 6,00, como aumento de 30%: e o do diesel R$ 4,61, com alta de 25%. ”São valores muito altos, sentidos pelo consumidor não apenas ao comprar o combustível, mas também pelo que impactam na inflação”, afirmou. Ferreira comentou: "Tudo isso faz parte de um aparato que se construiu como política da Petrobras. A empresa tem vilipendiado seu lado de empresa estatal, favorecendo o lado dos acionistas e focando muito na rentabilidade, na distribuição de dividendos. Está abrindo mão de garantir o abastecimento nacional, da soberania energética e da participação no desenvolvimento do país.” 

Venda de ativos como estratégia da Petrobras

Na opinião de Nozaki, o ponto fundamental é que a estratégia da Petrobras foi adotada, nos últimos anos, com base numa política de desinvestimentos e de concentração na exploração e produção de petróleo no pré-sal, num processo que não inclui apenas a venda de oito das 13 refinarias, o que reduzirá a sua capacidade de refino a cerca de 50%, mas também de campos de petróleo em terra e em águas rasas, dos ativos de distribuição e de transporte do gás natural. 

Segundo ele, esses desinvestimentos foram acompanhados de uma política voltada para viabilizar o mercado interno para a importação de combustíveis. Assim, atualmente, a Petrobras já opera a 76% de sua capacidade de refino, abaixo do que poderiam realizar para abastecer o mercado nacional. Isso permitiu a abertura do mercado interno para importadores, sobretudo de estrangeiros. Por conta deste conjunto de decisões, tomadas desde o governo Temer e intensificadas no de Bolsonaro, nos últimos dois anos, os preços do óleo diesel já foram reajustados 94 vezes e os da gasolina em 107. 

Nozaki disse, destacando para o fato de que no período do governo Bolsonaro, houve reajuste de 23% no preço do diesel e de cerca de 51 % no da gasolina: “Isso não é razoável para a previsibilidade de organização de nenhum dos atores da cadeia de abastecimento do mercado brasileiro. E muito menos para o elo mais fraco deste percurso, que é composto pelos trabalhadores e pelos consumidores.”

Na opinião de Nozaki, este é um quadro que tem como consequência mais adversa o cenário de carestia. Como exemplo citou o fato de o IPCA (índice da inflação medido pelo IBGE), em 12 meses, ter registrado alta 9%, impactado de forma significativo pela aumento dos preços administrados (nos quais se incluem gás de cozinha e energia elétrica) e dos alimentos”. 

Alternativas possíveis

Segundo Ferreira e Nozaki, há possibilidade desse quadro, que além de viabilizar as privatizações e privilegiar o acionista da Petrobras, ser atenuado. “Será necessária uma reversão da política de preços da companhia”, comentou a pesquisadora, apontando como saída a adoção de uma política que considere os preços de produção do óleo bruto no Brasil e os custos das refinarias, sem que o Brasil fique refém dos preços externos. Para Nozaki, além da mudança desta política, seria necessária também a interrupção das vendas de refinarias, pois o problema não é técnico, mas político.

Assista a integra do programa: 

 

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A inflação dos combustíveis tem sido percebida dia a dia e, diretamente, a cada ida ao posto para abastecer. Segundo o IPCA de julho de 2021, o aumento do etanol nos 12 meses anteriores chegou a 57,27%. Já a gasolina e o diesel acumularam, respectivamente, no mesmo período, altas de 39,65% e 36,35%.

Para explicar os motivos das frequentes altas dos combustíveis e como isso se reflete na vida do consumidor, o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) realiza, nesta  terça-feira, dia 31/08, às 19 horas, em seu canal do Youtube, o Webnário “Inflação dos combustíveis e impactos nos consumidores”. Os pesquisadores do Instituto Carla Ferreira e Mahatma Ramos são os convidados para essa conversa.

Além de explicarem os motivos da escalada nos preços dos combustíveis e como isso se reflete na inflação, eles mostrarão quem perde e quem ganha com a política de preços adotada pela atual direção da Petrobras para os derivados e falarão das perspectivas, caso nada seja feito para mudar este quadro. 

[Do site do Ineep]

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Em nota assinada pelos pesquisadores Eduardo Costa Pinto, Henrique Jager, Rafael Rodrigues da Costa e Rodrigo Leão, o Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) aponta que a Refinaria de Manaus (Reman) foi vendida pela Petrobrás à Atem Distribuidora, principal concorrente da estatal na região, por 70% do seu valor. A venda da refinaria foi anunciada pela Petrobrás no último dia 25, após o Conselho de Administração autorizar a negociata. 

De acordo com o estudo realizado pelo Ineep, a Reman "está avaliada com um valor mínimo, pelo câmbio mais elevado deste ano, de US$ 279 milhões, quando o valor negociado pela estatal com o potencial comprador foi de US$ 189 milhões".

Como a FUP vem alertando, com base em estudos e apreceres de diversas entidades e órgãos de fiscalização, as privatizações em curso de refinarias, além de causar prejuízos financeiros para a Petrobrás e impactar economicante os estados e municípios que estão sendo abandonados pela estatal, criarão monopólios regionais privados, que irão comprometer o abastecimento e aumentar ainda mais os preços já abusivos dos combustíveis. 

Nesta sexta-feira, 27, o Sindipetro Amazonas realizou mobilização, alertando os trabalhadores e a população de Manaus sobre o que está em jogo com a venda da Reman. Veja abaixo: 

Veja a íntegra da nota do Ineep sobre a subvalorização do preço da Reman, vendida pela Petrobrás por 70% do seu valor:

Os dados revelam que a Reman tem um potencial importante de geração de caixa futura, o que, pelas premissas que achamos adequadas, pode estar sendo subvalorizada nesse momento de venda. 

Para realizar o valor da Reman, o Ineep utilizou o método do Fluxo de Caixa Descontado (FCD), que se baseia no valor presente dos fluxos de caixa, projetando-os para futuro. Do resultado, são descontadas: taxa que reflete o risco do negócio, despesas de capital (investimento em capital fixo) e necessidade adicionais de giro. 

Este fluxo de caixa é calculado tanto para a empresa como para o acionista. Trata-se de um modelo de cálculo que apresenta o maior rigor técnico e conceitual, sendo, por isso, o mais indicado e adotado na avaliação de empresas.

Cenários da Reman

O estudo se baseia em dois cenários, considerando um piso cambial de US$ 5,15 e um pico de US$ 5,83. Essa faixa foi adotada em função da alta volatilidade cambial da economia brasileira no cenário de negociação do ativo. A partir desses dois cenários, e baseando-se nesses piso e pico cambial, o estudo conclui que a refinaria pode valer de US$ 279 milhões a US$ 365 milhões. 

No entanto, como a Petrobras não apresenta valores “isolados” de cada refinaria, para estimar as receitas e despesas da Reman o Ineep fez um “rateio” dos dados disponibilizados pela empresa. Ou seja, esse valor pode variar, dependendo das despesas efetivas da refinaria. 

Em relação às receitas do Reman, foram levadas em conta a produção dos derivados da refinaria, a capacidade de produção, entre outras informações. Também foi utilizado o valor das exportações de derivados do estado do Amazonas para se chegar a um número aproximado para a exportação dos derivados da refinaria. Já para o cálculo das despesas da carga fresca processada utilizou-se um preço médio do Brent. 

Já em relação às despesas, o Ineep realizou o “rateio” para Reman, a partir dos dados disponíveis de custo de produção e refino, bem como das despesas administrativas. Com essas informações, o instituto utilizou dois cenários possíveis. Para o primeiro, trabalha com a manutenção das despesas atuais para os próximos anos. No segundo, prevê 75% das despesas de vendas da refinaria do cenário base para o cálculo do seu fluxo de caixa livre. 

Comunicação Ineep

[Foto: Agência Petrobras]

 

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Em artigo publicado na Revista Carta Capital, pesquisadores do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP) analisam o papel da Petrobrás e o impacto do aumento dos preços dos derivados na depreciação do poder de compra da renda dos brasileiros

Por Mahatma Ramos dos Santos e Rafael Rodrigues da Costa, pesquisadores do INEEP

Na quarta-feira 4, a Petrobras divulgou os resultados financeiros do segundo trimestre de 2021, registrando um lucro líquido de 42,9 bilhões de reais. O resultado é diametralmente oposto ao obtido no mesmo período do ano passado, quando a companhia registrou prejuízo de 2,7 bilhões.

Fruto do crescimento do volume de vendas, do aumento generalizado dos preços de derivados e da elevação das margens de refino, o aumento da receita de vendas foi o principal responsável pelo elevado lucro líquido e, consequentemente, pela antecipação do pagamento de dividendos aos acionistas relativa a 2021, no valor total de 31,6 bilhões. É a maior distribuição de remunerações para os seus acionistas na história da companhia. O último recorde até então havia sido de 29,5 bilhões de reais em 2009, em valores atuais deflacionados pelo IPCA.

Com a economia brasileira dando os primeiros sinais de recuperação pós-pandemia (em relação ao período mais crítico, segundo trimestre de 2020), somados com a atual política de preços da Petrobras, fez com que a empresa obtivesse uma expressiva recuperação das receitas de vendas dos derivados, sobretudo, o diesel, a gasolina e o gás de cozinha (GLP).

Se por um lado, o entusiasmo da atual diretoria da Petrobras, dos agentes de mercado e, sobretudo, de seus acionistas com os resultados econômicos desse trimestre se justificam tanto pelos expressivos lucros alcançados quanto pelo destino dado a riqueza produzida pela empresa. Por outro lado, o consumidor nacional, em especial a população de baixa renda, e os trabalhadores da Petrobras não tem o que comemorar.

Apenas entre o segundo trimestre de 2021 e o mesmo período do ano passado, o preço médio dos derivados praticados pela Petrobras no mercado interno cresceu 102,9%, ao passo que o volume de vendas aumentou 17,5%. Para se ter uma ideia, o preço médio do botijão de gás em junho de 2021 na revenda alcançou 87,40 reais, o que representa 8% do valor do salário mínimo.

Essas elevações nos preços dos derivados têm impacto direto na depreciação do poder de compra da renda dos brasileiros, tal como apontam as recentes altas os indicadores de inflação IPCA e INPC (IBGE), que nos últimos 12 meses (entre jul/2020 e jun/2021) registram alta de, respectivamente, 8,48% e 9,22%.

Os próprios trabalhadores/as da Petrobras sofrem os efeitos nocivos da atual estratégia da empresa. Entre 2016 e 2020, após doze anos de valorização contínua dos salários, os petroleiros/as registram perdas reais acumuladas em seus salários da ordem de 4,5%, segundo o Dieese, mesmo diante de um cenário de baixa inflação. Nesse mesmo período, os dividendos pagos cresceram quase 24 vezes, saltando de 300 milhões de reais, em 2016, para 6,9 bilhões, em 2020. O que levanta uma questão: haverá valorização dos trabalhadores da Petrobras em 2021 ou apenas remuneração dos acionistas?

Os próprios trabalhadores/as da Petrobras sofrem os efeitos nocivos da atual estratégia da empresa. Entre 2016 e 2020, após doze anos de valorização contínua dos salários, os petroleiros/as registram perdas reais acumuladas em seus salários da ordem de 4,5%, segundo o Dieese, mesmo diante de um cenário de baixa inflação. Nesse mesmo período, os dividendos pagos cresceram quase 24 vezes, saltando de 300 milhões, em 2016, para 6,9 bilhões, em 2020.

Em 2021, do total de dividendos distribuídos até o segundo trimestre de 2021 (31,6 bilhões), cerca de 11,6 bilhões (ou 36,8%) irão para o Governo Federal e BNDES; outros 7,7 bilhões (22,7%) para os acionistas privados brasileiros; e, por fim, a maior fatia dessa riqueza produzida (40,6%) irá para acionistas não brasileiros, ou seja, 12,8 bilhões. O que levanta uma questão: haverá valorização dos trabalhadores da Petrobras em 2021 ou apenas remuneração dos acionistas?

Até o presente momento, nota-se que a Petrobras segue privilegiando a maximização de lucros e rendimentos para os seus acionistas em detrimento dos consumidores no Brasil e também seus empregados. O oposto do que advoga sua comunicação institucional quando afirma que seus resultados são “compartilhados com toda a sociedade” .

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A disputa da energia é uma disputa social, alertaram a diretora da FUP, Cibele Vieira, e o ex-presidente da Petrobrás, José Sérgio Gabrielli, na última mesa temática da IX Plenafup

[Da imprensa da FUP]

A última mesa de debate da IX Plenafup, realizada no sábado (14) à tarde, teve como tema “Energia para reconstruir o Brasil e a proposta dos petroleiros e petroleiras” e contou com a participação do ex-presidente da Petrobrás, José Sérgio Gabrielli, professor aposentado da Universidade Federal da Bahia (UFBA), que integra o grupo de pesquisadores do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP). Ele dividiu a mesa com a diretora da FUP, Cibele Vieira, que traçou um panorama dos principais desafios enfrentados pela organização sindical petroleira, diante do desmonte do Sistema Petrobrás e de uma gestão que espelha o projeto antidemocrático do governo Bolsonaro.

“No começo de 2020, a conjuntura nos levou a uma grande greve, a maior greve depois de 1995, mesmo tendo passado pela greve de 2015, em 2020 foi um nível de acirramento ainda maior e com uma pauta absurda, uma pauta que era cobrar um espaço negocial. Nós ocupamos uma sala no EDISE, na simbologia de que era uma sala no andar do RH onde era para serem feitas negociações, só que era um espaço vazio, não existia negociação, pois a empresa com essa nova gestão não reconhece o movimento sindical. Por isso essa exacerbação das negociações individuais”, lembrou.

Cibele chamou atenção para os desafios que a categoria petroleira e o movimento sindical têm enfrentado, com o avanço das privatizações e a precarização das condições de trabalho decorrentes deste processo. Ela observou que, apesar da Petrobrás ainda ser a principal petrolífera do país, está cada vez perdendo mais espaço dentro da indústria nacional do setor.  

Desde a quebra do monopólio da estatal, em 1997, os governos brasileiros realizaram 16 leilões de campos de petróleo no modelo de concessão e sete, no modelo de partilha do pré-sal, o que significou a entrada de 69 operadoras no setor de óleo e gás. Atualmente, são cerca de 101 empresas de petróleo atuando no Brasil, sendo 51 nacionais e 50 estrangeiras.

A Petrobrás, que em 2010 era responsável por 93% da produção nacional de óleo e gás, em 2020 representava 73%. Ou seja, uma redução de 20% na última década. Soma-se a isso, a desintegração do Sistema, com a privatização de 32 ativos entre 2014 e 2021, incluindo subsidiárias, empresas de logística, plantas de fertilizantes, termelétricas, usinas de biodiesel.

Os dados foram apresentados por Cibele, com base em levantamento feito pela subseção do Dieese da FUP e estudos do INEEP.


Acompanhe aqui todas as notíticas da IX Plenafup

 “Tudo isto que está acontecendo está dentro do contexto do que a gente vai retratar aqui, acho que a plenária e essa mesa, Energia para reconstruir o Brasil, nos faz questionar, de onde vem essa energia? Vem do petróleo, afinal o petróleo é uma energia, mas quem faz a disputa por essa energia para reconstruir o Brasil? Não é lá no fundo do poço que isso acontece, isso é uma disputa social”, afirmou Cibele. “Precisamos de um movimento sindical cada vez mais forte para fazer essa disputa”, destacou.

Em sua explanação, Gabrielli buscou discutir o que estará previsto para a indústria energética e a geopolítica mundial do setor petróleo de 2023 em diante, chamando atenção para o atual quadro de disputa entre os Estados Unidos e a China. “São dois modelos de sociedade que se diferenciam profundamente em relação ao papel do Estado”, afirmou, destacando que as duas nações também lidam de forma diversa com a transição energética.