A política de reajuste dos derivados de petróleo que as gestões neoliberais da Petrobrás adotaram para satisfazer o mercado e os acionistas privados virou um pesadelo para a população brasileira e é um dos principais motivos da greve dos caminhoneiros, que conta com o apoio da FUP. Levantamento feito pelo Dieese (Departamento Intersindical de Estatística e Estudos Socioeconômicos) revela que entre julho de 2017 e janeiro de 2021, sob o comando dos governos Temer e Bolsonaro, a direção da estatal aumentou em 59,67% o preço da gasolina nas refinarias. O diesel sofreu reajustes de 42,64% e o GLP (gás de cozinha) subiu 130,79%. Já o preço do barril do petróleo acumulou reajustes de 15,40% neste mesmo período e a inflação medida pelo INPC (IBGE) ficou em 15,02%.

Esse disparate é resultado da mudança na política de preços da Petrobrás, que a FUP e seus sindicatos denunciam desde 2016, quando a gestão que assumiu a empresa após o impeachment da ex-presidenta Dilma Rousseff impôs o Preço de Paridade de Importação, que varia conforme o vai e vem do valor do barril de petróleo no mercado internacional e as oscilações do dólar e dos custos de importação, o que faz com que os reajustes sejam frequentes e abusivos. “Por conta dessa política, estamos sofrendo com aumentos descontrolados dos derivados de petróleo, o que inviabiliza setores estratégicos da economia, além de afetar massivamente a população", alerta o coordenador da FUP, Deyvid Bacelar. 

Segundo o levantamento feito pela subseção FUP do Dieese, só a gasolina sofreu 371 ajustes de preço desde julho de 2017, sendo que em 197 vezes, o preço subiu e em outras 174, teve pequenos decréscimos. No caso do diesel, foram 290 ajustes de preços, 164 deles para cima. Já o GLP foi reajustado 30 vezes desde julho de 2017, sendo que 20 das alterações feitas pela gestão da Petrobrás foram para aumentar o preço do derivado. Ainda segundo o estudo, no governo Bolsonaro, o diesel já subiu 17,20%, a gasolina, 37,87% e o gás de cozinha, item essencial na cesta básica das famílias brasileiras, aumentou 43,61%.

“A venda de ativos no Brasil e o foco na geração de lucro para acionistas, está ampliando a dependência da Petrobrás do mercado internacional. O resultado disso é a aceleração dos reajustes de preços dos combustíveis no país, afetando diretamente as classes mais baixas, pelo efeito cascata gerado sobre a inflação de alimentos e outros gêneros de primeira necessidade”, alerta o economista do Dieese, Cloviomar Cararine, que assessora a FUP.

O Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep) também divulgou recentemente um estudo que aponta o Brasil como um dos países que tem o diesel mais caro entre os grandes consumidores do combustível, como Alemanha, Áustria, Dinamarca, EUA, França e Reino Unido. O levantamento, feito a partir de outubro do ano passado, revela que a alta do diesel no Brasil só não foi maior do que a da Alemanha. [Veja aqui a matéria sobre o estudo do Ineep].

“Quando comparamos os reajustes da gasolina e do diesel, nos últimos anos, observamos que o diesel teve um aspecto mais conservador. Mas a oscilação é muito semelhante, evidenciando que a política da Petrobrás de alinhar os preços internos à cotação internacional do barril traz profunda oscilação e volatilidade ao mercado interno”, afirma Cararine.

Petroleiros se somam aos caminhoneiros na luta pela redução do preço dos combustíveis

Em maio de 2018, quando os caminhoneiros realizaram uma greve nacional em protesto contra os aumentos abusivos do diesel, a FUP denunciou a gestão da Petrobrás por praticar na empresa uma política privatista para satisfazer o mercado e os acionistas, sem qualquer compromisso com o papel público da estatal. Os petroleiros fizeram 72 horas de paralisação, pautando na sociedade o debate sobre a política de preços abusivo da gestão da Petrobrás, o que levou à queda do então presidente da empresa, Pedro Parente. 


> Relembre aqui a greve dos petroleiros em maio de 2018


Desde então, os petroleiros vêm realizando diversas ações, mobilizações e greves pela retomada do papel público da Petrobrás, contra as privatizações e pelo fim da política de reajustes dos derivados de petróleo, que impôs o Preço de Paridade de Importação. 

Nas mobilizações de segunda-feira, 01/02, a FUP e seus sindicatos estarão junto com os caminhoneiros denunciando novamente os prejuízos que o desmonte do Sistema Petrobrás vem causando à população e à sociedade. Além de preços justos para os combustíveis, os petroleiros também cobrarão do governo o enfrentamento à crise sanitária (ampliação dos recursos para o SUS e defesa das medidas de distanciamento social) e à crise econômica (retomada do Auxílio Emergencial), a defesa do Programa de Proteção ao Emprego, entre outras bandeiras que integram a pauta de reivindicações das centrais sindicais e dos movimentos sociais, como a luta contra o teto dos gatos, contra a reforma administrativa e pelo “Fora Bolsonaro, Impeachment Já!”. 

Confira as principais ações dos sindicatos da FUP em apoio à greve:

SINDIPETRO AMAZONAS: doação de 30 cestas básicas, com medidas preventivas, levando em conta o lockdown estabelecido na cidade. 

SINDIPETRO CEARÁ/PIAUÍ: protesto e campanhas com outdoors, sem aglomerações devido ao agravamento da pandemia da COVID. 

SINDIPETRO PERNAMBUCO/PARAÍBA:  doação de 50 botijões para famílias em vulnerabilidade social. Distribuição de 200 marmitas, projeto Mãos Solidárias do Armazém do Campo em Recife. Parte dessas marmitas serão destinadas aos caminhoneiros grevistas. 

SINDIPETRO BAHIA: Ato na RLAM pela manhã, com venda subsidiada de 200 botijões de gás para famílias em vulnerabilidade social,  carreata com motoristas de aplicativos e ato juntamente com as Centrais Sindicais, à tarde.

SINDIPETRO ESPÍRITO SANTO: juntamente com motoristas de aplicativos e motoboys farão carreata do aeroporto até a sede antiga da empresa, com distribuição de voucher de desconto em combustíveis líquidos no final da atividade para até 100 veículos. Limitado a 20 litros para carros e 10 litros para motos. Após a carreata, se juntarão às atividades das Centrais Sindicais previamente programadas. 

SINDIPETRO DUQUE DE CAXIAS: distribuição de uma tonelada e meia de alimentos, através da doação de 100 cestas básicas em comunidades da Baixada Fluminense e outras áreas do estado do Rio de Janeiro, além de 1000 máscaras de proteção contra a Covid. 

SINDIPETRO NORTE FLUMINENSE: doação de 200 botijões em Padre Miguel, Zona Norte do Rio de Janeiro. 

SINDIPETRO MINAS GERAIS: doação de 100 botijões de gás para famílias em vulnerabilidade social e atos deliberados juntamente com as Centrais Sindicais. 

SINDIPETRO UNIFICADO DE SÃO PAULO: subsídio de 200 botijões de gás nas comunidades do Grajaú e de São Miguel Paulista. 

SINDIPETRO PARANÁ/SANTA CATARINA: carreatas e subsídio de 300 botijões de gás para comunidades em situação de vulnerabilidade social.

SINDIPETRO RIO GRANDE DO SUL: subsídio de 100 botijões de gás, no município de Esteio. 

[Da imprensa da FUP]

Publicado em Sistema Petrobrás

Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) avalia que reajuste praticado pela Petrobrás é resultado da pressão dos importadores sobre a Petrobrás

[Da assessoria de comunicação do INEEP]

O reajuste no preço do litro da gasolina anunciado no dia 18 pela Petrobrás é resultado da pressão do mercado privado sobre a companhia e visa viabilizar sua privatização. A avaliação é do coordenador do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), Rodrigo Leão, que vê com preocupação uma possível retomada da volatilidade de preços no mercado interno, caso as pressões dos importadores evoluam.

A Petrobras reajustou o preço médio do litro da gasolina vendida nas refinarias em R$ 0,15, um aumento de 7,6%. O novo valor será de R$ 1,98 para as revendedoras e entrará em vigência a partir de hoje. O preço final aos motoristas dependerá de cada posto de combustíveis, que tem suas próprias margens de lucro, além do pagamento de impostos e custos com mão de obra.

“Essa é uma amostra do que acontecerá com o país caso a privatização avance: sem compromisso com a responsabilidade social, apenas com o lucro. Ou seja, com a privatização a tendência é que o preço dos derivados aumente ainda mais. O projeto de petróleo que o país está seguindo é o de submissão ao mercado internacional, sem o mínimo debate sobre os interesses externos”, afirmou Leão.

Em geral, a Petrobrás vem seguindo a paridade com o mercado internacional (PPI) e a política de preços que tem praticado nos últimos anos para os combustíveis, mas a periodicidade dos reajustes não tem a mesma frequência e são diferentes para cada um dos derivados. Os ajustes do diesel estão mais lentos que os da gasolina, por exemplo. “Com isso, há uma pressão dos importadores que sofrem com essa defasagem de reajustes e perdem competitividade no mercado nacional. Em resumo, está havendo uma disputa entre os importadores, que estão pressionando a Petrobrás, e do outro lado o consumidor, que acaba sendo atingido diretamente pela alta dos preços dos combustíveis e pagando a conta”, explicou o coordenador do Ineep.

Na última semana, a Associação Brasileira de Importadores de Combustíveis (Abicom) recorreu ao órgão de defesa da concorrência contra a Petrobras. A entidade protocolou ofício na sexta-feira (15) no Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) e na Agência Nacional do Petróleo (ANP) contra a estatal. O motivo da representação é que os importadores avaliam que a Petrobrás está vendendo diesel e gasolina às refinarias no Brasil com preços abaixo das cotações no mercado internacional, o que afeta a concorrência. No ofício, a Abicom pediu para que sejam feitas análise dos valores praticados pela petroleira.

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Segunda, 18 Janeiro 2021 13:07

Por que a Petrobras é estratégica?

Sem a Petrobras não haveria campos do pré-sal, refinarias, infraestrutura e logística de gás dentre tantas outras frentes do setor energético, sem a petrolífera brasileira o que há é desindustrialização, apagões em regiões do país, preços proibitivos de combustíveis e gás, por isso se trata de uma empresa estratégica, afirmam os pesquisadores do INEEP, em artigo publicado no Le Monde Diplomatique.

Por William Nozaki e Rodrigo Leão, oordenadores-técnicos do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (INEEP) 

É preciso perguntar para os críticos das estatais porque consideram a Petrobras uma empresa passível de ser desnacionalizada e descapitalizada. Duvide, leitor, da palavra privatização toda vez que seu interlocutor a usar como panaceia para os problemas da estrutura produtiva e social no Brasil. No início deste século, os Estados Unidos ascenderam à posição de poder global assentando sua hegemonia sobre o tripé: armas, dólar e petróleo. O ouro negro é um produto estratégico para qualquer economia, imagine, para a maior de todas. Prova disso é que o arranjo econômico-institucional norte-americano para a gestão petrolífera nunca foi matéria exclusiva das autoridades energéticas e regulatórias, sempre foi tema do aparato de defesa e política externa, conformando uma conturbação entre estratégias nacionais e interesses empresariais.

A ascensão do shale gas americano, por exemplo, teve uma profunda conexão com o governo americano que adotou uma série de medidas não só apoiando as empresas privadas, mas formulando programas específicos para o desenvolvimento de novas formas de energia desde os anos 1970. Com a criação do Departamento de Energia dos Estados Unidos (Departament of Energy – DOE) no final daquela década, que surgiu com o objetivo de centralizar o planejamento e promover a autossuficiência energética americana. Desde então houve um significativo crescimento das inovações e investimentos no setor de energia. Junto à criação do DOE, o Ato de Segurança Energética (em 1980) lançou medidas e programas de incentivos à eficiência e conservação energética, além de combustíveis alternativos. Nesse período, foram desenvolvidas 139 novas fontes de energia alternativas ou não convencionais, dentre elas o shale gas.

No Brasil, a construção da Petrobras foi resultado da convergência de interesses de forças sociais, políticas, econômicas, civis e militares que desaguaram na campanha “O petróleo é nosso” (em 1953). Quem conhece a história da indústria no Brasil sabe que, em um primeiro momento, a assessoria econômica de Getúlio Vargas propôs a criação de uma empresa petrolífera formada por capital privado. No entanto, ao contrário do que aconteceu, por exemplo, nos EUA, nessas plagas não tivemos nenhum J. D. Rockefeller verde-amarelo disposto a desbravar uma frente com riscos elevados e retornos incertos.

Sendo assim, se impôs a necessidade de formação de uma empresa estatal. Mais ainda, ao contrário do que ocorreu em outros países do Oriente Médio, onde a presença de petróleo se sabia certa, e, portanto, a consolidação da atividade de exploração e produção (E&P) era mais segura, no Brasil o desafio primeiro passou pela busca de autossuficiência em derivados e refinados, para só depois o país se lançar diante de atividades de E&P absolutamente incertas. Esse risco foi assumido pelo Estado e por uma empresa estatal, com o apoio de trabalhadores e de uma sociedade vibrante, prova disso é que nessa mesma época pulsavam movimentos pela educação popular e pela saúde pública, hoje infelizmente esquecidos pela memória curto-prazista de liberais provincianos.

A Petrobras não foi criada apenas por ousadia do poder público, mas também por timidez da iniciativa privada. Aqueles que hoje reivindicam a privatização da Petrobras demandam os retornos da concorrência depois que o mercado já foi constituído, difícil mesmo é assumir os riscos empresariais quando o mercado ainda está em constituição. Se o empresariado brasileiro se constrangeu diante das atividades de prospecção de petróleo em terra, é impensável que tivesse o ímpeto de se lançar no desbravamento da descoberta de petróleo no mar, área em que a petrolífera brasileira encontrou sua vocação, desde o início da produção na Bacia de Campos (em 1977) até as descobertas em águas ultra-profundas do pré-sal (em 2007).

E isso não é uma especificidade do caso brasileiro: (i) porque quase 90% das reservas mundiais estão nas mãos de governos ou de estatais, que são também, responsáveis por grande parte da produção mundial e por suas descobertas; (ii) porque as áreas promissoras de exploração estão sob controle das estatais; (iii) porque as grandes reservas se localizam em países onde as estatais desempenham papel fundamental.

Infelizmente a visão subalterna sobre o Brasil produziu uma elite econômica e intelectual sempre disposta a culpar o povo pelas mazelas do país e sempre disponível para absolver os grupos dominantes de sua responsabilidade, tudo bem regado a uma idealização da história norte-americana e um profundo desconhecimento da história brasileira. O desenvolvimento econômico, industrial, científico e tecnológico, tanto lá quanto cá, contou com o apoio e o investimento estatal, seja por meio, por exemplo, das compras públicas no caso do complexo militar-econômico dos EUA, seja por meio de políticas de conteúdo local na estrutura empresarial-industrial do Brasil.

No entanto, há ainda em pleno século XXI quem queira enquadrar a economia brasileira dentro de uma ideia frágil de patrimonialismo, como se a mistura entre as esferas pública e privada fosse uma singularidade brasileira e não uma característica da economia de mercado em geral. Apenas para ficarmos no período mais recente, nos EUA o Departamento de Estado dos governos Bush e Trump foi ocupado por figuras ligadas à indústria petrolífera, Condoleezaa Rice oriunda da Chevron e Rex Tillerson ligado à ExxonMobbil utilizaram os seus cargos públicos para arbitrar em favor de interesses petrolíferos privados inúmeras vezes, o mesmo se deu com o próprio vice-presidente Dick Cheney que utilizou sua influência para beneficiar empresas como a Halliburton, para não mencionar as diversas revelações de lobby, corrupção e tráfico de influência que vieram à lume com as divulgações feitas por Julian Assange ou Edward Snowden.

A despeito de todas as evidências há no Brasil quem insista em tratar a relação entre indústria petrolífera e corrupção como uma especificidade local. A questão não é o patrimonialismo, o problema “é o liberalismo, estúpido!” que se deixa seduzir pela falsa livre-concorrência dos países centrais e se curva de cócoras para a criminalização da política industrial e para o desmonte da indústria nacional em países periféricos.

Sem a Petrobras não haveria campos do pré-sal, refinarias, infraestrutura e logística de gás dentre tantas outras frentes do setor energético, sem a petrolífera brasileira o que há é desindustrialização, apagões em regiões do país, preços proibitivos de combustíveis e gás, por isso se trata de uma empresa estratégica. Nem a quebra do monopólio da petrolífera brasileira em 1997 serviu para que empresas privadas fizessem investimentos novos nos montantes exigidos por um país com as dimensões do Brasil. O que os apologetas da privatização desejam não é a livre-competição, mas sim o desmonte da petrolífera brasileira para que possam construir seus oligopólios privados.

Se aos olhos dos neoliberais a Petrobras parece sofrer de gigantismo talvez isso digo menos sobre o tamanho da empresa brasileira e mais sobre o nanismo de setores que insistem em tratar o país não como Nação, mas como negócio.


William Nozaki é coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (INEEP), professor da Fundação Escola de Sociologia e Política de São Paulo (FESPSP).

Rodrigo Leão é coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (INEEP), pesquisador do Núcleo de Estudos Conjunturais da Universidade Federal da Bahia (UFBA).

Publicado em Petrobrás Fica

Artigo do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep) publicado no site Observa BR analisa perspectivas da indústria 4.0 no mundo e os desafios para o Brasil atual

Leia a íntegra e confira no final do texto os autores do artigo:

A economia internacional passa por um momento de reativação da centralidade da agenda de política industrial e de ciência e tecnologia. 

A ascensão da Indústria 4.0 tem intensificado a convergência de tecnologias digitais, físicas e biológicas. Essa mudança estrutural tem se observado ao longo dos últimos anos, com o avanço da automação por sistemas ciber-físicos, da comunicação máquina a máquina, da inteligência artificial, da análise de big data, da computação em nuvem, da realidade virtual e aumentada, da internet das coisas e dos serviços, do desenvolvimento de novos materiais, das tecnologias de baixo carbono e dos avanços nos processos de edição genômica. 


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O papel do Estado reativando as políticas industrial e de ciência, tecnologia e inovação tem sido fundamental nessa trajetória: todos os países industriais desenvolvidos têm adotado estratégias de longo prazo, baseadas em incentivos à P&D, subvenções e uso do poder de compra governamental. Em 2020, a pandemia acelerou ainda mais esse processo, medidas emergenciais de enfrentamento à Covid-19 trouxeram à tona propostas de reindustrialização e reconversão industrial, além de medidas estruturais para a construção de uma nova indústria capaz de desbravar os horizontes disruptivos. 

No Brasil, o atraso nesse percurso é flagrante. A industrialização brasileira não foi capaz de constituir por completo os vínculos intersetoriais com os ramos mais intensivos em tecnologia, nem tampouco formou os segmentos mais avançados da indústria de bens de capital, concentrando-se em bens intermediários e bens de consumo duráveis e não-duráveis. Os saltos inovadores, quando ocorreram, foram protagonizados e induzidos pelo financiamento de longo-prazo de bancos públicos e pelo investimento tecnológico de empresas estatais contando com o apoio dos instrumentos institucionais de governança de CT&I. 

Entretanto, no mais das vezes, foram obstaculizados por políticas macroeconômicas restritivas do ponto de vista monetário, cambial e fiscal, aumentando os riscos e inviabilizando o funding necessário para a expansão industrial. 

No período mais recente, a sobreposição disfuncional de regras fiscais rígidas, o desmonte do Estado e a desestatização das empresas estatais tem tornado esse cenário ainda mais dramático. A participação do Brasil na produção industrial mundial caiu para 1,19% em 2019, nesse mesmo ano o peso da indústria no PIB foi de apenas cerca de 10,4%. Em abril de 2020, mês em que teve início o isolamento social, a atividade industrial sofreu queda de 23,3% no faturamento das empresas, e mesmo com a recuperação recente ainda não se retornou aos patamares anteriores à crise. 

É urgente vencermos o movimento obscurantista e subserviente que invade o país, através da valorização da produção de conhecimento nacional, é preciso investimento contínuo na formação de mão de obra qualificada em todas as regiões do território nacional. O Brasil precisa recompor seu parque industrial aumentando a densidade tecnológica e a complexidade da matriz já existente, e, simultaneamente, deve avançar em direção ao desenvolvimento de um novo paradigma tecnológico que faça face aos desafios nacionais e internacionais garantindo uma inserção autônoma e soberana do país. 

Entre 2003 e 2016, implantamos um novo padrão de relação entre o Estado e sociedade, marcado pela orientação estratégica de inclusão social e desconcentração da renda, com vigoroso crescimento do produto e emprego. As frentes de expansão potencial acionadas permitiram fomentar mudanças na estrutura produtiva com competitividade e na estrutura social com distribuição, através de: (1) investimentos em recursos naturais (energia, hidrocarbonetos, agropecuária); (2) investimentos em infraestrutura econômica (logística, transporte, telecomunicações), (3) investimentos em infraestrutura social (saneamento, habitação, mobilidade urbana); (4) investimentos voltados ao mercado interno de consumo de massa de bens e serviços; (5) investimentos em reindustrialização na fronteira tecnológica (bens de capital, fármacos e microeletrônica, defesa e aeroespacial). 

Nesse sentido, vale ressaltar, dois vetores de demanda induzida são especialmente relevantes: o primeiro, orientado por “missões”, com a demanda de bens industriais e serviços das cadeias produtivas sendo orientada por investimentos em infraestrutura econômica, social e urbana, estimulando o desenvolvimento regional; o segundo, orientado pelas potencialidades das grandes empresas públicas e das compras governamentais, propiciando a superação de gargalos tecnológicos e promovendo inovações em setores portadores de futuro. 

No caso do primeiro vetor, os gargalos tecnológicos relevantes para o país deveriam ser priorizados pelos instrumentos institucionais de governança de CT&I já estabelecidos e maturados. Os candidatos naturais são aqueles relacionados ao sistema de saúde (como vacinas contra Covid-19, dengue e produção de equipamentos hospitalares), o sistema urbano-industrial (como veículos híbridos, com etanol e elétrico e sua rede urbana de serviços digitais), o sistema de exploração sustentável (como sequenciamento de genomas para a bioindústria e sistemas integrados de manejo lavoura-pecuária-floresta para a utilização sustentável do “arco desmatado” do Cerrado e da Amazônia Legal), além de cadeias de distribuição (baseadas em IA e 5G) e governo digital (com a digitalização do setor público brasileiro). Os polos industriais e tecnológicos emergentes merecem fomento e reforço competitivo, por meio da valorização da P&D e infraestrutura mais eficientes, inclusive as novas infraestruturas digitais. 

No caso do segundo vetor, são fundamentais as potencialidades de programas âncoras de compras públicas e investimentos estatais com elevado empuxe para as cadeias produtivas locais, mediante a revitalização dos investimentos da Petrobras acompanhado do desenvolvimento de sua cadeia de fornecedores, com mudanças regulatórias e a identificação de subsetores estratégicos que possam ser estimulados de modo a favorecer a apropriação da renda petroleira por interesses nacionais. É também fundamental a reativação da Política de Desenvolvimento Produtivo do Complexo Industrial da Saúde, dada a capacidade do poder de compra do SUS, bem como a reorganização da Base Industrial de Defesa, especialmente através das compras de alta complexidade tecnológica (como cybersistemas, caças e submarinos de propulsão nuclear). 

A incorporação de novas tecnologias digitais da indústria 4.0 (IoT, IA, Big Data, robótica etc.) é especialmente relevante para a transformação do atual parque industrial, em grande parte baseado no padrão tecnológico do século XX. 

Tais frentes convergem para a construção de um grande processo de transformação econômica e industrial orientados pela transição digital, pela transição energética e pela transição ecológica, articulando desenvolvimento produtivo, social e ambiental. 

Os desafios de uma nova indústria não podem ser enfrentados por uma proposta de política industrial baseada na oferta tradicional de incentivos fiscais e creditícios. Com exceção dos incentivos à P&D, que têm sido preservados nos países desenvolvidos, o caminho alternativo passa pela concentração de esforços em demandas reais da sociedade e do governo e pela coordenação estatal orientada para a desobstrução de gargalos, o que no caso do Brasil pode ser viabilizado com a recomposição e rearticulação das capacidades estatais a partir de instituições como BNDES, FINEP, Petrobras, Embrapa, Embrapii e do reforço a formação de recursos humanos através da Capes e CNPq, entre outros. 

Para a construção dessa nova indústria são fundamentais instrumentos como conteúdo local, compras governamentais, crédito direcionado, investimentos públicos, financiamento de clusters e start-ups, além de outras políticas industriais, comerciais, de CT&I e de desenvolvimento regional, compondo um complexo que impõe a necessidade de atuação do Estado e coordenação do governo central. 

A política do atual governo ao bloquear esse conjunto de políticas e instrumentos nos afoga no passado distante e impede o país de voar em direção ao futuro. Quando se implementam políticas corretas, a economia brasileira responde com forte expansão do investimento e do consumo, e pode ser reorientada a um novo estilo de desenvolvimento, com saltos tecnológicas na estrutura produtiva e avanços distributivos na estrutura social.


Autores:

José Sérgio Gabrielli é professor da Faculdade de Economia da UFBA, foi presidente da Petrobras (2005-2012) e é pesquisador do Ineep.

Luciano Coutinho é professor do Instituto de Economia da Unicamp, foi presidente do BNDES (2007-2016).

Luiz Antonio Elias é pesquisador do Instituto Nacional de Propriedade Industrial, foi secretário-executivo do MCTI (2007-2014).

Mauro Borges Lemos é professor da Faculdade de Ciências Econômicas da UFMG, foi ministro do MDIC (2014-2015); e

William Nozaki é professor da Escola de Sociologia e Política de São Paulo (FESPSP) e é diretor-técnico do INEEP. 

[Artigo publicado originalmente pelo Observa BR]

Publicado em Economia

Por Ana Carolina Chaves, pesquisadora do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) e do Grupo de Estudos do Setor Elétrico (Gesel)

Em novembro passado, a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) reativou a sistemática de acionamento das Bandeiras Tarifárias. Aplicando a metodologia, ficou estabelecida a Bandeira vermelha – Patamar 2 no mês de dezembro de 2020. Isso significa que a capacidade de atendimento do consumo de energia elétrica está crítica em função da queda dos reservatórios das usinas hidrelétricas. 

Nesse cenário, as termoelétricas da Petrobras serão fundamentais para suprir eventuais gargalos de fornecimento hidrelétrico. Isso ocorre num período quando a estatal de petróleo busca vender suas termoelétricas, o que pode trazer riscos importantes a médio prazo em cenários como o atual, principalmente em relação aos custos de fornecimento. 

Apesar do crescimento do uso das fontes solar e eólica, o setor elétrico brasileiro atualmente é visto como um sistema hidrotérmico, cuja geração hidrelétrica é a principal fonte de geração de base do sistema, acompanhada pela geração complementar de usinas termelétricas (UTE), que são despachadas a depender das necessidades elétricas e do nível dos reservatórios do sistema. Tendo em vista que a maioria da oferta de energia brasileira é proveniente de fontes de energia renováveis, que dependem diretamente das condições climáticas, o risco de não suprimento de energia é administrado através da operação de uma fonte controlável de energia – as usinas termoelétricas. 

A operação do sistema elétrico brasileiro é coordenada de maneira integrada pelo Operador Nacional do Sistema (ONS). Os parques geradores encontram-se conectados por meio de uma extensa rede de transmissão – o Sistema Interligado Nacional (SIN) –, sendo operados e despachados a fim de garantir a otimização e eficiência do sistema, bem como a oferta e disponibilidade de energia. Desta forma, as decisões operativas são tomadas de forma sistêmica, considerando a interdependência e complexidade dos elementos do sistema. 

Neste contexto, as unidades geradoras podem ser requeridas a despachar tanto no regime de acompanhamento de carga, compensando alguns pontos de carga do sistema elétrico, quanto na geração de base, regularizando o regime de afluência e controlando o nível dos reservatórios. 

A contratação e comercialização de energia elétrica, desde o novo modelo regulatório de 2004, é realizada em dois ambientes de mercado: o regulado (ACR) e o livre (ACL). O ACR atende às demandas dos distribuidores que são obrigados a comprar energia nos leilões organizados pela Aneel, via contratos de longo prazo. Já no ACL, os agentes realizam negociações e contratos bilaterais de compra e venda de energia elétrica, cujos preços, volumes e prazos de suprimento são acordados entre as partes. Por fim, o mercado de curto prazo (MCP) realiza a contabilização da diferença entre o volume de energia contratado e o efetivamente produzido ou consumido, com base no Preço de Liquidação de Diferenças (PLD). 

No caso das UTEs, a venda de energia pode ser realizada nos dois ambientes de mercado, no entanto, os contratos de longo prazo do ACR oferecem uma melhor previsão de geração de receita. Já a contratação destas usinas ocorre por disponibilidade, ou seja, o empreendedor é remunerado pelo custo de operação da usina, quando necessária a entrada em operação, sendo o valor do custo variável unitário definido no momento do leilão. Desde o período de estiagem de 2012, as usinas termelétricas vêm sendo cada vez mais chamadas a operar, a fim de regularizar a oferta de energia. Cenário que se mantêm previsto para os próximos anos, com a crescente redução da participação das hídricas e a entrada significativa de fontes renováveis intermitentes, notadamente, energia eólica e solar. 

Desta forma, as usinas termoelétricas que deveriam atuar em momentos pontuais, passam a ter uma forte participação na base da geração do sistema. No entanto, os custos adicionais de operação das UTE não são considerados na remuneração estabelecida no contrato, o que pode se tornar problemático quando estas usinas são acionadas com uma frequência acima da prevista. 

Em períodos secos, além das UTE entrarem em operação com mais frequência, um número maior de agentes não consegue atingir o quantitativo de energia contratado, precisando recorrer ao mercado livre e à compra de energia pelo PLD. Os dados da Câmara de Comercialização de Energia (CCEE) mostram uma grande elevação do PLD a partir do terceiro trimestre de 2020, devido, possivelmente, à aproximação do período seco, especialmente no Norte e Nordeste, mas também no Sudeste. 

Diante do cenário atual de queda do nível dos reservatórios, o ONS vem acionando o despacho de usinas termelétricas, inclusive das usinas mais caras, aumentando o custo médio de operação do sistema. Tendo em vista o preço teto do PLD, no início de dezembro de 2020, a Aneel retomou o instrumento de cobrança das bandeiras tarifárias, na tentativa de sinalizar ao consumidor as condições críticas dos reservatórios e equalizar a parcela dos custos variáveis do acionamento das usinas termelétricas. Com a entrada da categoria mais alta das bandeiras tarifárias – bandeira vermelha, patamar 2 – a agência reguladora espera reduzir o consumo de energia elétrica.

Esta decisão ocorre no mesmo momento em que a Petrobras realiza um amplo processo de desinvestimentos, que inclui a venda de usinas termelétricas de Camaçari (BA) e Canoas (RS). A princípio, a venda das UTE não deve afetar os contratos do mercado regulado, pois os preços já se encontram firmados e definidos pelos contratos de energia. No entanto, destaca-se que o combustível utilizado pelas térmicas sofre oscilações de preço, podendo atingir valores diferentes do planejado, risco que é assumido pelo comprador. Já no mercado livre, com o baixo nível dos reservatórios e aumento do PLD, poderá haver um aumento da venda neste mercado.

[Artigo publicado originalmente pela EPBR]

Publicado em Sistema Petrobrás

Ineep analisa investimentos anunciados pelas principais operadoras de petróleo do mundo e alerta que Brasil poderá perder de vez o protagonismo no setor e ficar "perigosamente dependente de know-how estrangeiro e da exportação de petróleo e outras commodities como fonte de divisas", se continuar abrindo mão de investimentos estatais

[Do Ineep]

A norueguesa Equinor anunciou, no último dia 10, contratos com Baker Hughes, Halliburton e Schlumberger para perfuração e serviços de poços no campo de Bacalhau, no pré-sal da bacia de Santos. Juntos, os acordos totalizam US$ 455 milhões. 

De origem norte-americana e francesa (no caso da Schlumberger), essas três empresas dominam o segmento de poços de petróleo globalmente, ao lado da também estadunidense Weatherford. 

Maior delas na área de poços, a Halliburton foi responsável pelas campanhas de perfuração de Libra e do campo de Mero 1, além de ter fechado, em 2019, grande contrato com a Shell para atividades de desenvolvimento no pós-sal e exploração do pré-sal. 

A Baker e a Schlumberger tem ainda importante atuação no segmento submarino, fornecendo equipamentos avaliados em milhões de dólares, como árvores de natal molhadas (ANMs), cabeças de poço, manifolds e, no caso da primeira, dutos (risers) flexíveis. 

A Baker ganhou know-how subsea ao se fundir com a GE O&G em 2017 e, hoje, tem vultosos contratos vigentes com a Petrobras, como um de R$ 590 milhões para fornecimento de 138 km de flexíveis iniciado este ano. 

Já a Schlumberger incrementou sua carteira com a aquisição da Cameron em 2016, com quem mantém a joint venture OneSubsea. Em março, a empresa fechou contrato com a Petrobras para fabricar as ANMs do campo de Mero 2. 

Entre outros importantes players no mercado subsea brasileiro estão a norueguesa Aker Solutions, que está produzindo as ANMs de Mero1, e a TechnipFMC, resultante da compra, pela francesa Technip, da norte-americana FMC Technologies. 

Além de fornecer equipamentos submarinos, a TechnipFMC atua como epecista subsea, oferecendo serviços de instalação com sua frota de PLSVs (embarcações para lançamento de linhas submarinas). Em 2019 e este ano, a companhia fechou contratos de EPCI (engenharia, suprimentos, construção e instalação) avaliados entre US$ 500 milhões e US$ 1 bilhão, para Mero 1 e 2. 

A norte-americana Mcdermott, a norueguesa Subsea 7 e a italiana Saipem completam a lista dos grandes nomes do EPC subsea no Brasil. 

A primeira está terminando de lançar o gasoduto Rota 3, que interligará o pré-sal à Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Comperj, em Itaboraí (RJ), e assinou, em 2019, contrato para fornecer o EPCI do campo de Sépia, operado pela Petrobras. 

Também no ano passado, a Subsea 7, que tem quatro PLSVs afretados pela petroleira estatal, fechou com a francesa Total contrato para interligação de poços do campo de Lapa. E, em janeiro deste ano, assinou com a Equinor, em aliança com a Schlumberger, acordo para elaborar a engenharia de detalhamento (FEED) do campo de Bacalhau. 

Já a Saipem assinou, em julho, contrato de EPCI de US$ 325 milhões com a Petrobras para o campo de Búzios 5. 

Na área de umbilicais submarinos, são basicamente três os fabricantes com atuação no país: a texana Oceaneering, a italiana Prysmian e a brasileira MfX. Dentre elas, quem tem se saído melhor nas últimas licitações da Petrobras para contratação de linhas de aço (steel tube umbilicals) é a Prysmian. 

A dominância de empresas de origem estrangeira se repete em outros importantes elos da cadeia de bens e serviços de óleo e gás offshore no Brasil, como sísmica (Westerngeco, do grupo Schlumberger, CGG, PGS e Polarcus) e operação de FPSOs (SBM e Modec), enquanto grupos fundados no país se destacam em áreas menos intensivas em capital e tecnologia, como apoio marítimo (casos da Companhia Brasileira Offshore, Starnav e Oceanpact, por exemplo) e engenharia com foco em manutenção de plataformas e em obras em refinarias e ativos de logística e gás natural, como mostrou o Ineep em análise publicada no início de novembro. 

Sobretudo graças à política de conteúdo local, diversas multinacionais instalaram fábricas e centros de serviços no Brasil na última década, gerando empregos e transferência tecnológica. Um exemplo ilustrativo é o da Aker Solutions, que construiu sua maior planta global de equipamentos submarinos em São José dos Pinhais (PR), a qual, hoje, atende a projetos no Brasil e no exterior. 

No entanto, ainda que essas empresas sejam, por lei, consideradas brasileiras ao adquirirem CNPJ, elas se mantêm, em última análise, associadas aos interesses nacionais de seus países de origem. De sua terra natal regulam o nível de transferência tecnológica que será feito ao Brasil e por lá seguem desenvolvendo softwares e componentes de ponta para integrarem os bens produzidos por aqui. 

Em momentos de crise ou quando as reservas de óleo e gás brasileiras começarem a declinar, muitas delas poderão fechar suas portas e deixar o país na busca de mercados mais atrativos. 

O historiador norueguês Helge Ryggvik conta como, na década de 1970, o governo do país se preocupou em localizar a indústria de óleo e gás na Noruega criando a Statoil (atual Equinor) e fomentando o desenvolvimento de uma cadeia local de bens e serviços, com apoio à qualificação de pessoal, a criação de instituições de pesquisa e desenvolvimento e o estabelecimento de medidas protecionistas, como exigências de conteúdo nacional.

No Brasil, há casos de sucesso de companhias nacionais que, com o suporte do governo e da Petrobras, conseguiram se inserir em segmentos mais intensivos em capital e tecnologia. Entre os exemplos estão os da Ocyan e Constellation, que, hoje, operam sondas e plataformas, além da própria MfX, cujo desenvolvimento interessava para ampliar as opções de fornecimento. 

No entanto, com a flexibilização das regras de conteúdo local e a orientação “pró-mercado” adotada pelo governo/ Petrobras nos últimos anos, tornam-se mais difíceis as condições para que cases de tal natureza se repitam no país. 

Cabe ao governo brasileiro pensar em políticas de Estado, ou seja, de longo prazo e sem viés fisiológico e ideológico, para expandir a base de fornecedores locais intensivos em tecnologia, a fim de evitar que o país fique perigosamente dependente de know-how estrangeiro e da exportação de petróleo e outras commodities como fonte de divisas.


Fonte: RYGGVIK, H. The Norwegian Oil Experience: A toolbox for managing resources?. Universidade de Oslo: Oslo, 2010, p. 58

Publicado em Petrobrás Fica

[Do site do Ineep]

No último dia 7 de outubro, o Tribunal de Contas da União (TCU) declarou a inidoneidade da Mendes Júnior Trading e Engenharia para participar de licitações públicas por fraudar concorrências promovidas pela Petrobras para aquisição de bens e serviços à Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar). 

A companhia já havia sofrido punições da côrte federal em 2016 e 2018 por compor um cartel junto a outras 22 empreiteiras investigadas pela Polícia Federal no âmbito da Operação Lava Jato: Alusa, Andrade Gutierrez, Camargo Corrêa, Carioca Engenharia, Construcap, Egesa, Engevix, Fidens, Galvão Engenharia, GDK, IESA, Jaraguá Equipamentos, MPE, OAS, Odebrecht, Promon, Queiroz Galvão, Setal, Skanska, ‘TECHINT, Tomé Engenharia, UTC. 

Já no final de dezembro de 2014, diante das denúncias da Lava Jato, a Petrobras bloqueou cautelarmente essas empresas, impedindo-as de fechar novos contratos com a companhia. A elas se juntaram, em março de 2015, a Schahin Engenharia e a TKK Engenharia. 

Cerca de seis anos depois, seguem na chamada Blacklist da Petrobras a Odebrecht Ambiental, do grupo Odebrecht, além da Construtora Queiroz Galvão, MPE Montagens e Projetos Especiais, Tomé Engenharia, Galvão Engenharia e Schahin Engenharia (atual Base Engenharia e Serviços de Petróleo e Gás). 

Dentre as empreiteiras que sofreram bloqueio cautelar da petroleira brasileira, ao menos onze estão ou passaram por processo de recuperação judicial: Alusa, Ecovix-Engevix, Galvão Engenharia, Jaraguá Equipamentos, Mendes Junior, OAS, Odebrecht, Schahin, Tomé Engenharia e UTC Engenharia. 

Segundo matéria publicada pelo Valor Econômico em julho de 2019, as receitas das maiores construtoras brasileiras, que estiveram no coração da Operação Lava-Jato, caíram de R$ 71 bilhões para R$ 10,6 bilhões entre 2015 e 2018. 

Diante das dificuldades financeiras vividas pelas empreiteiras locais, diversas obras de plataformas de produção da Petrobras acabaram sendo transferidas para o exterior, sobretudo à China. 

Quando estourou a Lava Jato, estavam em execução, no Brasil, contratos de fabricação de módulos e/ou integração de FPSOs fechados pela Petrobras com os consórcios Iesa Óleo e Gás/ Andrade Gutierrez, Tomé Ferrostaal (Grupo Tomé + Ferrostaal), QGI (Queiroz Galvão e Iesa), MGT (DM Construtora, Technip/ Techint e TKK Engenharia) e Integra (OSX/ Mendes Júnior). 

Para fabricação e conversão de cascos, a petroleira havia contratado, respectivamente, a Engevix (Ecovix) e o grupo Enseada Indústria Naval (Odebrecht, OAS e UTC Engenharia), que entrou com pedido de recuperação extrajudicial em 2017. 

Na sequência, a flexibilização das exigências de conteúdo local no setor de óleo e gás a partir de 2017 assegurou, na prática, que as contratações seguintes de unidades de produção offshore fossem feitas fora do país. Hoje, os sete novos FPSOs encomendados pela Petrobras estão em construção na Ásia

Outro reflexo dos bloqueios cautelares se deu no segmento de manutenção de plataformas marítimas. Até 2015, esse mercado era dominado pela UTC e pela Ocyan (então Odebrecht Óleo e Gás – OOG), que detinham os maiores contratos de construção e montagem (C&M) offshore da Petrobras, além da Skanska, Iesa e MPE. Nos anos seguintes, ganharam espaço empresas como a C.S.E. Engenharia, adquirida pela norueguesa Aker Solutions, a portuguesa Mota Engil Engenharia, a espanhola Cobra, a OEngenharia (antiga Orteng, adquirida pelo grupo francês Vinci Energies), além de brasileiras como a Imetame Metalmecânica, Estrutural Engenharia, Elos Engenharia, G&E Manutenção e Serviços, Elfe O&G e Mazza Engenharia. 

No mid/downstream, um caso emblemático foi o da licitação da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) do Comperj, em Itaboraí (RJ), em 2017, para a qual a Petrobras contratou apenas empresas estrangeiras. Para justificar a exclusão de empreiteiras nacionais, a petroleira argumentou, na época, que 20 das maiores empresas de engenharia do país estavam impedidas de participar da licitação por envolvimento na Lava Jato. A concorrência foi vencida pelo grupo chinês Shandong Kerui, em consórcio com a brasileira Método Potencial, já que os contratos com estrangeiros exigem um parceiro nacional. 

Quem está dando a volta por cima é a UTC Engenharia, agora sob o nome de Heftos Óleo e Gás. Cerca de dois anos e meio após o fim de seu bloqueio cautelar, no início de 2018, a empresa fechou, nos últimos três meses, dois contratos com a Petrobras – um de R$ 60 milhões para modernização de uma unidade de recuperação de enxofre da Refinaria Gabriel Passos (Regap) e outro de R$ 297 milhões para serviços de manutenção de plataformas na bacia de Campos – e um com a Trident Energy para manutenção das plataformas dos polos de Pampo e Enchova.

A empresa foi uma das 14 que apresentaram propostas comerciais em uma licitação promovida pela Petrobras para contratar serviços de construção civil e montagem eletromecânica de uma unidade de diesel da Reduc (RJ). Entre as demais participantes estão a Empresa Construtora Brasil, que ofertou o menor preço no certame, Engecampo, OEngenharia, Toyo Setal, Método Potencial e Norteng Engenharia. 

E&P

Apenas três das 23 empreiteiras bloqueadas atuam na área de exploração e produção (E&P). 

Por meio da Ocyan, o grupo Odebrecht opera uma frota de cinco sondas de perfuração e dois FPSOs, em parceria com a Altera (ex-Teekay Offshore). Até 2019, era parte de uma joint venture com a TechnipFMC que operava embarcações de lançamento de dutos submarinos (PLSVs). 

Pela Enauta (antiga QGEP), a Queiroz Galvão opera ou tem participações em ativos exploratórios e de produção, como os campos de Atlanta e Manati, enquanto, pela Constellation (ex-QGOG), opera oito sondas offshore e nove terrestres. 

Ambas estão, hoje, em uma situação relativamente confortável, com boa parte de sua frota contratada pela Petrobras. A longa duração dos contratos de sondas e FPSOs deu fôlego às empresas para atravessar o período de bloqueio cautelar e as crises do barril de 2014-2016 e deste ano. 

Já a Schahin (atual Base) teve sua falência decretada em 2018 após o não cumprimento das metas de seu plano de recuperação judicial impetrado dois anos antes. Em 2015, a Petrobras rescindiu cinco contratos de sondas de perfuração fretadas pela companhia, o que praticamente inviabilizou sua recuperação. 

O Brasil pecou ao optar por punir as empresas investigadas pela Lava Jato em vez dos indivíduos diretamente envolvidos nos crimes, quanto mais em um setor tão estratégico como o da engenharia, pelo qual o Brasil vinha ganhando projeção internacional na América Latina e África. 

Agora, aquelas que sobreviveram ao bloqueio cautelar tentam se restabelecer no setor de óleo e gás, mas em um cenário de maior competição, com novos players internacionais. Sem uma política de conteúdo local robusta na construção naval e offshore, devem se concentrar na manutenção de plataformas e em obras em refinarias e ativos de logística e gás natural, à exceção da Odebrecht e Queiroz Galvão, que seguem firmes na operação de sondas e plataformas.

Publicado em Petróleo

Em entrevista ao Sindipetro-SP, William Nozaki, um dos coordenadores técnicos do Ineep, avalia os impactos que a vitória de Trump ou Biden teria sobre o mercado petrolífero

[Da imprensa do Sindipetro Unificado SP]

Os Estados Unidos vivem nesta terça-feira (3) o dia final para a eleição que contrapõem o democrata Joe Biden ao atual presidente, o republicado Donald Trump.

Uma data importante para vários segmentos, entre os quais, a indústria do petróleo. No início de outubro,  valor do preço do barril recuou e acumulou a segunda semana consecutiva de perdas a partir do teste positivo para Covid-19 do presidente Trump.

Além da preocupação com a instabilidade gerada por problemas de saúde do líder da maior potência mundial, a queda levantou a dúvida sobre como a reeleição do republicano ou a vitória de Biden poderiam afetar o mercado global do petróleo.

Para discutir esse tema, o Sindicato Unificado dos Petroleiros de São Paulo (Sindipetro Unificado-SP) conversou com um dos coordenadores técnicos do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), William Nozaki.

Em entrevista, ele comenta sobre a eleição dos EUA e aponta que Trump hoje enfrenta um momento de turbulência com o setor, mas lembrou da importância econômica e da capacidade de lobby do segmento, verificada na existência de pacotes de auxílio propostos por ambos os candidatos.

Confira a íntegra.

No início de outubro, o preço do petróleo recuou em paralelo à notícia de contaminação de Donald Trump pelo novo coronavírus. Isso foi algo isolado ou a eleição nos EUA é capaz de influenciar todo mercado do petróleo?

A queda no preço foi resultado na baixa da demanda por conta do isolamento social e da redução da circulação de pessoas e mercadorias. Evidentemente, a eleição nos EUA joga água no moinho dessa instabilidade no preço e torna o mercado mais tenso ao longo desse processo. Não é a causa, mas intensifica uma tendência que já vinha se desenhando.

Porque primeiro você tem uma redução bastante relevante pela demanda do petróleo que, por si só, já causa um impacto negativo sobre o preço e a isso se somam os índices da economia norte-americana que não deram demonstração de uma melhora consistente como se esperava. A eleição é a cereja do bolo.

Há um debate hoje por parte das duas campanhas de como irá se desenhar a política energética e petrolífera no próximo período. Os dois candidatos, tanto Biden quanto Trump, sinalizam com pacotes de auxílio para a indústria do petróleo em geral, ambos estão tentando estabelecer um diálogo com as grandes majors.

O problema é que a polarização que está por trás da eleição americana contamina um conjunto de negociações que estão em curso no legislativo dos Estados Unidos para a indústria petrolífera para enfrentar o nível de endividamento que subiu e os efeitos colaterais da redução do preço do petróleo.

De qual maneira, na prática, essas relações afetam a economia mundial?

O preço do petróleo é definido a partir de dois parâmetros, o brent (referência de comomodity no mercado europeu), que é base para a fixação do preço em todos os mercados petrolíferos, e o WTI (West Texas Intermediate, comercializado na Bolsa de Nova York), que é uma precificação do mercado americano.

Apesar de todo o mercado ter sido impactado com a redução da demanda e o preço do barril do petróleo, o mercado do WTI sofreu um impacto negativo maior do que o do brent. O sistema empresarial petrolífero americano é marcado por grandes empresas.

Mas também por médias que atuam no segmento e atuaram muito intensamente nos últimos anos na exploração e produção do shale oil (petróleo de xisto) e tight gas (gás com baixa permeabilidade), os óleos não convencionais. São companhias que trabalham com uma tecnologia específica, de fracionamento, que viabiliza e otimiza a possibilidade de extrair óleo e gás de áreas que sem essa tecnologia não seriam comercializados.

Como o custo para esse tipo de extração é maior, o impacto da redução dos preços afetou de maneira muito intensa e frontal esse conjunto de empresas americanas.

Tudo isso criou um ambiente muito sensível para a indústria petrolífera americana. Dado o peso que tem esse mercado, o governo, apesar do discurso neoliberal e pró-mercado do Trump, precisou intervir com ofertas de crédito para salvaguardar essas companhias.

Propostas que continuam presentes nas campanhas dos dois candidatos…

Exatamente, até pelo peso econômico que tem a indústria do petróleo e pela capacidade de organização do lobby que têm nos EUA, sobre os dois partidos e, consequentemente, sobre as duas candidaturas.

No bojo desse percurso, o governo americano aprovou três pacotes para oferecer subsídio e até mesmo fazer a compra de óleo para aumentar reservas estratégicas e dar condições para que as empresas continuassem funcionando.

Mas como há tendência de que o preço do barril se mantenha em patamares mais baixos do que nas últimas décadas, há uma demanda permanente por novos pacotes e novas fontes de recursos para que a indústria petrolífera dos EUA possa atravessar esse período.

Por conta do acirramento da polarização nas últimas semanas na campanha do Trump com a de Biden, o partido Republicano, por ordem do Trump, interrompeu as negociações dentro do Congresso Americano para aprovação de um quarto pacote que foi discutido com a indústria local.

Isso coloca parte daquelas empresas em situação delicada. Mas, é claro, quando passar o processo eleitoral, tanto Trump quanto Biden vão apresentar um conjunto de medidas para reestabelecer diálogo e criar condições econômicas e financeiras mais adequadas.

Está em curso esta queda de braços que afeta a indústria petrolífera. Como já está endividada e com a não aprovação desse pacote, criam-se riscos ao setor.

Na prática, isso significa o cancelamento ou adiamento de projetos de investimento, a redução da capacidade de exploração e produção. E tudo isso, mais uma vez, joga água no moinho do preço do barril.

Como o mercado, apesar de ter duas referências (brent e WTI), funciona com a lógica da interconexão financeira da negociação das commodities, isso gera um efeito dominó que afeta os mais diferentes players de um setor e todos os países que têm papel relevante da economia do petróleo.

A partir das propostas dos democratas e dos republicanos nas eleições dos EUA, como você avalia o impacto ao mercado do petróleo?

A indústria do petróleo nos Estados Unidos tem uma robustez econômica e um peso político tão significativo que, via de regra, se coloca acima das disputas partidárias.

Ela tem um peso de um peso de organização, um lobby tão intenso que ela apresenta as suas demandas para os dois partidos independente das suas ideologias ou dos seus projetos.

Neste momento, você tem de um lado, no partido Republicano, o desconforto que foi provocado pelo Trump, que motivado pela disputa eleitoral,  suspendeu uma negociação que é desejada pela indústria do petróleo.

Mas, por outro lado, na campanha do Biden tem a presença de uma parte do partido democrata, sobretudo a ala mais à esquerda, ligada a Bernie Sanders, que apresentou dentro do programa eleitoral de governo propostas de discussão do Green New Deal (propostas para o enfrentamento das mudanças climáticas). Uma tentativa de construção de um novo Estado de bem-estar social, mas desta vez com uma perspectiva não só de preocupação com trabalho e renda, mas também com o meio ambiente, com sustentabilidade, com energias renováveis.

Isso também gera desconfiança da indústria petrolífera.

Os dois partidos, no calor da disputa eleitoral de curto prazo, acabaram gerando alguns desconfortos com a indústria do petróleo, e isso não significa que, tão logo termine a eleição e se publicize qual vai ser o candidato vitorioso, que as pontes de diálogo e de lobby se reestabeleçam novamente.

O Trump é tido por Bolsonaro como “alguém próximo”. Você avalia que o rompimento desta relação, caso Biden vença, impactaria o mercado do petróleo brasileiro?

Penso que muda pouco para países como o Brasil que estão no espectro da influência da geopolítica da energia nos Estados Unidos. Basta lembrar que a reativação da quarta frota e outras investidas contra o pré-sal brasileiro aconteceram no governo do Obama, com o partido Democrata.

Do ponto de vista da geopolítica da energia e da geopolítica do petróleo e, sobretudo para nós, eu avalio que muda muito pouco do ponto de vista das decisões econômicas e políticas propriamente ditas.

Mas é claro que há um efeito colateral aí que é difícil de mensurar, mas Bolsonaro vai perder (a depender do resultado) uma parte do seu discurso de alinhamento e de construção de identidade com o Trump.

Isso talvez tenha algum apelo na opinião pública que pode, talvez de maneira indireta, ajudar a mudar a correlação de forças para se pensar um novo posicionamento da indústria do petróleo no Brasil frente às transformações que estão acontecendo. Mas é um efeito muito indireto e não algo imediato e que tenha relação com a eleição dos EUA.

A Petrobrás tem adotado uma postura de aposta, exclusivamente no pré-sal, de venda de ativos. Recentemente houve uma derrota no STF com relação a isso. Você relaciona esta postura a esta necessidade de alinhamento aos EUA? Poderíamos chamar popularmente de “prestar contas” a quem, teoricamente, teria dado um grande apoio ao Bolsonaro?

Como a postura da política externa e, num certo sentido, da política energética no Brasil hoje é a do alinhamento automático, então, você tem razão. A gente acaba entrando nesta dinâmica de prestação de contas, mas o curioso é que é uma prestação de contas antecipada. Muitas vezes, antes mesmo de o governo norte-americano cobrar, já tem gente prestando contas.

Não é novidade que a atuação internacional dos EUA inclui interferir em nações que sejam grandes produtoras de Petróleo, como o Brasil e a Venezuela, para impedir o surgimento de potências regionais. Você avalia que essa política – que inclui até mesmo a pressão bélica – poderia ser mudada com alguma candidatura à presidência dos EUA?

Penso que a gente está vivendo em uma fase histórica em que o avanço da nova etapa industrial com as novas tecnologias, com o 5G, com a ascensão da China e com uma nova correlação de forças entre o capitalismo do Oriente e do Ocidente está promovendo mudanças estruturais muito profundas.

Então, esta tendência de retorno a um certo nacionalismo, a um certo protecionismo, a uma quebra de uma lógica clássica de funcionamento dos organismos multilaterais, há uma tendência que ultrapassa as oscilações provocadas pelas urnas. Isso tende a continuar independente do resultado das eleições.

Na disputa final das eleições, pensando no Brasil, você aponta uma das candidaturas para melhor diálogo e interlocução?

É difícil responder esta pergunta porque, é claro, do ponto de vista dos interesses estratégicos e econômicos que envolvem grandes setores industriais, como o setor do petróleo, como estou dizendo, as mudanças são muito pequenas. Mas é claro que o Trump representa uma visão de política absolutamente marcada por uma lógica privatista, mercantilista, que não respeita nem mesmo os valores do liberalismo clássico e, portanto, flerta com o autoritarismo, o descompromisso com a democracia.

Então, do ponto de vista econômico, dos interesses materiais, as duas candidaturas são equivalentes.

Mas como o Trump representa os valores da barbárie, eu tendo a achar que o Biden é melhor para os países vizinhos que estão no espectro da influência dos Estados Unidos. Não mudam os termos na disputa, mas mudam os termos do diálogo.

Publicado em Petróleo

Como no primeiro semestre, a Petrobrás fechou o terceiro trimestre no vermelho. Segundo os resultados divulgados pela empresa, houve prejuízo de R$ 1,55 bilhão. No acumulado do ano, as perdas chegam a R$ 52,8 bilhões. A gestão, no entanto, informou que o resultado recorrente foi um lucro de R$ 3,17 bilhões

[Análise de*Rodrigo Leão e **Rafael Rodrigues da Costa, publicada na Carta Capital]

A Petrobras divulgou nesta quarta-feira 28 os resultados operacionais e financeiros do terceiro trimestre de 2020. A empresa teve um prejuízo de R$ 1,55 bilhão, 43% menor do que a perda do segundo trimestre, e muito longe de lucro obtido no mesmo período de 2019 que foi de R$ 9,09 bilhões. Todavia, a companhia informou que o resultado recorrente foi um lucro de R$ 3,17 bilhões. Ou seja, o prejuízo foi explicado por despesas financeiras não recorrentes e cambiais.

Em termos operacionais, as receitas de vendas no terceiro trimestre foram de R$ 70,73 bilhões, um aumento de 39% em relação ao segundo trimestre de 2020 e apenas 8,2% inferior do valor alcançado no mesmo período de 2019. O EBITDA ajustado (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortizações), ou seja, o lucro operacional, foi de R$ 33,44 bilhões neste terceiro trimestre, 34% maior do que o trimestre anterior. Na comparação com o mesmo período do ano anterior, o crescimento foi de 2,6%. Isso significa que, em termos operacionais, a Petrobras já recuperou o patamar pré-crise.

A melhora do resultado neste terceiro trimestre mostra que a companhia conseguiu ser resiliente durante a crise da Covid-19 em função do crescimento da produção de petróleo cru e também do excelente desempenho do refino. A empresa conseguiu, ao mesmo tempo, elevar sua produção de petróleo e de derivados aproveitando-se principalmente da recuperação do consumo interno e da demanda asiática tanto para derivados, como para petróleo cru.

O crescimento nas receitas de vendas da Petrobras foi explicado principalmente pelo aumento no volume de vendas da companhia para o mercado interno (de 1,74 milhão barris por dia – bpd – no segundo trimestre para 2,04 milhões bpd no terceiro trimestre).

As receitas no mercado externo também contribuíram para melhor o resultado operacional da Petrobras. O aumento das receitas com exportações de petróleo cru e derivados foi de 40% neste terceiro trimestre em relação ao anterior se deveu ao cenário de recuperação nos preços médios desses produtos no mercado internacional e ao aumento da quantidade das exportações.

As maiores vendas de petróleo e derivados tanto para o mercado externo, como interno afetaram positivamente os resultados dos segmentos de exploração e produção (E&P) e de refino.

O E&P teve um lucro de R$ 21,90 bilhões, o que representou um crescimento de 128% em relação ao trimestre imediatamente anterior. Na comparação com o mesmo período do ano passado, o crescimento foi de 23%. Esse segmento se aproveitou das oportunidades no mercado internacional, que permitiu elevar suas exportações de petróleo cru em 8% neste trimestre frente ao anterior. Além disso, houve um aumento da demanda interna por petróleo em função de petróleo cru por conta da expansão do fator de utilização das refinarias de 70% para 83%. Mesmo com a redução de 31% do preço do Brent, esses fatores permitiram que o resultado do E&P já fosse superior ao terceiro trimestre de 2019.

No segmento de refino, a Petrobras também teve uma melhora do seu resultado em relação aos trimestres anteriores. O lucro de R$ 8,65 bilhões no terceiro trimestre foi 93% maior do que no trimestre anterior e 77% na comparação com o mesmo período de 2019.

Tanto o mercado interno como o externo foram responsáveis pelo melhor resultado do refino: no interno, a recuperação do market share da Petrobras associada à recuperação da demanda interna principalmente da gasolina e diesel e, no externo, a elevação das exportações de derivados, principalmente do óleo combustível marítimo.

A produção principalmente de diesel e gasolina, que cresceu, respectivamente, 22,3% e 33,1% do segundo para o terceiro trimestre de 2020, fez com que Petrobras elevasse seu market share em sete pontos percentuais em ambos mercados.

O bom desempenho da companhia no mercado externo aconteceu em decorrência, principalmente, do crescimento nas vendas de óleo combustível, que neste trimestre obteve o seu melhor resultado em dois anos. No terceiro trimestre de 2020, as exportações de óleo combustíveis foram de 204 mil barris por dia, 9 mil barris por dia a mais do que o segundo melhor resultado obtido pela companhia no segundo trimestre de 2020.

Dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) revelam que esse desempenho se deveu, em grande medida, às exportações para a Ásia. De janeiro a setembro de 2020, as vendas de óleos combustíveis para Cingapura cresceram 52% em relação ao mesmo período do ano anterior. A Petrobras informou que 65% das suas vendas externas de derivados, no terceiro trimestre, foram para o país asiático. Por se tratar de uma região portuária com grande movimento de navios e de comércio marítimo, é bastante provável que essas exportações continuem associadas ao óleo de combustível marítimo.

Apesar da estratégia exitosa nas suas operações, despesas não recorrentes afetaram o resultado da companhia. Primeiro, a aprovação da adesão aos programas de anistia fiscal no RJ e ES obrigou a Petrobras a desembolsar R$ 1,93 bilhão para encerrar um passivo contingente de R$ 3,9 bilhões e garantir a alíquota acordada de ICMS a ser usada futuramente. Segundo, o pagamento de ágio na recompra de títulos de dívidas onerou a companhia em mais R$ 2,81 bilhões.

Em contrapartida, a entrada de recursos com venda de ativos no valor de R$ 3,20 bilhões afetou positivamente os resultados da companhia. Todavia, o excelente resultado operacional não é fruto somente da atual estratégia de ampliar a produção e usar seu parque refino, mas também da gestão de vários desses ativos.

Mesmo assim, a Petrobras continua os vendendo (inclusive sinalizando a possibilidade de vender áreas do pré-sal) e, além do mais, enxugando investimentos, o que deve afetar a capacidade de reação da companhia em crises futuras. Apesar da crise da Covid-19 explicar parte dessa queda, é importante notar que a redução dos investimentos da companhia ocorre desde meados da década passada. Neste trimestre, a Petrobras fez um investimento de US$ 1,63 bilhão é o valor mais baixo desde 2003.

* Coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustiveis (Ineep) e pesquisador visitante do Núcleo de Estudos Conjunturais da Universidade Federal da Bahia (UFBA)

** Mestre em Ciências Sociais pela UNIFESP, pesquisador visitante do NEC/UFBA e pesquisador do Ineep

Publicado em Sistema Petrobrás

No mesmo dia em que a Petrobras divulgou redução dos preços dos combustíveis nas refinarias, ANP publicou pesquisa mostrando que preço médio da gasolina ficou em R$ 4,35, mas tem posto cobrando até R$ 5,19

[Da CUT e do Brasil de Fato]

No mesmo dia em que a Petrobras divulgou nova redução nos preços dos combustíveis em suas refinarias, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou pesquisa mostrando que os preços médios da gasolina no Brasil não caíram para o consumidor, estão acima de R$ 4,00 e tem estados onde o produto é vendido por mais de R$ 5,00. Afinal, por que essas reduções nunca chegam ao bolso do consumidor?

A Petrobras divulgou, na segunda-feira (26), nova redução nos preços dos combustíveis em suas refinarias. O preço da gasolina deve cair até R$ 0,09 por litro, chegando a R$ 1,66 por litro. De acordo com a estatal, a partir de terça a gasolina seria vendida para os postos de combustíveis com uma redução de 5%.

No mesmo dia, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou o Levantamento de Preços de Combustíveis (LPC) semanal mostrando que o preço médio do litro da gasolina comum vendida no Brasil foi de R$ 4,35 na semana anterior. Mas em alguns estados o combustível é vendido por até R$ 5,199, como é o caso do Rio de Janeiro, ou R$ 5,190 no Acre. O preço máximo no Tocantins (R$ 4,89) e em Goiás (R$ 4,88) também pesa no bolso dos consumidores. Confira a pesquisa aqui.

repórter Caroline Oliveira, do Brasil de Fato, foi ouvir o diretor técnico do Instituto de Estudos Estratégicos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (Ineep), o William Nozaki, para saber por que essas reduções não chegam no consumidor.

De acordo com ele, a redução não necessariamente significa um impacto positivo na bomba do posto de gasolina para o consumidor, “porque nem sempre as distribuidoras repassam essa redução para o preço final”.

“Todas as vezes que a Petrobras aumenta o preço dos combustíveis nas refinarias, as distribuidoras repassam para o consumidor na bomba de gasolina; mas quando a Petrobras diminuiu não necessariamente essa redução chega para o consumidor. Isso acontece principalmente nas cidades em que há muita concentração de propriedade de gasolina ou cartel para combinar preço”, explica o diretor técnico do Ineep.

De acordo com ele, em 2020, de maneira geral, os preços de combustíveis aumentaram. “Houve uma diminuição agora, por causa da queda da demanda. As pessoas estão consumindo menos combustível e isso acabou gerando um impacto na bomba de gasolina. Mas foi mais um efeito da demanda do que a oferta.”

Durante o período do isolamento social provocado pela pandemia do novo coronavírus, os grandes centros ficaram vazios, as pessoas ficaram em quarentena durante meses e praticamente não usaram os carros. Isso explica a queda da demanda e ocorreu em todo o mundo.

Com a flexibilização do isolamento, as pessoas voltaram a circular de carros e os preços voltaram a subir. Os novos reajustes anunciados nesta segunda-feira (26) são parte das 63 variações de preço realizadas ao longo de 2020. Isso se deve à política de preços adotada pelo governo federal, ainda na gestão de Michel Temer, de paridade com o mercado internacional.

Pela medida, a estatal abriu mão de controlar diretamente o preço, evitando variações inflacionárias, para determiná-lo de acordo com o preço do mercado internacional.

Publicado em Sistema Petrobrás
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