A nova crise política no Oriente Médio, desencadeada pelo ataque militar dos Estados Unidos contra o Irã, que resultou no assassinato do general Qassem Soleimani, fez disparar o valor do barril do petróleo.  No Brasil, as consequências para o consumidor tendem a ser imediatas, pois os preços dos derivados produzidos pela Petrobrás são vinculados ao mercado internacional e, consequentemente, ao dólar.

Essa política de preços foi implementada em outubro de 2016, no rastro do golpe contra a presidenta Dilma Rousseff. Na época, a FUP denunciou que quem pagaria a conta seria o povo brasileiro e que o país estaria refém das crises internacionais de petróleo.

Dito e feito. Desde então, o consumidor vem amargando aumentos abusivos, não só da gasolina e do diesel, como também do botijão de gás.

As gestões entreguistas da Petrobrás alteraram não só a forma de reajuste dos preços dos derivados de petróleo nas refinarias, como colocaram à venda as próprias refinarias e as distribuidoras de combustíveis, deixando a população completamente refém do mercado.

A atual crise no Oriente Médio coloca em xeque a estratégia da gestão Castello Branco, que prioriza a exportação de petróleo cru, enquanto retira a Petrobrás de setores estratégicos, como o refino e o mercado de distribuição de derivados. Com a escalada dos preços do petróleo, os analistas estimam que o barril supere os US$ 70 em breve.

“Em um Brasil que importa 17% do consumo interno, bem mais que os 5% de 2009, vai haver pressão para repasse nos preços”, alerta o economista Rodrigo Leão, coordenador técnico do Ineep - Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra.

Com a Petrobrás fracionada e a participação cada vez menor do Estado em suas decisões, o governo não terá como criar mecanismos efetivos de proteção para impedir que o consumidor brasileiro seja ainda mais penalizado pela disparada dos preços do petróleo no mercado internacional.

“Da forma como está, se a OPEP (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) resolver fechar as torneiras amanhã, os consumidores brasileiros vão pagar o preço e não saberão disso”, já alertava o coordenador da FUP, José Maria Rangel, em 2017.  

O alinhamento dos gestores da Petrobrás aos ditames do mercado, sem olhar para as necessidades internas do Brasil, só beneficia os acionistas privados e as empresas concorrentes. Enquanto isso, o futuro da Petrobrás, a soberania do país e o projeto nacional de desenvolvimento estão sendo gravemente comprometidos. Quem paga o preço é o povo brasileiro, que está novamente vulnerável às crises internacionais do petróleo.

[FUP]

Publicado em Petróleo

Por José Luis Fiori e Rodrigo Leão, pesquisadores do INEEP

 


Sem dúvida alguma, esta foi a demonstração mais ostensiva, explícita e festejada ambição americana de exercício de um poder militar global, ou simplesmente da afirmação unilateral de que o poder e os interesses americanos são superiores a qualquer convenção ou qualquer tipo de acordo ou instituição multilateral construída no último século de supremacia americana


 O reconhecimento do presidente Donald Trump e a comemoração de algumas autoridades dos Estados Unidos transformam o “ataque americano ao aeroporto de Bagdá”, numa operação direcionada e bem sucedida de eliminação de um general iraniano de alta patente, em território iraquiano, por cima de toda e qualquer ideia de direito internacional, ou de respeito pela “soberania” das nações, ou  pelos “direito universal”’ dos indivíduos. Deste ponto de vista, a ação americana só pode ter sido uma de duas coisas: um assassinato internacional, premeditado e por cima da lei, ou então foi um “ato de guerra”, ou mais precisamente, uma “declaração de guerra” feita sem o consentimento do Congresso americano.

Sem dúvida alguma, esta foi a demonstração mais ostensiva, explícita e festejada ambição americana de exercício de um poder militar global, ou simplesmente da afirmação unilateral de que o poder e os interesses americanos são superiores a qualquer convenção ou qualquer tipo de acordo ou instituição multilateral construída no último século de supremacia americana.

Este episódio deve ser entendido com parte da estratégia dos Estados Unidos de estabelecimento de um novo direito “internacional” baseado unicamente no seu poder global, que tem como consequência o acirramento das tensões geopolíticas entre as grandes potências do sistema mundial. Isto não é inteiramente novo, nem original, em particular durante a Administração Trump que tem dado abundantes demonstrações de que só existe uma bússola na política externa americana: o interesse e arbítrio dos Estados Unidos.

Mesmo assim, não há a menor dúvida que este foi o ato mais ousado e arrogante de afirmação do direito americano de intervir, julgar e punir a quem queira e onde queira. Tendo em vista que o general Qassim Suleimani era talvez a segunda pessoa mais importante da hierarquia de poder do estado iraniano e o Comandante da Guarda Revolucionária Islamica, é inevitável concluir que se trata de um “ato de guerra” realizado pelo governo americano.

A ação americana deve ser associada à escalada que começou no mês de julho de 2019 com a “crise dos petroleiros” e se seguiu com mais quatro episódios: (i) o ataque dos rebeldes houthis às refinarias sauditas em setembro de 2019, (ii) a morte de um técnico americano em uma base militar no território iraquiano em dezembro de 2019 (iii) o cerco da Embaixada Americana em Bagdá no mesmo mês e (iv) os exercícios navais realizados pela China, Rússia e Irã, no Golfo de Oman, realizados exatamente entre os dias 27 até 31 de dezembro. Este último foi entendido como um desafio incontestável ao poder naval americano no Oriente Médio, e de forma ainda mais ampla, da Organização de Shangai ao poder estendido da OTAN.

E, agora, após o assassinato do general iraniano, o mundo está chegando mais perto de um enfrentamento direto entre dois Estados Nacionais, envolvendo inevitavelmente, seus aliados nas duas direções, mas é pouco provável que este assassinato internacional tenha as mesmas consequências do assassinato de Sarajevo que deu início à Primeira Guerra Mundial. Apesar da gravidade do episódio, o distanciamento de poder entre os dois Estados envolvidos e o improvável envolvimento dos seus aliados num confronto militar não sinalizam um acontecimento, pelo menos agora, de uma guerra mais abrangente ou frontal. Entretanto, sinalizam com certeza que o Oriente Médio, seu petróleo e seus recortes étnicos e religiosos, que foram utilizados e transformados um dia pelas potências coloniais europeias num espaço dividido e conflagrado por guerras quase contínuas, deverá seguir seu caminho trágico como uma espécie de “buraco negro” do sistema mundial, onde as grandes potências se utilizam do terrorismo como instrumento de sua própria dominação regional.

Neste contexto é quase impossível que não haja uma resposta iraniana ao “ato de guerra” norte-americano. Mas, esta resposta deverá ser dada, muito provavelmente, em vários momentos diferentes, em vários lugares diferentes, e com diferentes níveis de destrutividade. E, como sempre, irá envolver a disputa em torno do fornecimento e do preço do petróleo.

O simples assassinato já teve um impacto sobre os preços do petróleo, chegando a provocar uma elevação média de 4%. Este aumento deverá se manter e talvez até escalar se os grandes atores do sistema  perceberem que a escalada regional deve seguir e a ameaça de guerra deve permanecer no ar. Ou seja, um possível crescimento da incerteza em torno da forma e da intensidade da resposta iraniana e, principalmente, dos seus principais aliados – incluindo os grandes produtores e consumidores de petróleo, como os russos – pode resultar numa maior volatilidade com possível elevação dos preços no médio prazo.

É importante lembrar que, além de grande produtor, o Irã é um dos países que controla o Estreito de Ormuz a passagem que liga o Golfo Pérsico ao oceano, onde é escoado cerca de um quinto da produção petrolífera global. Um eventual bloqueio do transporte pode ter efeitos gigantescos em termos de fornecimento e preços no curto prazo.

A despeito dessas possiblidades, a história mostra que episódios dessa magnitude têm repercussões significativas sobre o preço do petróleo e são capazes de mudar o equilíbrio de poder entre os grandes produtores, consumidores e empresas petrolíferas. Dessa vez, não deverá ser diferente.

[Via Ineep, artigo publicado originalmente na Revsta Forum]

Publicado em Petróleo
Atualmente existem basicamente três modelos de contrato adotados internacionalmente na exploração de petróleo, são eles a concessão, a partilha e o regime misto. Eles diferem entre si principalmente no nível de intervenção estatal e pela repartição da renda petrolífera. Em termos gerais, os países da OCDE preferem adotar o regime de concessão, enquanto os países do Oriente Médio optam pelo regime de partilha. O volume de reservas, o consumo de cada país, e a estrutura produtiva influenciam na escolha de um ou outro contrato.

O modelo de exploração estadunidense, por exemplo, é estruturado por contratos de concessão, numa lógica de intervenção estatal mínima. O governo realiza leilões para as áreas de exploração e as empresas concorrem entre si, pagando impostos ou royalties sobre as receitas advindas da atividade petrolífera. E esses valores não são baixos. No período entre 2009 até 2014, o governo auferiu 67% da receita líquida de todo setor petrolífero. Como a maior parte das empresas que opera nos EUA já são nacionais, o regime de exploração não tem tanto impacto na retenção de emprego e renda no país. Mas, de forma geral, o emprego e a renda petrolífera ficam retidos nas mãos das empresas produtoras, uma vez que a participação governamental é relativamente pequena.

Outro modelo muito semelhante é o canadense. O Canadá tem a terceira maior reserva do planeta, com 9,7% das reservas mundiais, ficando atrás somente da Venezuela e da Arábia Saudita. Ali, o modelo de exploração adotado também é o de concessão, e o governo fica com cerca de 61% da renda petrolífera. Atualmente, os maiores proprietários dos campos são operadoras privadas canadenses e companhias internacionais. 

Apesar da pouca relevância no que diz respeito à quantidade de reservas disponíveis, a Noruega é considerada por especialistas um dos países que melhor soube aproveitar os recursos gerados pela exploração de petróleo. Embora o modelo adotado também seja o de concessão, a Noruega adotou regras que deram às empresas nacionais um protagonismo na exploração dos campos de petróleo, bem como assegurou para o país um volume significativo da renda gerada pelas atividades petrolíferas. 

Para isso, o governo norueguês criou a estatal Petoro, que, apesar de não operar campos de petróleo, é responsável por gerenciar as licenças de exploração e produção da plataforma continental, área que o governo reivindica como proprietário. A empresa também decide se ficará de fora ou se participará destas áreas. As tributações impostas pelo governo permitem que a Noruega receba de volta 78% de toda renda petrolífera gerada. Assim, o modelo norueguês é estruturado pela concorrência entre as empresas do setor, mas o Estado age como um agente regulador, por meio das suas empresas públicas.

No caso da Rússia, terceiro maior produtor de petróleo do mundo, o modelo de exploração pode ser de concessão ou de partilha. Apesar da existência dos dois modelos, a partilha é bem menos utilizada. Em 2018, havia apenas três campos petrolíferos com base nos acordos de partilha de produção: o de Xarjaginkoe, o de Sakhalin-1 e o de Sakhalin-2, o que representa menos de 1% do total da exploração de hidrocarbonetos do país.  

O governo russo retém 66% da receita petrolífera. Além disso, existem restrições na participação de empresas estrangeiras nas atividades de exploração e produção, bem como na participação de investidores russos privados nos campos considerados estratégicos e nas áreas da plataforma continental, promovendo o fortalecimento das suas estatais. As parcelas do subsolo mais ricas em reservas podem ser exploradas apenas por empresas estatais com experiência de, no mínimo, cinco anos. Assim, para estas áreas, são aptas apenas duas empresas: a Gazprom e a Rosneft.  

Já no caso da Nigéria, o regime adotado é o de partilha de produção. A exploração é feita pelo consórcio entre a Nigerian National Petroleum Company (NNPC) com empresas internacionais. Os royalties pagos ao governo variam entre 8% e 20%, dependendo da localização e da profundidade do poço. Após todos os descontos do custo de produção e dos investimentos, a produção remanescente, isto é, o “óleo lucro”, é dividido entre o consórcio e o governo. A parcela da união transita de 20% até 60%, que vai depender da capacidade de produção do poço. No fim, o governo nigeriano fica em média com 60% da renda petrolífera. 

Por fim, no que tange à Arábia Saudita, o país detém o monopólio de todas as atividades das cadeias produtivas, e as empresas estrangeiras só podem atuar como prestadoras de serviços para a Saudi Aramco, a estatal saudita. Desde a sua nacionalização, em 1980, nenhuma licença de exploração de petróleo foi concedida para empresas estrangeiras em território saudita. A atuação das empresas estrangeiras se limita a raros contratos de prestação de serviços para atender uma demanda específica, normalmente relacionada à compra de equipamentos ou de alguma implementação tecnológica. Nesse caso, o governo árabe se apropria 100% da renda petrolífera gerada no país.

Os seis casos de países aqui analisados possuem em comum a abundância de reservas petrolíferas em seus territórios. No fim das contas os modelos de exploração e a estrutura dos seus mercados petrolíferos serão definidos pela decisão do Estado em intervir ou não, podendo ser como no caso estadunidense, em que a participação estatal é reduzida, ou até um regime monopolista como o da Arábia Saudita. Além disso, é preciso levar em conta que existem forças externas neste processo, que atuam de forma mais ou menos furtiva para atender seus interesses. O resultado entre essa tensão é que vai definir os regimes jurídicos-regulatórios adotados na exploração de petróleo em cada país.   

ineep.org.br

Fontes:

Geral:
https://web.bndes.gov.br/bib/jspui/handle/1408/7681
https://www.cartacapital.com.br/economia/pre-sal-file-a-preco-de-acem-e-o-brasil-na-contramao-do-mundo/

Caso estadunidense e canadense:

https://www.bbc.com/portuguese/geral-49743153
http://www.ilumina.org.br/modelos-de-organizacao-do-setor-de-petroleo-artigo/
http://g1.globo.com/economia/noticia/2016/10/como-o-estado-participa-na-exploracao-de-petroleo-em-outros-paises.html

Caso norueguês:

https://www.bbc.com/portuguese/geral-49743153ml
https://www.bbc.com/portuguese/geral-49299120
https://www.ineep.org.br/post/a-renda-fiscal-do-petr%C3%B3leo-a-noruega-%C3%A9-uma-inspira%C3%A7%C3%A3o-para-o-brasil

Caso russo:

REGIMES JURIDICOS DE PETRÓELO NA FEDERAÇÃO RUSSA, 2018, publicado na revista brasileira de do direito do petróleo gás e energia.

Caso nigeriano:

http://objdig.ufrj.br/60/teses/coppe_m/RodrigoDambrosLucchesi.pdf

Caso saudita:
http://www.repositorio.jesuita.org.br/bitstream/handle/UNISINOS/4021/LuisMachado.pdf?sequence=2&isAllowed=y

 

 

Publicado em Petróleo

Por Rodrigo Leão, Coordenador-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (INEEP)

Nos dias 6 e 7 de novembro foram realizadas duas rodadas de licitação de áreas do pré-sal. Ao todo, foram ofertadas nove áreas, e somente três foram arrematadas – todas com grande participação da Petrobras. 

A empresa brasileira participou dos consórcios vencedores, sendo operadoras em todos eles. Na área de Búzios, no leilão do excedente da cessão onerosa, a Petrobras se associou às chinesas CNOOC e CNODC, e, na região de Aram, na sexta rodada da partilha, somente à CNODC. Na área de Itapu, também da Cessão Onerosa, a Petrobras garantiu, sozinha, o direito de exploração. 

Embora envolvesse um volume gigantesco de recursos e tenha garantido um horizonte exploratório relativamente longo para a Petrobras, o resultado gerou grande frustração nos analistas do setor. 

Logo após o encerramento dos leilões, o governo levantou a hipótese de que tal frustração estaria relacionada ao modelo de exploração de partilha e à preferência dada à petrolífera brasileira para decidir a sua condição de operadora ou não. 

Ora, dentre as nove áreas ofertadas, quatro estavam abertas para receber propostas de outras operadoras sem a participação da Petrobras (Atapu, Sépia, Bumerangue e Cruzeiro do Sul). Portanto, se o problema estivesse associado a este aspecto, seria esperado que, nesses casos, as demais empresas formariam consórcios visando arrematá-las – o que não aconteceu. 

Outro argumento utilizado seriam os elevados dispêndios com que as empresas vencedoras são obrigadas a arcar no regime de partilha. No entanto, o volume de óleo-lucro mínimo solicitado era relativamente baixo. Os valores mais elevados de gastos estavam associados à indenização exploratória que deveria ser paga à Petrobras – algo específico do leilão do excedente da Cessão Onerosa – e ao bônus de assinatura – que está presente em todos os leilões de petróleo, seja de concessão ou de partilha.

Recentemente, ao analisar a estratégia da petrolífera britânica BP, para o setor de energia, lembrei que há um crescente nível de incerteza das majors em relação aos investimentos de longo prazo no segmento de exploração e produção (E&P) de petróleo, em função da volatilidade de preços e das mudanças de estrutura e financiamento do setor de energia. O próprio Diretor de Finanças da BP, Brian Gilvary, afirmou que, desde a forte desvalorização do petróleo em 2014 as empresas, como a BP, têm priorizado projetos mais baratos e mais rápidos. 

Uma estimativa realizada pelo Financial Times, em 2016, já sinalizava a perda de fôlego das majors nos investimentos em E&P. De um pico de mais de US$ 100 bilhões em 2013, as estimativas na época eram que, em 2020, os investimentos caíssem para um patamar inferior a US$ 50 bilhões. 

Além do menor apetite, várias dessas empresas estão comprometidas com grandes investimentos exploratórios em novas fronteiras. A Exxon, por exemplo, anunciou que deve realizar, nos próximos cinco anos, um investimento médio anual, de US$ 4 bilhões na região offshore da Guiana e na Bacia do Permiano. A BP também sinalizou uma ampliação dos seus investimentos nas áreas offshore da Angola. Mesmo as grandes petrolíferas chinesas têm aumentado os investimentos no Mar da China, seguindo sua estratégia de diversificação e menor dependência de recursos energéticos do exterior. A CNOOC, por exemplo, anunciou investimento de US$ 2,3 bilhões por ano, até 2025, para explorar as recentes descobertas de gás no Mar da China. 

Esta é uma lição importante: as majors e as maiores estatais de petróleo veem o pré-sal como uma das fronteiras exploratórias mais relevantes, todavia ela é parte de uma carteira ampla e globalizada de investimentos em E&P. E o crescimento dessa carteira depende muito menos das condições ofertadas pelos leilões no Brasil que do ritmo de investimento global dessas empresas e da sua disciplina de capital, que é cada vez mais determinada pela visão de curto prazo do mercado financeiro. 

Isso significa que essas empresas serão cada vez mais cautelosas para ingressar nos leilões do Brasil, na medida em que suas carteiras de investimentos estiverem repletas de ativos a serem explorados, inclusive no Brasil. Deve-se lembrar que, com a aceleração dos leilões dos últimos anos (foram nove rodadas de licitações entre 2015 e 2019 e “somente” treze entre 1999 e 2013), diversas majors e as estatais chinesas aumentaram significativamente o volume de recursos a serem explorados no Brasil. 

O próprio diretor-geral da ANP, Décio Oddone, segundo reportagem da Folha de São Paulo, reconheceu, após o leilão da cessão onerosa, que “as petroleiras estão com a carteira cheia de projetos do pré-sal e devem focar agora na exploração e desenvolvimento das reservas”. 

Segundo estimativas do Instituto Nacional de Estudos Estratégicos de Petróleo (Ineep), com as aquisições realizadas nos últimos anos, a Exxon assegurou áreas com um potencial estimado de reservas provadas de 11 bilhões de barris; a CNOOC e a Total, de 6 bilhões de barris; e a BP, de 4 bilhões. Todas esses ativos demandarão grandes investimentos para empresas que tem atuação em fronteiras exploratórias espalhadas pelo mundo. 

Essa postura das majors, associada ao extremo conservadorismo da Petrobras – cuja agressividade nos leilões recentes se limitou ao excedente da cessão onerosa – tem uma espécie de “efeito-manada” para as operadoras menores. Com menos capacidade financeira e maior seletividade de projetos, tais empresas se tornam extremamente refratárias a participarem de leilões em que a Petrobras e as majors não demonstram grande apetite. 

Isso tudo deixa claro que o problema não está no modelo de exploração, mas na aceleração dos leilões e na redução do apetite da Petrobras. Por isso, torna-se fundamental entender os movimentos estratégicos de médio prazo da majors para o E&P e (re)avaliar a demasiada austeridade da petrolífera brasileira. 

O cronograma dos próximos leilões deveria se concentrar nessas questões e não nas necessidades fiscais de curto prazo no governo brasileiro ou numa espécie de “fé-cega” da concorrência perfeita. Caso contrário, as chances de novas frustrações serão imensas.

[Artigo publicado originalmente na Revista Brasil Energia]

 

Publicado em Petróleo

Depois de 11 dias de protestos violentos nas ruas do Equador, o presidente Lenín Moreno, anunciou na noite do domingo (13), a retirada da proposta que acabaria com os subsídios nos preços dos combustíveis. A medida visava atender ao Fundo Monetário Internacional (FMI), que exige um ajuste neoliberal econômico em troca de um empréstimo de US$ 4,2 bilhões ao país.

O ajuste econômico imporia duras perdas para a parcela mais pobre da população daquele país, especialmente os indígenas, que em sua maioria sobrevive da agricultura familiar. Somente o fim dos subsídios aos combustíveis impactaria num aumento de 123% nos preços do produto.

Revoltados com as medidas anunciadas, que incluem reformas Trabalhista e Previdenciária, os indígenas liderados pela Confederação de Nacionalidades Indígenas (Conaie) aderiram às reivindicações de taxistas e motoristas de ônibus e acabaram liderando um levante popular, que teve início no último dia 2 deste mês. A explosão social deixou, até o momento, sete mortos, milhares de feridos, mais de 500 pessoas presas e deserção no Exército dos integrantes de origem indígena, que não apoiam as medidas neoliberais de Moreno.

O presidente chegou a mudar a sede do governo da capital Quito para Guayaquil, além de implantar toque de recolher para escapar dos protestos. Mas, a pressão popular surtiu efeito e Moreno foi obrigado a retirar a proposta de reajuste dos combustíveis.

Após negociações, as lideranças do Conaie anunciaram a suspensão dos protestos, mas já avisaram que somente após o acordo ser efetivamente concretizado darão um fim ao movimento.

Apesar do recuo de Moreno, o secretário de Relações Internacionais da CUT, Antonio Lisboa, diz que é preciso avaliar com cautela o conteúdo do novo decreto que o presidente do Equador ficou de anunciar em substituição ao que aumentou os combustíveis.

“Pode ser uma cilada para desmobilizar o movimento. Por isso, toda a cautela é necessária antes de comemorar. Vamos aguardar se, de fato, o governo neoliberal e autoritário do ponto de vista de direitos civis de Lénin Moreno aprendeu com essa intensa mobilização, e que sirva de exemplo para os demais países do continente latino”.

Apesar da cautela, o dirigente acredita que a mobilização popular é capaz de reverter tentativas de ataques aos direitos dos trabalhadores e das trabalhadoras em qualquer lugar do mundo.

“Foram vários dias de intensas mobilizações, com pessoas mortas, feridas e presas. Mas, a situação no Equador é uma boa prova que as mobilizações populares diante de ataques dos governos, podem garantir uma melhor condição de vida da população”, diz o secretário de Relações Internacionais da CUT.

Equador tem histórico de quedas de governo

O Equador nunca foi estável politicamente. Mesmo em períodos mais longos de democracia, como atual, sempre teve conflitos de todos os lados. A análise é de Pedro Paulo Bocca, assessor de Relações Internacionais da Associação Brasileira de Associações não Governamentais (Abong).

Pedro conta que o Equador vive há muitos anos em conflitos. Em 197 anos de independência dos espanhóis, já teve 20 Constituições, média de uma a cada 9,8 anos. A que durou mais tempo teve 22 anos. Esta última, aprovada no governo de Rafael Correa, tem 10 anos e, é a terceira com maior tempo de duração. Antes da eleição em 2007, de Rafael Correa (único presidente a cumprir dois mandatos) o país teve três presidentes num único ano. O próprio governo de Correa também sofreu uma tentativa de golpe em 2010.

“Diferente do Brasil, para os equatorianos é muito comum cair presidentes, seja por impeachment ou golpes. O país é muito dividido. Nem a base progressista, nem a burguesia são muito alinhadas entre elas. Há conflitos para todos os lados”, descreve Pedro Bocca.

O assessor da Abong diz que as relações dos governos com os indígenas nunca foram muito amistosas, nem mesmo com o progressista Rafael Correa, que promoveu a “Revolução Cidadã”, de amplas reformas políticas e sociais. Agora com Moreno na presidência, essas relações pioraram muito.

 “Os movimentos indígenas estão mais à esquerda, até do progressista Rafael Correa, que foi um governo de muitas contradições, de conflitos com movimentos sociais, indígenas e de mulheres. Mas, com a eleição de Lenín Moreno, as relações desses movimentos com o governo pioraram. Para eles, foi uma traição política do atual presidente, que era vice-presidente de Correa pelo partido Alianza País, ter uma mudança ideológica tão profunda”, analisa Bocca.

“A guinada foi muito grande. O pedido de auxílio ao FMI e as medidas econômicas neoliberais abriram todas as fissuras”.

Num país em que 7% são indígenas vivendo em territórios de autonomia indígena e 72% são mestiços, descendentes de indígenas, faz a Conaie ter um poder de mobilização muito grande e a reação à retirada de direitos é forte. “Na crise econômica, a resposta do governo Moreno é igual ao de Maurício Macri, da Argentina, o de retirada de direitos. E a Conaie é anticapitalista, nem são da esquerda social democrática e, por isso a situação do atual governo do Equador, se complica”, analisa Bocca.

Moção de Repúdio da CUT

Em apoio ao movimento popular do Equador, a Central Única dos Trabalhadores lançou uma moção de repúdio à violenta repressão do governo Moreno, durante o Congresso Nacional da CUT “Lula Livre” – Sindicatos Fortes, Direitos, Soberania e Democracia, (Concut), realizado entre os dias 7 e 10 deste mês, em Praia Grande, litoral de São Paulo.

“Com os acontecimentos no Equador e o Congresso da CUT já instalado,  consideramos uma oportunidade colocar nossa posição diante de todo mundo que foi pras ruas para garantir seus direitos. Embora a moção tenha sido escrita num momento diferente do atual, já que houve o recuo do governo Moreno, ela explicita nossa solidariedade aos trabalhadores de outros países”, diz Antonio Lisboa.

Leia abaixo a íntegra da moção:

Em Defesa da Luta do Povo Equatoriano: Fora FMI da América Latina!

Em 2 de outubro, o governo do Equador decretou um pacote de medidas impostas pelo acordo que o presidente Lenin Moreno assinou com o FMI. Contra-reforma trabalhista, retirada de direitos da seguridade social, aumento de mais de 100% no preço dos combustíveis.

Uma revolta explodiu em todo o país com greves e manifestações de rua. Um "paro nacional" indígena foi convocado. Embora o governo tenha respondido com a decretação de Estado de Sítio, a polícia e o exército não foram capazes de conter as manifestações na capital, Quito, e o governo foi obrigado a trasladar sua sede para a cidade de Guayaquil e decretou toque de recolher em várias regiões do país. A repressão já deixou pelo menos uma dezena de mortos e há cerca de 500 pessoas presas.

Essa situação de crise e caos é o resultado da política de Lenin Moreno que, logo no início de seu governo, em 2017, virou as costas às necessidades do seu próprio povo e, com o pretexto de "combate à corrupção", como no Brasil e em outros países da América Latina, passou a atacar sistematicamente os direitos dos trabalhadores e a soberania nacional.

O 13o Congresso da CUT repudia a repressão e solidariza-se plenamente com a luta do povo equatoriano.

Abaixo a repressão! Liberdade para os manifestantes presos!

Fora o FMI da América Latina!

[Via CUT | Texto: Rosely Rocha]

Publicado em Movimentos Sociais

Nessa terça, 08, a Federação Única dos Petroleiros protocolou ação civil pública contra a 16a rodada de licitações do petróleo, promovida pela ANP bolsonarista.

Além da violação à constituição e dos valores irrisórios, dois dos blocos ofertados colocam em risco o Parque Nacional Marinho de Abrolhos, que abriga a maior biodiversidade do Atlântico Sul.

Claro, quem incentiva a destruição da Amazônia pouco se importaria com a destruição ambiental dos oceanos. Mas a FUP prossegue em seu papel de defesa da soberania nacional, tanto energética quanto ecológica.

Publicado em Petróleo
Segunda, 16 Setembro 2019 11:48

Liderança tecnológica da Petrobras em risco

Petrobras será premiada pelas inovações desenvolvidas no Teste de Longa Duração (TLD) de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos. O Distinguished Achieviement Award, prêmio mais importante do setor petrolífero offshore mundial que será entregue durante a próxima edição brasileira da Offshore Technology Conference (OTC) Brasil, é um reconhecimento pela abordagem inovadora do teste, que permitiu realizar simultaneamente o monitoramento da pressão do campo, por meio de dispositivos remotos, a produção de petróleo e a injeção de gás no ativo. A reinjeção de gás durante o TLD é uma das cinco novas tecnologias empregadas para viabilizar a produção de petróleo e gás em Libra – onde a Petrobras é operadora, com 40% de participação, em parceria com a Shell (20%), Total (20%), CNOOC (10%) e CNODC (10%). Foi em função dessas inovações que um único poço offshore do bloco bateu o recorde de produção média mensal, produzindo 58 mil barris de óleo equivalente (boe) por dia.

Historicamente, a Petrobras realizou vultosos investimentos na área de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) em parceria com universidades e centros de pesquisa para o desenvolvimento tecnológico e inovativo. Aliada aos resultados das operações internas da empresa, essas parcerias têm propiciado ao longo dos anos uma série de avanços tecnológicos, e contribuíram para que a empresa recebesse o prêmio Distinguished Achievement Award da OTC por outras três vezes (1992, 2001, 2015). Nas outras vezes, pelo fato de ter sido a empresa com maior contribuição para o desenvolvimento tecnológico da indústria offshore, e, especificamente no ano de 2015, como reconhecimento às tecnologias de ponta desenvolvidas para a produção da camada pré-sal. 

Ou seja, cabe sempre lembrar que o longo processo evolutivo de desenvolvimento das capacidades tecnológica e geológica da Petrobras em atividade exploratória de petróleo e gás no segmento offshore foi um elemento central para a descoberta do pré-sal brasileiro, colocando o país em um novo patamar no mercado mundial de petróleo. Essas capacidades, desenvolvidas ao longo dos últimos 30 anos, somente conseguem ser explicadas pela ampliação dos investimentos da empresa em P&D por meio de projetos tecnológicos nacionais capitaneados pela Petrobras.

Contudo, ainda que a Petrobras e o Brasil tenham potencial para se consolidar em posições de liderança tecnológica em termos mundiais no setor de petróleo e gás, é necessário atentar para o fato de que esse futuro promissor está atualmente ameaçado. As políticas de desinvestimento da estatal realizadas desde 2016 afetam negativamente o investimento em P&D e o desenvolvimento de novas tecnologias ­- sejam elas decorrentes do aprendizado interno à organização, ou mesmo, a integração e absorção de tecnologias de ponta, ambas vinculadas ao próprio processo produtivo da operadora e que exigem P&D.

Aproveitando-se desse cenário, outras empresas e países têm buscado ocupar este espaço do pré-sal no período recente. Como exemplo, uma destas empresas é a anglo-holandesa Shell, a qual anunciou ainda em 2016, detalhes acerca dos US$ 10 bilhões que a multinacional planejava investir no país de 2017 a 2020, com prioridade voltada a projetos vinculados ao pré-sal. Isto é, ao contrário da Petrobras, empresas estrangeiras têm se aproveitado das possibilidades de forte desenvolvimento da cadeia produtiva de petróleo e gás para fortalecer sua atuação no Brasil, principalmente nos setores de P&D e inovação.

Abandonar a atividade nestas áreas é comprometer o futuro da estatal brasileira. Enquanto muitos países de expressão no setor energético seguem na realização de estratégias de longo prazo, fortalecendo e qualificando sua indústria nacional em nível mundial, investindo de forma progressiva em P&D em parcerias com universidades e institutos de pesquisa, o Brasil adota direção contrária, pondo em risco a liderança tecnológica da Petrobras e, sobretudo, a soberania energética do país.

Fonte: INEEP

Publicado em Petróleo

Por Rodrigo Leão e William Nozaki, pesquisadores do INEEP

 


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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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

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

[Artigo publicado no Le Monde Diplomatique Brasil]
Publicado em Petróleo
Terça, 27 Agosto 2019 17:51

A Amazônia e o óleo que inflama o fogo

Por William Nozaki, pesquisador do INEEP

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 [Artigo publicado no Jornal GGN]
Publicado em Petróleo

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 
Por Henrique Jager, pesquisador do INEEP. Artigo publicado no Jornal GGN. Foto: Jornal GGN.
Publicado em Economia
Página 5 de 7

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