IMPACTO DO PREÇO DO PETRÓLEO NA POLÍTICA ENERGÉTICA MUNDIAL. Fernando Rocha Souza DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS

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1 IMPACTO DO PREÇO DO PETRÓLEO NA POLÍTICA ENERGÉTICA MUNDIAL Fernando Rocha Souza DISSERTAÇÃO SUBMETIDA AO CORPO DOCENTE DA COORDENAÇÃO DOS PROGRAMAS DE PÓS-GRADUAÇÃO DE ENGENHARIA DA UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE MESTRE EM CIÊNCIAS EM PLANEJAMENTO ENERGÉTICO. Aprovada por: Prof. Luis Pinguelli Rosa, D.Sc. Prof. Alexandre Salem Szklo, D.Sc. Prof. Marcos Pereira Estellita Lins, D.Sc. RIO DE JANEIRO RJ - BRASIL NOVEMBRO DE 2006

2 SOUZA, FERNANDO ROCHA Impacto do Preço do Petróleo na Política Energética Mundial [Rio de Janeiro] XI, 160 p. 29,7 cm (COPPE/UFRJ, M.Sc., Planejamento Energético, 2006) Dissertação - Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE 1. Economia do Petróleo 2. Indústria do Petróleo no Mundo I. COPPE/UFRJ II. Título (série) ii

3 Dedico este trabalho a minha esposa. Sem você nada disso seria possível. iii

4 AGRADECIMENTOS Agradeço ao meu orientador, Professor Luis Pinguelli Rosa, por todo o apoio dado durante a realização desta dissertação. Sobretudo, por se mostrar sempre acessível às minhas dúvidas e disposto a ajudar na elaboração do mesmo. Ao Professor Alexandre Salem Szklo, professor do nosso Programa de Planejamento Energético, pelo compartilhamento do seu conhecimento que enriqueceu essa dissertação com informações mais condizentes com a realidade dessa indústria. Gostaria de agradecer a minha família pelo incentivo e pela dedicação que foram essenciais, não só para a realização deste trabalho, como também para o meu desenvolvimento. Agradeço, em especial, minha esposa Gabriela, minha mãe Regina e meu pai Mario cujo apoio foi determinante para o término desta dissertação. Aos funcionários do PPE, Sandra, Rita, Mônica, Simone, Fátima e Fernando. iv

5 Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M. Sc.) IMPACTO DO PREÇO DO PETRÓLEO NA POLÍTICA ENERGÉTICA MUNDIAL Fernando Rocha Souza Novembro/ 2006 Orientador: Luis Pinguelli Rosa Programa: Planejamento Energético Este estudo desenvolve uma análise dos recentes aumentos do preço do petróleo no mercado internacional e os seus impactos na economia e na política energética mundial. O objetivo principal é mostrar como o preço do petróleo continua sendo determinante para a performance da indústria do petróleo e da economia mundial. Oscilações no preço do petróleo afetam tanto a economia dos países desenvolvidos quanto dos em desenvolvimento. Aumentos nos preços do petróleo tendem a proporcionar o crescimento da dívida (déficit externo) - dos países importadores do produto, da inflação, do desemprego e, conseqüentemente, uma redução do PIB. Além disso, encarece o custo de vida de praticamente toda população mundial, já que os produtos derivados do petróleo como a gasolina e o diesel, são utilizados como insumos para funcionamento, produção e desenvolvimento de praticamente todas as atividades econômicas. v

6 Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M. Sc.) THE IMPACT OF OIL PRICES ON THE WORLD ENERGY POLICY Fernando Rocha Souza November/ 2006 Advisor: Luis Pinguelli Rosa Department: Energy Planning Program This study analyzes the recent increase of the oil prices in the international market and its impacts on the world economy and energy policy. The main objective of this research is to show how oil prices remain a determinant key of oil industry and global economy performance. An increase in oil prices affects the economy of developed and developing countries. High oil prices normally increase the external debt, inflation, unemployment and, consequentially, decrease the GDP (Gross Domestic Product) of oil-importing countries. Moreover, increase the cost of living of, practically, all world population because the oil products, such as gasoline and diesel, are used for the production and the development of all economics activities. vi

7 Sumário INTRODUÇÃO FORMAÇÃO E EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO HISTÓRICO DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA Pioneiros e Inovadores da indústria: Do surgimento a internacionalização Internacionalização da indústria do petróleo e o surgimento de novos players Concessões, Consortia e Cartel Internacional O surgimento das Estatais Petrolíferas e Renegociações de Concessões Os Choques Petrolíferos O período do Pós-Choque AS CONDIÇÕES DE BASE DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA ATUAL A Estrutura de Oferta de Petróleo A Estrutura de Demanda por Petróleo FORMAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO NO MERCADO INTERNACIONAL A PARTICIPAÇÃO DOS AGENTES DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA NA FORMAÇÃO DO PREÇO DO PETRÓLEO SISTEMA DE FORMAÇÃO DO PREÇO DOS PETRÓLEOS DE REFERÊNCIA A ECONOMIA DOS RECURSOS EXAURÍVEIS E AS RENDAS PETROLÍFERAS Princípio Fundamental de Hotelling Renda Petrolífera: Uma abordagem ricardiana A EVOLUÇÃO RECENTE DOS PREÇOS DO PETRÓLEO DESDE À DÉCADA DE DETERMINANTES DO COMPORTAMENTO ATUAL DOS PREÇOS DO PETRÓLEO OS MAIORES BENEFICIADOS COM OS PREÇOS ALTOS DE PETRÓLEO vii

8 3 O PICO DA PRODUÇÃO DO PETRÓLEO O PICO DE HUBBERT ESTIMATIVAS DA OCORRÊNCIA DO PICO DA PRODUÇÃO MUNDIAL POSICIONAMENTO ESTRATÉGICO DO BRASIL: RISCOS E OPORTUNIDADES INFLUÊNCIA DO PREÇO DO PETROLEO NA ECONOMIA MUNDIAL IMPACTOS SOBRE OS PREÇOS NO CONSUMIDOR E INFLAÇÃO IMPACTOS SOBRE A ATIVIDADE ECONÔMICA FATORES ESTRUTURAIS E O IMPACTO DOS CHOQUES PETROLÍFEROS CHOQUES PETROLÍFEROS E MEDIDAS MACROECONÔMICAS ALTERNATIVAS À ENERGIA DO PETRÓLEO CONCLUSÃO BIBLIOGRAFIA viii

9 Lista de Figuras Figura 1-1 Preço do Petroleo e Produção: (Jean-Marie Martin X Congresso Brasileiro de Energia) Figura 1-2 Cadeia Produtiva do Petróleo (Elaboração própria) Figura 1-3 Diagrama de McKelvey (Ross, 1998) Figura 1-4 Reserva Técnica x Reserva Política (LAHERRÈRE, 2001b) Figura 1-5 Comportamento do crescimento da demanda de petróleo de 1965 a 2005 (BP, 2006) Figura 2-1 O mecanismo de apropriação da renda diferencial (Nunes, 2000) Figura 2-2 O mecanismo de apropriação da renda de monopólio (Nunes, 2000) Figura 2-3 Evolução dos Preços do Petróleo (BP, 2006) Figura 2-4 Margens Líquidas (em US$) de Refino no Golfo do México (Petrobrás, 2006) Figura 2-5 Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e média mensal da taxa de câmbio comercial (R$/US$) (ANP, 2005) Figura 2-6 Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e cotação média mensal do petróleo Brent Dated no mercado Spot (US$/Barril) (ANP, 2005) Figura 3-1 Curva Natural de Extração (Campbell, 1997) Figura 3-2 Extração de uma Província Petrolífera (Campbell e Laherrère, 1998) Figura 3-3 Exemplo Ilustrativo da Correlação entre o Pico de Produção e as Descobertas (Campbell, 1997) Figura 3-4 Reservas Mundiais de Petróleo (Em Bilhões de Barris) segundo Estimativas do Oil & Gás Journal e Laherrère (2000) 1950/2010 (Laherrère, 2000) Figura 3-5 Produção de Petróleo Convencional e Não-Convencional 1930/2050 (ASPO, 2004) Figura 3-6 Produção x Descobertas (ASPO, 2004) Figura 3-7 Cenários de produção anual com taxas de crescimento de 2% e diferentes níveis de reservas recuperáveis (em bilhões de Barris/Ano) (EIA, 2003) Figura 3-8 Estimativas publicadas das reservas mundiais em trilhões de barris (EIA, 2003) Figura 3-9 Produção mundial de petroleo (YPF, 2005) ix

10 Figura 4-1 Indicadores macroeconômicos da OECD por país/região (IEA, 2004) Figura 4-2 Principais implicações de um choque petrolífero aos preços (Elaboração própria) Figura 4-3 Preços do petróleo e rubricas selecionadas dos produtos energéticos no IHPC (BCE, 2004) Figura 4-4 Taxa de inflação dos países da OECD e preço médio do petróleo importado (IEA, 2004b) Figura 4-5 Consumo de petróleo em relação ao PIB real na Zona do Euro (BCE, 2004) Figura 4-6 Intensidade de Petróleo em 2002* (OECD = 100) - (EIA, 2004) x

11 Lista de Tabelas Tabela 1-1 Produção Mundial de Petróleo, Milhares de barris/ano Tabela 1-2 Repartição Acionária da IPC Tabela 1-3 Produção de Petróleo na Arábia Saudita 1939/ Tabela 1-4 O Peso do Cartel das Sete Irmãs no Mercado Internacional do Petróleo (%) Tabela 1-5 Principais aquisições e fusões na indústria petrolífera entre 1997 e Tabela 1-6 Utilizações dos principais derivados do petróleo Tabela 1-7 Consumo mundial de energia primária por combustível (2005) Tabela 1-8 Distribuição das reservas de petróleo (2005) Tabela 1-9 Distribuição da produção de petróleo (2005) Tabela 1-10 Distribuição da demanda de petróleo (2005) Tabela 2-1 Aumentos dos preços do petróleo em períodos específicos Tabela 3-1 Aumentos anômalos reportados das reservas 1980/ Tabela 3-2 Previsão do Pico do Petróleo segundo Região 2005/ Tabela 3-3 Distribuição Geográfica das Reservas Brasileiras de Petróleo Tabela 4-1 Indicadores Macroeconômicos da OECD Tabela 4-2 Indicadores Macroeconômicos dos Países em Desenvolvimento Tabela 5-1 Fontes de energia alternativas ao petróleo Tabela 5-2 Insuficiências das energias alternativas ao petróleo xi

12 INTRODUÇÃO Durante todo o século XX, foi bastante significativa a contribuição do petróleo à economia mundial. Apesar de as crises de 1973 e 1979 mostrarem ao mundo as conseqüências de uma economia sustentada energeticamente por um combustível vulnerável a fortes oscilações no preço, o petróleo ainda se mantém como o energético mais consumido do mundo. No ano de 2005, este foi responsável por 36% da demanda final de energia, o equivalente a milhões tep 1 (BP, 2006). Dentre os setores consumidores, destacam-se o transporte e o industrial, que conjuntamente demandaram 73,3% da oferta final de petróleo (IEA, 2004a). No Brasil, o petróleo foi responsável por 43% da demanda final de energia, o equivalente a 83 milhões tep (BEN, 2005). Dentre os setores consumidores, destacam-se o transporte e o industrial, que conjuntamente demandaram 64% da oferta final de petróleo (BEN, 2005). No entanto, a relevância da indústria do petróleo mundial não se limita à sua posição como principal fonte de energia. A magnitude dos diversos segmentos de sua cadeia produtiva pode ser verificada em termos econômicos, políticos e financeiros. Estima-se que entre 2001 e 2030, sejam investidos o montante de US$ 3,04 trilhões, sendo US$ 2,18 trilhões em exploração e produção (72%), US$ 395 bilhões em refino (13%) e US$ 456 milhões nos demais segmentos (15%) (IEA, 2004). Um fator determinante para performance da indústria do petróleo e da economia mundial é o preço do óleo no mercado internacional. Oscilações no preço do petróleo, causadas seja pelo poder de mercado dos grandes demandantes seja pelo poder dos 1 tep = tonelada equivalente de petróleo. 1

13 grandes produtores (sobretudo OPEP), afetam tanto a economia dos países desenvolvidos quanto dos em desenvolvimento. Aumentos nos preços do petróleo tendem a proporcionar o crescimento da dívida (déficit externo) - dos países importadores do produto, da inflação, do desemprego e, conseqüentemente, uma redução do PIB. Além disso, encarece o custo de vida de praticamente toda população mundial, já que os produtos derivados do petróleo como a gasolina e o diesel, são utilizados como insumos para funcionamento, produção e desenvolvimento de praticamente todas as atividades econômicas. Neste sentido, as relações entre as flutuações dos preços do petróleo e a economia mundial são de grande importância, tornando relevante a tentativa de definir as condições de contorno que ajudem a explicar a formação e oscilação do preço desse produto no mercado internacional, assim como sua influência na economia mundial. Independentemente das oscilações de curta duração, absolutamente normais e atribuídas aos impactos mais efêmeros, na longa história das cotações internacionais do petróleo, estamos agora assistindo, com perplexidade, a uma persistente e renitente elevação dos preços. De fato, desde 2002, última ocasião com cotações abaixo de US$ 20,00/bbl, este preço elevou-se quase que constantemente, mantendo desde final de 2005 valores acima dos US$ 60,00/bbl (limite superior da banda da OPEP: US$ 22,00 a US$ 28,00/bbl, média em US$ 25,00/bbl) e atingindo, já nos últimos meses, cotações recordes, superiores a US$ 70,00/bbl. Aparentemente, já está se delineando o novo patamar de preço bastante mais elevado do que preconizado por vários analistas, pela própria 2

14 Petrobrás (Plano Estratégico 2015) e pela própria OPEP. Uma alta tão persistente não permite mais interpretá-la como mera flutuação especulativa do mercado, ao sabor dos sempre numerosos e variados eventos localizados do noticiário internacional. Guerras, atos terroristas no Oriente Médio, alarmes e medo de terrorismo nos EUA ou na Europa, greves dos petroleiros na Nigéria ou na Noruega, problemas fiscais e de saúde financeira de empresas exportadoras russas e tantos outros acontecimentos poderão apenas ser invocados para justificar as relativamente pequenas oscilações especulativas localizadas, mas não uma tendência altista tão duradoura. A bem da verdade, por trás deste conjunto de fatos aparentemente desconexos e aleatórios emerge toda uma lógica, própria da indústria do petróleo. Por um lado, países consumidores, em sua maioria ricos e desenvolvidos, carentes de petróleo em seu subsolo ou com o consumo muito maior que a sua produção, com relativa estabilidade geo-econômica. Por outro, países produtores, em sua maioria pobres, periféricos e em desenvolvimento, com sérios problemas de instabilidade social e geo-econômica. No entanto, esta situação não é nova e persiste já há muito tempo. A questão mais grave, neste momento, é a da séria instabilidade no Oriente Médio. Não nos referimos simplesmente à questão Israel x Palestina com antigos e já crônicos problemas, na prática, quase insolúveis. Referimo-nos sim à questão do Iraque e suas conseqüências diretas e indiretas cada vez mais graves e complicadas. Referimonos também à delicada questão da Arábia Saudita, com suas reservas provadas (ressalte-se a existência também de outras categorias como as possíveis e/ou prováveis) superiores aos 260 bilhões de barris e uma estabilidade política já comprometida e, mesmo, ameaçada. 3

15 De acordo com alguns analistas (Campbell e Laherrère, 1998), criaram-se situações que, no todo, suscitam nos países consumidores uma justificada sensação de medo de desabastecimento. Este medo seria capaz, por si só, de elevar em mais de US$10,00/bbl o preço da commodity no mercado internacional (EIA, 2004). Quanto às questões estruturais de mercado, menciona-se com freqüência a pressão sobre a demanda relacionada principalmente a um discreto aumento em termos percentuais de consumo dos EUA e a um notável aumento de consumo da China. Dessa forma, pretende-se analisar em maior profundidade estas questões estruturais, principalmente aquelas relacionadas ao aumento da demanda de países em desenvolvimento, com grande população, até hoje marginalizados quanto ao consumo energético. Por outro lado, outros analistas defendem que a commodity está longe do seu fim e ainda representa um insumo energético abundante e relativamente oferecido, mesmo um século e meio depois da descoberta do Coronel Drake 2. Quanto a esta relativa garantia de suprimento, o petróleo ainda não deveria atingir patamares de preços tão elevados, não fosse o irracional, mas justificado, medo do desabastecimento dos países desenvolvidos e a prevista crescente pressão de demanda dos países em desenvolvimento, com elevada e crescente expansão demográfica dos sem-energia. 2 Edwin Drake, um ex-ferroviario que viria a ser conhecido mundialmente pela alcunha de coronel Drake, foi contratado pela Pennsylvania Rock Oil Company of New York (primeira companhia petrolífera dos Estados Unidos) para perfurar regiões onde o petróleo exudava, de modo a atingir o manancial e bombeá-lo, à maneira como se fazia com água. Utilizando-se de equipamentos apropriados à perfuração voltada para a obtenção de sal, veio, após longa saga infrutífera, a perfurar seu primeiro poço 4

16 Dentro desse contexto, o objetivo desse estudo é analisar os recentes aumentos do preço de petróleo no mercado mundial e analisar os seus impactos na economia e poltítica energética mundial. Dessa forma, esse estudo é organizado em cinco capítulos. No primeiro capítulo é analisada a formação e evolução da indústria mundial do petróleo, destacando-se sua influência na economia mundial ao longo do século XX e a estrutura de oferta e demanda atual de petróleo. No segundo capítulo, são abordadas questões relativas ao preço do petróleo. O objetivo é analisar como funciona o sistema de preços atuais e como se formam no mercado internacional. Além disso, é apresentada uma evolução recente dos preços do petróleo no mercado internacional, sendo analisado os determinantes para a manutenção dos atuais preços do petróleo. No terceiro capítulo, é apresentado o conceito de pico da produção mundial de petróleo (Pico de Hubbert), assim como a metodologia utilizada para estimar sua data de ocorrência. Apresentam-se ainda dois cenários para a produção futura de petróleo: o de um grupo de especialistas (pessimistas) seguidores da teoria de Hubbert e o adotado por órgãos governamentais norte-americanos (otimistas). No quarto capítulo, é analisado como a evolução continua dos preços do petróleo no mercado internacional desde meados de 2003 tem impactado a economia mundial, principalmente dos países importadores de petróleo. descobridor de petróleo em 1859, na localidade de Titusville, Pensilvânia. A descoberta do coronel Drake é considerada o marco representativo do início da moderna indústria do petróleo. 5

17 No quinto e ultimo capitulo, é realizada uma breve descrição das possíveis alternativas para a energia do petróleo. O objetivo é mostrar que não existe ainda uma fonte de energia capaz de substituir completamente o petróleo num momento de escassez na oferta de petróleo, o que contribui para a manutenção do preço elevado do petróleo. 6

18 1 FORMAÇÃO E EVOLUÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO O objetivo é mostrar como se deu a evolução da indústria petrolífera e o resultado desta na economia e História do século XX. Na sua evolução, destacam-se as sucessivas explorações e descobertas de bacias sedimentares ricas em petróleo e gás natural, seguidas das reestruturações na organização da indústria e suas interações com as políticas e economias nacional e mundial. As transformações da indústria no século XX bem como as suas interações com as políticas e economias dos países serão estudadas neste capítulo. Este estudo servirá de base para o melhor entendimento das análises que são feitas nos capítulos seguintes, onde se aprofunda o estudo dos impactos do preço do petróleo na economia mundial. 1.1 Histórico da indústria petrolífera O registro da participação do petróleo na vida do homem remonta a tempos bíblicos. Na antiga Babilônia, os tijolos eram assentados com asfalto e o betume era largamente utilizado pelos fenícios na calafetação de embarcações. Os egípcios o usaram na pavimentação de estradas, para embalsamar os mortos e na construção de pirâmides, enquanto os gregos e romanos dele lançaram mão para fins bélicos. No período da Idade Média, em regiões da Europa Bavária, Silícia, Vale do Pó, Alsácia, Hannover e Galícia, era utilizado para fins farmacêuticos. No novo mundo, o petróleo era conhecido pelos índios pré-colombianos, que o utilizavam para decorar e impermeabilizar seus potes de cerâmica. Os incas, os maias e outras civilizações antigas também estavam familiarizados com o petróleo (Thomas, 2001). 7

19 Apesar da longevidade e multiplicidade do uso do petróleo, não se pode falar de uma verdadeira indústria antes de meados do século XIX. Até então, a substância era utilizada meramente in natura sendo seu potencial energético praticamente desconhecido. Todavia, nos anos 1850, a realidade era outra. Vivia-se, em plenitude, a Revolução Industrial, alterando toda a dinâmica das relações de produção. À sociedade moderna não mais era dado condicionar suas atividades produtivas à disponibilidade de luz solar. O óleo de baleia e a fase liqüefeita do carvão mineral ( óleo de carvão ) forneciam uma iluminação cara e precária. O mundo demandava luz e na esteira desta carência floresceu a moderna indústria do petróleo. Para se ter uma idéia de quão pequena era a produção européia, nos anos de 1857 e 1858 foram produzidos, respectivamente, dois mil e quatro mil barris de petróleo (API, 1998; Thomas, 2001; YERGIN, 1990) Pioneiros e Inovadores da indústria: Do surgimento a internacionalização O grande marco do petróleo na a sociedade moderna veio mesmo no século XIX, mais precisamente em 1859, quando Cel. Edwin Drake perfurou o primeiro poço, dando início à exploração comercial do petróleo. Este poço foi perfurado em Tittusville, Pensilvânia (EEUU), vindo a produzir 20 barris/dia, para uma profundidade de aproximadamente 20 metros. Motivados pela descoberta de Drake, deu-se início a corrida ao ouro negro no Oil Creek Valley (Pensilvânia-EEUU). Inúmeros aventureiros de toda espécie e efêmeras empresas de petróleo disputavam os terrenos exploráveis da região; todos se avocaram a produzir o mais rápido e na maior quantidade possível, com freqüência 8

20 danificando os reservatórios ou levando à exaustão prematura dos poços. Como resultado, após apenas 5 anos deste marco, nada menos do que 543 empresas haviam iniciado atividades no novo e rendoso empreendimento (ALVEAL, 2003). A concorrência anárquica provocou enorme flutuação da produção e dos preços e nenhuma sustentação ao negócio petroleiro. O preço do barril de petróleo de US$ 20, em 1859, caiu para US$ 0,10, em 1862 (Baddour,1997) e ocasionou a substituição do óleo de carvão e outros iluminantes pelo petróleo. No seu início, o mercado de petróleo se baseava em um único derivado, o querosene para iluminação, como substituinte do óleo de baleia que até aquele momento era utilizado para tal fim, mas este animal estava sendo caçado em direção à extinção. Todos os demais derivados de petróleo que não a querosene iluminante eram jogados fora após o refino. Naquele momento, não havia padronização alguma da qualidade do produto: os querosenes produzidos variavam largamente de qualidade, e o índice de acidentes com vítimas com a queima do querosene era alto. Naquele momento, a indústria de petróleo era compatível ao nível de desenvolvimento tecnológico do mundo à época: os únicos campos explorados eram aqueles em terra e que fossem de mais fácil perfuração, via percussão a base de utensílios mecânicos rudimentares. As atividades de exploração de petróleo eram feitas a partir da localização visual de indícios do petróleo; ou seja, só eram exploradas jazidas de petróleo nas quais pequenos montantes de óleo aflorassem naturalmente à superfície do solo (oil seeps) ou no subsolo (YERGIN, 1990). No final desta fase, porém, a indústria registrou avanços tecnológicos: 9

21 a superação do gargalo do transporte até os mercados de consumo, substituindo carroças e cavalos pela ferrovia e oleodutos de madeira, uma inovação típica da atividade petrolífera; a descoberta de novos métodos de perfuração, acarretando melhor controle da pressão do gás e a diminuição dos prejuízos; a importância do refino, segmento crucial na expansão posterior da indústria, quando o reinado do querosene iluminante veio ser invadido pela introdução da iluminação elétrica, após a radical invenção da lâmpada incandescente de Thomas Alva Edison, em Contudo, a invenção decisiva desta fase infante foi a percepção das qualidades peculiares da indústria pelos seus primeiros exploradores. O primeiro foi o americano John D. Rockefeller, que resolveu racionalmente os desafios de armazenar, transportar e transformar o petróleo e vender os seus derivados. Para reduzir custos introduziu novos processos técnicos que melhoraram a produtividade e a qualidade dos derivados, especialmente do querosene, carro chefe dos produtos da indústria nas suas primeiras décadas de evolução. A preocupação pela qualidade dos produtos oferecidos ao mercado inspirou o nome à empresa que comandou: a Standard Oil Company. Contudo, o posto de honra deste americano na história do petróleo foi ter percebido e realizado a integração da indústria, inovação econômica chave para organizar a sua expansão, fundando o maior dos monopólios da economia americana na passagem do século, sendo fundamental para o desenvolvimento da economia capitalista moderna no século XX (ALVEAL, 2003). 10

22 Em 1870, a Standard Oil controlava 10% do segmento de refino. Havia diversas refinarias e companhias de E&P (Exploração e Produção) nos EUA, mais de duzentas companhias adicionando os dois segmentos da cadeia petrolífera. O monopólio da Standard Oil foi obtido através da busca de economias de escala, escopo e de integração na indústria de petróleo: a princípio a Standard Oil se tornou monopolista do refino de petróleo, via compra das demais refinarias e controle do transporte de derivados, tornando-se assim formadora de preços e de quantidades para a venda às companhias distribuidoras de derivados, e também monopsonista (única demandante) da compra de óleo bruto junto às companhias produtoras de óleo cru, em função de ser monopolista do refino (YERGIN, 1990). Rockefeller foi tão competente e bem sucedido na implementação de sua estratégia que aquelas empresas que almejavam competir com a Standard Oil não tiveram outra escolha que não seguir a mesma estratégia. Ou se integravam verticalmente ou sucumbiam ao poder da mesma. Num curto espaço de tempo, transformou radicalmente muitas pequenas empresas industriais descentralizadas em grandes conglomerados e trustes. Logo, a Standard Oil se tornou monopolista integrada verticalmente em todos os segmentos da cadeia do petróleo (E&P, transporte de cru, refino, transporte de derivados e distribuição). A partir desta total integração, obteve grandes economias de escala, escopo e de custos de transação. As economias de escala se deram em função do vultoso aumento dos volumes extraídos e processados sem que houvesse um aumento substancial do investimento em capital fixo, reduzindo-se assim o custo médio; as economias de escopo se deram em função de produzir, transportar e comercializar 11

23 vários derivados a partir da mesma logística operacional, e as economias de custos de transação se deram em função de todo a cadeia petrolífera pertencer a uma única empresa. Entre 1880/90 esse controle se estendia para ao redor de 90% do transporte ferroviário e de oleodutos, 80% da capacidade de refino e 90% da rede de distribuição e venda de produtos; estes já invadiam Europa, Ásia, África do Sul e Austrália e, em 1900, 70% das atividades do truste de empresas comandado por Rockefeller se desenvolviam fora dos Estados Unidos (YERGIN, 1990). A rápida mutação e seus desdobramentos eram motivos de apreensão da opinião pública americana. A mobilização política pressionou o governo para controlar os excessos do poder econômico e político dos grandes grupos empresariais, em especial o do emblemático império Rockefeller (O Connor, 1974; YERGIN, 1990). A legislação do Sherman Act nasceu em 1890 com esse objetivo, iniciando longa onda de reformismo progressista da Segunda Revolução Industrial americana (reforma política, justiça social, melhoria das condições de trabalho, proteção ao consumidor) e o controle e a regulamentação dos grandes negócios. Em meio à concorrência crescente das novas empresas surgidas no Oeste dos Estados Unidos e das grandes rivais européias e após luta legal de duas décadas, a Suprema Corte Federal dos Estados Unidos, determinou em 1911, a divisão do monopólio em 33 empresas, entre as quais algumas evoluíram para se tornar as maiores sociedades da IMP: a Standard Oil of New Jersey, depois Esso e Exxon; a Standard Oil 12

24 of New York, após Mobil Oil; a Standard Oil of California, após Socal, hoje Chevron 3. Essas três empresas passaram a disputar com as outras duas americanas, criadas a partir das descobertas de petróleo do Texas, Louisiana e Oklahoma (Oeste dos Estados Unidos), que também se tornaram empresas gigantes, a Texaco e a Gulf Oil (comprada pela Chevron em 1984). Estava inaugurada a nova fase da indústria do petróleo, baseada na concorrência entre companhias grandes e integradas. Mudava também o padrão energético do período, tendo a gasolina superado as vendas de querosene em 1910, contribuída pelo surgimento do automóvel. No período situado entre 1920 e 1930, Rockfeller viu sua Standard Oil liderar o grupo que ficou conhecido no mundo como as sete irmãs : Exxon, Chevron, Mobil, Texaco, Gulf, British Petroleum e Shell Internacionalização da indústria do petróleo e o surgimento de novos players Paralelamente ao crescimento da indústria de petróleo nos Estados Unidos são perfurados os primeiros poços em continente europeu. O desenvolvimento da indústria inicia-se nos mananciais de petróleo na região de Baku, na Rússia, em O concessionário monopolista, Meerzoef constrói a primeira refinaria nessa região, mas 3 Outras empresas menores nascidas desse desmembramento (minors) se tornaram também grandes após os choques do petróleo dos anos 70: a Standard Oil of Indiana (hoje Amoco), a Standard Oil of Ohio (hoje Ohio), a Continental Oil (Conoco), a Standard Oil of Virginia (Atlantic), entre outras. 13

25 faltam recursos para incrementar a produção, permitindo a entrada do mercado europeu nessa região a partir de A partir de 1880, os irmãos de origem sueca, Robert e Ludwig Nobel, devotaram seus talentos inventivos técnicos e organizacionais à invasão dos mercados europeus com o petróleo russo da região de Baku, transportando através da combinação de ferrovia, oleoduto e de pioneiros navios petroleiros. O sucesso desse empreendimento, que desafiou com vantagens a rede de distribuição européia da Standard Oil durante 15 anos (1890/1905), contou com decisivo apoio financeiro da Casa Rothschild de Paris. Em 1890 é fundada a Royal Dutch Petroleum, companhia holandesa, que inicia sua produção na região das Índias Holandesas. Em 1897 surge a empresa inglesa Shell Transport and Trading Company, que juntamente com a Royal Dutch controlavam mais da metade das exportações de petróleo da Rússia e do Oriente Médio. Nesse período, a produção na Europa encontrava-se descontrolada, o que deteriorava os preços e facilitava as vendas da Standard Oil, que compensava suas perdas com a política de subsídios cruzados, ou seja, aumentando o preço dos derivados em território americano para compensar as baixas européias. A estratégia adotada por Marcus Samuel, na liderança da británica Shell Transport, e o holandês Henri Whilhem A. Deterding, apelidado o Napoleão do petróleo, sucessor no comando da Royal Dutch Petroleum Company foi aliança dessas duas empresas em Dessa aliança nasceu a Royal Dutch Shell. No início do século XX, a rápida expansão do grupo angloholandês avançou sobre os espaços econômicos mundiais dominados pela Standard Oil 14

26 of New Jersey, a mais poderosa das filhas nascidas do desmembramento do grupo Rockefeller: no final da Primeira Guerra Mundial (1918), 75% da produção petroleira mundial, fora do mercado americano, era controlada pelo grupo europeu (ALVEAL, 2003). No entanto, em 1908, a descoberta de poços de petróleo na Pérsia (atual Irã) leva à criação da Anglo Persian Oil Company (hoje a BP), empresa que viria estabelecer uma forte concorrência no setor. Já nos EUA, crescem a Gulf, Sun e Texaco. Vale ressaltar, que neste período a empresa de Rockefeller já não possuía um poder de mercado tão grande quanto no seu início, principalmente com a dissolução da Standard Oil em O século XX começa e um novo panorama é apresentado à indústria do petróleo: novas províncias petrolíferas, novas companhias, a rápida ascensão do automóvel e a difusão da eletricidade. Atentas às novas mudanças, as companhias adaptam suas refinarias à produção de gasolina, que veio a superar a venda de querosene em 1910, e procuram aumentar sua capacidade competitiva. Em 1912, a Shell se estabelece nos Estados Unidos, adquirindo pequenas companhias em Oklahoma e campos de petróleo na Califórnia. Em 1915, a produção mundial é a seguinte: os Estados Unidos produzem 281 milhões de barris, a Rússia 68 milhões, o México 32 milhões e a Romênia 12 milhões de barris (MINADEO, 2002). O início da Primeira Guerra Mundial, em 1914, o óleo combustível e a gasolina se tornaram em energéticos fundamentais para a mobilidade das tropas dos países 15

27 envolvidos na guerra. O óleo combustível foi utilizado principalmente pela Marinha Inglesa que substitui o carvão até então utilizado por sua frota. O óleo, ao contrário do carvão, não se deteriorava, o que facilitava a armazenagem de estoques em tanques subterrâneos, e admitia o reabastecimento no mar. Oferecia, também, a vantagem de aumentar a eficiência de combate dos navios, uma vez que um número menor de homens era retirado das armas para trabalhar nas fornalhas, e a velocidade de abastecimento era bem superior. O petróleo e o motor a combustão mudaram a natureza da Primeira Guerra Mundial. (YERGIN, 1990). O aumento do consumo de derivados de petróleo durante a Primeira Guerra Mundial exige que novas regiões ou campos entrem em produção. Os governos e grandes corporações da Europa e dos Estados Unidos iniciaram a disputa para tomar posse das jazidas de petróleo do Oriente Médio, configurando a terceira fase evolutiva da indústria ( ). Esse movimento fora precedido por esforços de indivíduos notáveis 4, que mapearam, realizaram descobertas pioneiras e estabeleceram os primeiros contatos e relações com os governos locais dessa região (Blair, 1978). Dado que as empresas americanas não tinham acesso a concessões no Oriente Médio, após a guerra, o governo americano se organizou para apoiar agressivamente as companhias de petróleo dispostas a procurar reservas no exterior 5, aumentando a rivalidade europeu-americana, em particular entre as 5 grandes firmas americanas, a Anglo-Persian (atual British Petroleum) e a Royal Dutch Shell. A rivalidade empresarial inaugurou uma fase de alta competição oligopólica na IMP. A competição 4 Entre eles cabe destacar, o armeniano Calouste Gulbenkian na Turquia e o australiano William K. D Arcy na Pérsia (atual Irã). 5 O princípio invocado era o da Porta Aberta, ou seja, acesso igual para os capitais e os negócios americanos (YERGIN, 1990). 16

28 reforçou a pressão pela procura de novas fontes de suprimento na América Latina, no Médio Oriente e na Ásia, quer para explorar, quer para adquirir a produção existente. A busca por concessões em regiões promissoras aumentou a produção significativamente em países como o México, Romênia, Venezuela, Pérsia, Índia, entre outros. Tabela 1-1 Produção Mundial de Petróleo, Milhares de barris/ano (%) Total EUA ,5 Rússia ,9 Romênia ,6 Índias Holandesas ,0 Peru ,9 Índia ,7 Polônia ,6 México ,8 Venezuela ,8 Pérsia ,3 Argentina ,5 Outros ,3 Fonte: Denny, Ludwell apud Minadeo (2002) Concessões, Consortia e Cartel Internacional Foi nesta fase que a IMP caminhou para estruturar o seu desenvolvimento de modo relativamente estável, como resultado da crescente percepção, entre as grandes operadoras mundiais, da necessidade de disciplinar o desenvolvimento da indústria. O controle do suprimento de cru foi considerado estratégico para evitar a super-produção 17

29 e as guerras de preços, que provocavam ameaçadores efeitos predatórios para a IMP como um todo (Blair,1978), a exemplo da conseqüente queda dos preços internacionais do petróleo na segunda metade da década de 1920, em função de guerra de preços na Índia entre Shell e Standard Oil of New York. A possibilidade desse controle dependia de dois fatores: i) a definição de direitos de propriedade e de controle das reservas pelas empresas nos abastados países do Oriente Médio; e ii) a adoção entre as majors de uma coordenação oligopolista que impedisse formas perigosas de competição, alocando-se níveis de produção e de suprimento de demanda nas áreas geográficas da indústria. O primeiro fator foi implementado através do sistema de concessões. Já o segundo originou a formação de consortia (consórcios ou associações). O sistema de concessões foi o instrumento jurídico concebido para regular as relações entre os governos dos países com reservas de cru e as empresas internacionais. A concessão outorgava a empresa um tipo de direito absoluto sobre uma certa área territorial sob jurisdição do Estado hospedeiro para procurar, extrair e vender volumes de óleo a preços também discriminados pela concessionária, em troca de uma compensação financeira. A cobertura territorial da concessão se estendia a um pedaço ou à totalidade da área geográfica do país; a sua duração, usualmente, contemplava entre anos; e a compensação financeira (royalty do proprietário sobre o volume vendido e um imposto de renda sobre o lucro realizado) se baseava na contabilidade anual, totalmente controlada pela empresa. 18

30 Esta ampla liberdade de ação das empresas petrolíferas internacionais deteve um papel decisivo para garantir, a partir dos anos 30, extraordinário crescimento da IMP, dado que possibilitou: i) larga autonomia decisória empresarial, relegando os governos a meros receptores de renda; ii) garantia de condições de certeza para o futuro, precavendo-se contratualmente de revisões unilaterais dos termos da concessão; e iii) forte blindagem jurídica ao ingresso de novos entrantes. Os consórcios ou associações (consortia) foram concebidos como principal instrumento de regulação das relações entre as empresas, em particular na fase estratégica e crucial de crescimento da produção de cru, que se iniciara após O primeiro consórcio, fundado em 1928, Iraq Petroleum Company (IPC), sucessora da Companhia Turca de Petróleo, reuniu as maiores petrolíferas americanas e européias e sua importância foi decisiva para o desenvolvimento da IMP: i) marcou o ingresso definitivo das empresas americanas no Oriente Médio; ii) foi referência para a formação de associações empresariais em outras regiões da indústria; e iii) consagrou a propriedade e o controle conjunto da gestão, como mecanismo de prevenção da competição 6, antecipando a organização do cartel internacional. A Tabela 1-2 apresenta como foi repartido o controle da IPC. 6 A função do consórcio era basicamente gerir conjuntamente a produção de óleo e sua distribuição pro rata entre os acionistas participantes. Os lucros eram mantidos num baixo nível, em função de práticas de preços de transferência menores que os do mercado. Para controlar o suprimento potencial de óleo, os membros do IPC assinaram o Acordo da Linha Vermelha, com regras auto-preventivas da competição pelo acesso a novas áreas de concessão. 19

31 Tabela 1-2 Repartição Acionária da IPC Composição acionária da Companhia Iraquiana do Petróleo % Royal Dutch-Shell Co 23,75 Anglo Iranian Oil Co,. Ltda. (Britânica) 23,75 Compagnie Française Des Petroles 23,75 Near East Development Co. (Representante das companhias americanas)* 23,75 C. S. Gulbenkian (investidor) 5 Total 100 * Standard Oil of New Jersey e Socony-Vacuum Oil Co. (sucessora da Standard Oil of New York). Fonte: Federal Trade Commission (1952) e Al-Chalabi (1980). A implementação das anteriores inovações culminou nos acordos negociados na reunião de Achnacarry (17/09/1928), que levaram à formalização do cartel, fortalecendo as posições consolidadas até o momento pelas majors através de um acordo de divisão dos mercados mundiais. Os princípios gerais acordados em Achnacarry foram seguidos por três acordos (nos anos de 1930, 1932 e 1934) que, progressivamente, alocaram funções com objetivos muito específicos de controle para a operação internacional das empresas nos países consumidores, cobrindo os principais tópicos de funcionamento da indústria: i) fixação de quotas de produção; ii) ajustamentos para equilibrar o comércio de cru e de derivados; iii) fixação de preços e outras condições de venda; e iv) controle de condições dos novos entrantes na indústria (Penrose, 1968; Blair, 1978). O acordo de Achnacarry iniciou a fase do reinado das sete irmãs, Na década de 30, o mercado mundial de petróleo estava compartilhado pelas sete maiores companhias petroleiras internacionais (majors): Standard Oil of New Jersey (Exxon), 20

32 Standard Oil of Califórnia (Chevron), Guf Oil Co., Texaco, Standard Oil of New York (Móbil), Royal Dutch-Shell e Anglo Iranian Oil Co. (BP), que juntas formaram joint ventures para a exploração de campos petrolíferos estrangeiros. O cartel regulava a taxa de crescimento da oferta e exercia um forte controle sobre os preços 7, possibilitando às majors: i) apropriar-se das rendas geradas no Lago Maracaibo (Venezuela) e no Golfo Pérsico; ii) evitar impactos sobre os preços, resultantes da queda de custos na produção de novas regiões petrolíferas; e iii) manter elevado fluxo de caixa das operações das empresas e, assim, obter os fundos requeridos para os grandes investimentos necessários ao incremento do produto na vertical da indústria. Em 1950, excluídos os países à época denominados socialistas, as majors controlavam 65% das reservas mundiais, mais de 50% da produção de óleo bruto e detinham a propriedade de 70 % da capacidade de refino e de cerca de dois terços da frota mundial de petroleiros, além dos mais importantes oleodutos (Penrose, 1968; Federal Trade Comission, 1952). Após a Segunda Guerra Mundial, o consumo energético mundial, puxado pela reconstrução e modernização das economias européia e japonesa, cresceu a uma velocidade sem precedentes. Além disso, em 1949, o consumo dos Estados Unidos excede a oferta doméstica de petróleo. Entre 1950 e 1973, a produção de eletricidade foi multiplicada por 6, a de petróleo por 5,4 e a de gás natural por 6,3. Tais transformações apoiam-se na importação maciça de petróleo e, mais tarde de gás natural, por parte dos 7 O cartel instaurou e implementou um sistema mundial que evoluiu de um preço de referência de base única (ponto de carga) para uma de base múltipla, em função da importância de origem do óleo suprido e da distância de transporte a ser percorrida para abastecimento dos mercados demandantes (ponto de descarga). O preço de referência inicial ( ) tinha o óleo do Golfo de México como único ponto de base (Texas Gulf-Plus Pricing System); em seqüência ( ), a cotação de referência incorporou 21

33 países em industrialização e/ou reconstrução no pós-guerra (YERGIN, 1990). Tal fato se deve sobretudo ao desenvolvimento econômico destes países, que trouxe no seu bojo o desenvolvimento da indústria automobilística na Europa, Japão e EUA; assim, o petróleo passava a fazer parte do way of life não apenas americano, mas também europeu e japonês. A partir do desenvolvimento do transporte por veículos automotores, o petróleo substitui o carvão como principal fonte de energia das economias nacionais. O carvão havia servido como combustível central da Revolução Industrial, a partir da utilização da máquina a vapor e das ferrovias nos processos de industrialização do século XIX, em Reino Unido, EUA, Alemanha e, em menor escala França e Bélgica; mais tarde, o carvão serviu à difusão da eletricidade, a partir da geração de energia elétrica por usinas termoelétricas a carvão no século XX. Entretanto, após a Segunda Grande Guerra, os veículos automotores, cuja utilização já era crescente no decorrer do século XX, adicionaram-se às ferrovias como principais modos de transporte nestes diversos países, o que contribuiu para a parcial substituição das máquinas a vapor por motores de combustão interna; a dificuldade no transporte de carvão em larga escala conduziu à sua parcial substituição para uso industrial por caldeiras à queima de óleo combustível. Então, para atender a crescente demanda mundial as Sete Irmãs concentram seus esforços principalmente nas bacias geológicas do Oriente Médio, onde eram responsáveis por 99% da produção de óleo bruto em 1950 (FEDERAL TRADE COMMISSION, 1952). A Tabela 1-3 mostra que, com o término da Segunda Guerra Mundial (1945), a produção de petróleo na Arábia Saudita disparou. o Golfo Pérsico como segundo ponto de base; enfim ( ), à duplicação do ponto de base foi 22

34 Tabela 1-3 Produção de Petróleo na Arábia Saudita 1939/1950 Ano Barris/dia Ano Barris/dia Fonte: Federal Trade Commission (1952) Sob muitos aspectos, a Segunda Guerra Mundial marcara um ponto de inflexão no desenvolvimento da IMP. No pós-guerra verificou-se um declínio permanente do controle da indústria pelo cartel das 7 maiores corporações do petróleo, que se tornou evidente no final dos anos O surgimento das Estatais Petrolíferas e Renegociações de Concessões O desenvolvimento da IMP não se limitou ao campo exclusivo das grandes empresas petrolíferas internacionais. Nas três décadas seqüentes a 1920, o aprendizado sobre a importância da intervenção institucional para organizar e controlar racionalmente a expansão da indústria fazia escola no mundo. Vários países incorporaram nas suas agendas públicas o debate para se aprovisionar de petróleo ou, melhor, desenvolver a indústria de petróleo. Entre as inovações institucionais surgidas cabe registrar: agregada uma dupla cotação de distância de descarga. 23

35 As participações acionárias diretas de governos, o governo britânico sendo o pioneiro com a aquisição majoritária das ações da Anglo-Persian Company, em 1914; A criação de empresas estatais, tais como a de Yacimientos Petrolíferos Fscales- YPF na Argentina (1922), a Compagnie Française des Pétroles-CPF na França (1924), a YPB (Bolívia), em 1937, e a ENAP (Chile), em 1946 (FEDERAL TRADE COMMISSION, 1952). A regulação da indústria do petróleo em vários países, a exemplo do caso americano, sob a administração do New Deal de Franklin D. Roosevelt, para controlar a produção interna e a importação de petróleo, visando sustentar a estabilidade dos preços; As novas condições contratuais reivindicadas por países produtores na outorga de concessões. Não interessava às multinacionais a realização de investimentos de riscos em países com pouca atratividade. O lucro na atividade de petróleo no mundo estava na transformação do óleo barato do Oriente Médio em refinarias dos países ricos, e seu manuseio até as distribuidoras dos países importadores de derivados, que pagavam preços considerados elevados por esses produtos. Por conseguinte, a associação deste contexto com a necessidade dos países em assegurar a suficiência de petróleo em seus territórios formaram a base para o processo de nacionalização do setor de petróleo em diversos países no mundo. No período após a 2ª Guerra, estava já bastante claro o papel geopolítico da indústria de petróleo, e seu grande potencial para ser o carro-chefe do processo de 24

36 desenvolvimento produtivo dos países industrializados retardatários. Desde então houve uma política mais firme destes países na negociação de contratos de concessão, e se deu o surgimento das grandes estatais de petróleo. Este período foi marcado por eventos fundamentais para a configuração da indústria de petróleo atual: a nacionalização do petróleo mexicano em 1938; a renegociação dos contratos de concessão na Venezuela; o retorno do petróleo russo ao mercado europeu na década de 50; o início da internacionalização das grandes companhias independentes americanas, minors, na década de 60; a negociação de acordos mais favoráveis para os países exportadores por parte de estatais européias, notadamente a italiana Ente Nazionale Idrocarburi-ENI 8, desestabilizando as regras contratuais estabelecidas pelas grandes empresas do cartel da IMP nas concessões do Oriente Médio; a deposição do xá Reza Pahlevi; a Revolução Islâmica no Irã, resultando na a renegociação dos contratos de concessão neste país; o surgimento de novos produtores, como Nigéria e Indonésia; e a criação das maiores estatais de petróleo, como a Petróleos de Venezuela e a Petrobras (Brasil). No Irã, a partir de 1951, deu-se a mais grave crise até então vista devido à política de estatização do Primeiro Ministro Mossadegh que nacionalizou os poços da British Petroleum. A CIA atuando em conjunto com MI-6, o serviço secreto inglês, numa operação conjunta desencadeada em 1953, conseguiu reverter à situação. O nacionalista Mossadegh foi deposto e preso pelos que apoiavam o Xá Reza Pahlevi. Com o sucesso do golpe dos anglo-saxãos o Xá colaboracionista foi novamente entronado. Mesmo tendo fracassado naquela ocasião, a posição nacionalista de Mossadegh serviu de exemplo. Ela foi o ponto de partida para uma série de 8 A estatal italiana ENI, que em 1957, implementou com o Irã o acordo de 75/25 (75% dos lucros para Irã e 25% para ENI) rompendo com o valioso acordo fifty-fifty adotado pelo cartel (YERGIN, 1990). 25

37 enfrentamentos que se seguiram entre os estados-nacionais do Oriente Médio, que começavam a se fortalecer contra o poder das Sete Irmãs. Gradativamente, no transcorrer da década dos 50 e 60, as empresas foram vendo diminuir suas regalias, sendo obrigadas a aceitar o Pacto dos Cinqüenta mais Cinqüenta (fiffty-fiffty) 9, que tornava os estados-nacionais árabes e iranianos sócios iguais delas. Outra crise deu-se por motivos não ligados diretamente ao petróleo. Aconteceu em 1956, ano em que o presidente do Egito, Gamal Nasser, nacionalizou o Canal de Suez, de enorme importância estratégica para o negócio petroleiro, passagem que até então estava em mãos de uma companhia anglo-francesa formada nos tempos colonialistas. Devido à intervenção militar de tropas inglesas e francesas, apoiadas ainda por uma ofensiva israelense sobre o Sinai, ocorreu em represália um boicote do fornecimento do petróleo por parte do mundo árabe. Situação que rapidamente foi contornada pelos Estados Unidos e pela URSS que, não aceitando aquela última aventura do colonialismo europeu, exigiram que a ocupação do Suez cessasse imediatamente. Entretanto, teve importância mais decisiva a criação da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) em 1960, em resposta à decisão das majors que decidiram unilateralmente reduzir em aproximadamente 7% o preço pago pelo petróleo 9 Os Estados produtores e as companhias internacionais passaram a incorporar nos contratos de concessão a política do fifty-fifty, pela qual haveria uma distribuição igualitária dos resultados auferidos com a produção petrolífera entre as partes. O modelo do fifty-fifty foi primeiramente adotado pela Venezuela e, 26

38 bruto do Oriente Médio. Os cinco países fundadores - Arábia Saudita, Venezuela, Kuwait, Iraque e Irã eram responsáveis por mais de 80% das exportações mundiais de petróleo bruto (YERGIN, 1990). Logo, mais países se associam a organização: Catar (1961); Indonésia (1962); Líbia (1962); Emirados Árabes (1967); Argélia (1969); Nigéria (1971); Equador ( ); e Gabão ( ) (OPEC, 2005). Esses eventos traduziam um potencial dinâmico decisivo para a evolução subseqüente da IMP, na medida em que a dinâmica da indústria petrolífera caminhava, nas décadas de 50 e de 60, na direção de mercado comprador: no período 1950/1974, o petróleo tornou-se o energético dominante na estrutura energética mundial com um crescimento médio da demanda de seus derivados de 9,55 % a.a. (Furtado, 1985). A estatização das empresas petrolíferas dos países da OPEP e o primeiro choque de preços de petróleo em 1973 foram o ponto drástico de mudança de estrutura da indústria. Verificou-se um inconteste declínio do controle da indústria pelas sete irmãs (as majors), pois, a partir deste evento, a indústria de petróleo passou a apresentar uma crescente característica de desintegração, tanto no nível horizontal quanto vertical, com as sete majors não tendo mais acesso às melhores jazidas do mundo, como resultado da expulsão das majors da área da OPEP. Isso significava significava a transferência de parte do poder 10 de mercado das majors para a OPEP. alguns anos mais tarde, pela Arábia Saudita, tornando-se um divisor de águas para os países produtores de petróleo. 10 Apesar das majors terem perdido acesso às melhores jazidas do mundo, permaneciam com o controle de boa parte do refino e da comercialização de derivados. Além disso, a própria expertise técnica em E&P ainda permanecia com as majors. 27

39 Em 1975, as companhias petroleiras internacionais não mais controlavam as atividades de exploração e produção de petróleo, o que reduziu consideravelmente o seu peso no mercado mundial do petróleo, como pode ser observado na Tabela 1-4. Tabela 1-4 O Peso do Cartel das Sete Irmãs no Mercado Internacional do Petróleo (%) Cartel das sete irmãs 98,2 89,0 68,9 30,0 Outras companhias internacionais 1,8 11,0 31,1 70,0 Total Fonte: Percebois (1989) apud Baddour (1997) Os Choques Petrolíferos O primeiro choque de petróleo teve motivações de naturezas política e econômica. Em 1973, Síria e Egito fizeram um ataque surpresa a Israel durante o feriado judaico de Yom Kippur, o Dia do Perdão, tendo Israel respondido violentamente ao ataque. Em outubro de 1973, quando a guerra eclodiu entre Israel, Egito e Síria, os países exportadores do Oriente Médio, reunidos em Genebra (Suíça), elevaram unilateralmente o preço do barril do tipo Arabian Light de 2,99 dólares para 4,12 dólares. Nos dias que se seguiram ao início da Guerra do Yom Kippur, a OPEP decidiu embargar as exportações destinadas aos aliados de Israel, a saber EUA e Holanda. Dois meses mais tarde (dezembro de 1973), houve nova alta dos preços de referência, para 11,65 dólares. Esta seqüência de eventos políticos é muitas vezes apresentada como a razão por detrás do primeiro choque de petróleo. Entretanto, foi apenas um fator de incentivo para o choque da OPEP naquele momento. Na verdade os choques se deram principalmente por fatores de natureza econômica: os países grande-exportadores da OPEP haviam percebido a crescente perda de renda petrolífera, que estavam cedendo ao 28

40 Ocidente em um ambiente de baixos preços de petróleo, principalmente renda de raridade, pois este é um recurso não-renovável que se constitui na única vantagem comparativa dos países da OPEP. De fato, a desvalorização do dólar americano e a inflação mundial dos anos anteriores ao choque vinham reduzindo, em termos reais, o valor do barril de petróleo, reduzindo a renda real dos países exportadores de petróleo, que já era baixíssima na média por barril exportado, vis-a-vis o valor real do produto, quando considerada sua importância estratégica e não-renovabilidade (MARTIN, 1992). A crise serviu para chamar a atenção sobre a fragilidade da posição dos países consumidores em relação à oferta de petróleo, uma vez que suas próprias empresas de petróleo, operantes nos países da OPEP, foram obrigadas a acatar as determinações dos governos árabes em respeito ao destino de seus carregamentos de petróleo. No período após o primeiro choque do petróleo, os preços oficiais da OPEP continuaram sua tendência de alta. Os membros da OPEP perceberam que, pelo menos no curto prazo, em função da percepção dos riscos de fornecimento, os consumidores estavam dispostos a pagar preços naqueles patamares para evitar desabastecimento. Por isso, a OPEP persistiu com aumentos nos preços oficiais. Em dezembro de 1976, seu valor foi unilateralmente ajustado para US$ 12,70 / bbl, vigente a partir do início do ano seguinte, e para US$ 13,30 / bbl a partir de julho de Em dezembro de 1978, o preço foi outra vez elevado para US$ 13,54 / bbl, vigente durante a maior parte de 1979 (DOE, 2004). Essas oscilações podem ser verificadas na Figura

41 Figura 1-1 Preço do Petroleo e Produção: (Jean-Marie Martin X Congresso Brasileiro de Energia) 11 Contudo, segundo Evans (1986), a OPEP não estava em posição de evitar a deterioração dos preços do petróleo após o choque de Assim, numa situação de demanda decrescente (como de fato se evidenciou), os membros da Organização não teriam regras de regulação de suas produções que dessem estabilidade aos preços. Não obstante esse movimento incessante de revisões crescentes dos preços oficiais nominais, o preço real do petróleo (ajustado pela inflação dos países consumidores) estava, às vésperas da Revolução Iraniana, 10% abaixo dos valores observados em 1974 (Evans, 1986), os quais, por si só, entretanto, já representavam o prefácio de uma mudança no comportamento da demanda mundial. 11 $(2002)/b: Os valores do preço do petróleo tomam como referência o dólar americano do ano de Os valores correntes do preço do petróleo no período anterior ao choque situavam-se na faixa de US$1/barril, os quais corrigidos para valores de 2002 assumem o valor de US$10/barril, como representado na figura. 30

42 Com a perda da capacidade de negociação das empresas de petróleo, estas eram forçadas a transmitir a elevação de seus gastos com a tributação do petróleo ao longo da cadeia da indústria até o consumidor, portanto para proteger suas margens de lucro. Considerando que detinham elevada participação nos mercados consumidores, este repasse não foi problema. Em fevereiro de 1979, a deposição do Xá do Irã pela revolução islâmica põe fim ao Consórcio Iraniano de Petróleo, retirando temporariamente 6 milhões de barris/dia dos mercados mundiais. Neste mesmo mês, os preços oficiais da OPEP foram reajustados para US$ 14,55 / bbl. Apesar do aumento da produção da Arábia Saudita em 2 MM bpd para compensar o desaparecimento do petróleo iraniano do mercado, compras de petróleo para a formação de estoques elevaram seus preços no mercado spot 12 para US$ 40,00 / bbl. Em junho de 1979, o preço oficial foi elevado para US$ 18,00 / bbl. No ano seguinte, o preço do petróleo segue uma trajetória ascendente, atingindo em agosto de 1980, o valor de US$ 30,00/barril (TAVERNE, 1999; MINADEO, 2002). A desestabilização do mercado com a perda da produção iraniana foi limitada apenas parcialmente pela entrada em produção de capacidades ociosas na OPEP. Segundo Evans (1986), o eventual retorno do Irã ao mercado de petróleo restabeleceu o balanço entre oferta e demanda para consumo, mas em pouco contribuiu para diminuir as incertezas acerca da política petrolífera do novo regime do país, e elevados prêmios sobre o preço do petróleo continuaram a ser pagos na medida em que importadores ainda tentavam maximizar seus estoques com o objetivo de limitar sua exposição para o 31

43 caso de uma possível deterioração do cenário geopolítico que comprometesse a oferta do petróleo. Com o início das hostilidades da Guerra Irã-Iraque, em 1980, e o desaparecimento de 4 MM bpd de capacidade do mercado, os preços spot atingiram US$ 41,00 / bbl. Em dezembro, o preço oficial da OPEP foi definido em US$ 32,00 / bbl. Entretanto, a decisão de se aumentar outra vez os preços oficiais, desta vez para US$ 36,00 / bbl, marcou uma cisão temporária entre os membros da OPEP, com a Arábia Saudita decidindo permanecer a vender seu petróleo a US$ 32,00 / bbl, cautelosa acerca dos efeitos deste preço sobre a economia mundial e o consumo de petróleo (Al-Chalabi, 2003). Sob pressões internas e externas, o país se realinhou com os demais, os quais concordaram com um preço oficial de US$ 34,00 / bbl em outubro de Os choques de petróleo foram responsáveis pela maior mudança de padrão estratégico observada na história da indústria de petróleo: dos choques resultou o início da competição das grandes majors internacionais pelas reservas de petróleo no planeta, com estas objetivando fincar posições estratégicas em todas as áreas de jazidas representativas. Os choques acabaram por forçar uma descentralização da produção (aumento da participação de países não-membros da OPEP), em razão de uma nova visão dos países grandes importadores de petróleo sobre a importância deste, que colocava em um patamar muito mais alto de relevância a substituição de petróleo importado por petróleo nacional. Além disso, os choques desencadearam uma mudança na estrutura de consumo energético mundial: uma busca constante de substituição dos 12 Mercado spot é a cotação de curto prazo e flutuante, em contraste com as cotações acordadas em 32

44 derivados de petróleo por outras fontes de energia, sobretudo eletricidade, gás natural e fontes renováveis, incluindo-se aí programa do Banco Mundial de fomento a investimentos nestas indústrias (durante a gestão de Robert McNamara a frente desta instituição), e um aumento da carga tributária das atividades relacionadas à cadeia petrolífera. A ação destes fatores reduziu a competitividade dos derivados de petróleo vis-à-vis a outras fontes energéticas. Pode-se argumentar que os dois choques foram bastante dramáticos pela drástica virada da economia mundial a partir do início da década de 80: dos aumentos do preço do barril do cru decorreram enormes déficits na balança corrente dos países mais dependentes de petróleo, sendo este um dos principais fatores responsáveis pelo choque de juros do Banco Central americano, no enxugamento da liquidez internacional de capital nos anos 80, na crise da dívida na América Latina, no caótico ambiente estagflacionário da década perdida e no fortalecimento do paradigma teórico liberal sobre o papel da intervenção econômica do Estado O período do Pós-Choque A década de 80 foi caracterizada pelo declínio da força da OPEP como formadora de preços. De 1979 a 1982, a OPEP teve 12 MM bpd de sua produção desalojada do mercado (BP, 2004), oriunda de múltiplos fatores, tais como: diminuição do consumo com a desaceleração econômica, políticas de eficiência energética e fontes alternativas, competição da produção não-opep e diminuição dos estoques das petrolíferas (Evans,1986). contratos de fornecimento de médio e longo prazos. 33

45 A demanda pelo petróleo da OPEP continuou declinante depois de 1982, na medida em que a produção não-opep aumentava num mercado de demanda estática. O alto preço do petróleo torna possível a abertura de novas fronteiras de exploração, em especial no mar e em regiões de custos de produção mais elevados, como, por exemplo, os campos do Mar do Norte, do Alasca e de outras áreas nos países em desenvolvimento, como o Brasil (BNDES, 1998). O crescente direcionamento às atividades E&P offshore (em lâmina d água) pelas major companies foi certamente o mais importante resultado dos choques de petróleo. Os choques marcaram assim a mais drástica reorientação de pesquisa e desenvolvimento já ocorrida nesta indústria. Segundo Evans (1986), medidas de conservação de energia desempenharam um papel mais importante do que a redução do consumo induzido por recessão na dinâmica da demanda global por petróleo. O efeito combinado da queda na demanda e da entrada de novos competidores foi considerável, especialmente porque ocorreu em um período relativamente curto de tempo. Com isso, a produção oficial da OPEP atingiu o mínimo histórico de 16 MM bpd em Segundo Clô (2000), 60% desta queda pode ser atribuída à queda na demanda por petróleo (incluindo a variação de estoques), e 40% ao aumento da produção não-opep. A OPEP tornava-se oficialmente o produtor residual do mercado. O sistema implicava que, no contexto de aumento da oferta fora da Organização e de declínio da demanda mundial por petróleo, a participação de mercado da OPEP iria inevitavelmente 34

46 reduzir-se. Com a Arábia Saudita arcando com a maior parte desta responsabilidade, criou-se uma situação em que 12 membros (então eram 13 no total) produziam ao limite de suas cotas e a Arábia Saudita respondia pelos ajustes da produção da Organização à demanda global, diminuindo sua participação no mercado mais que proporcionalmente à redução da OPEP. Com a natureza residual da produção da OPEP preenchendo o espaço entre a demanda declinante por petróleo e a oferta crescente não-opep, a manutenção dos preços oficiais em patamares elevados causava dois efeitos: incentivava a entrada de novas empresas com custos mais altos de produção e permitia que as mesmas (na condição de tomadoras de preços) colocassem todo o volume de petróleo que conseguissem produzir no mercado. Isto sem que tivessem que incorrer nos custos de pertencerem a uma organização que operava, então, por meio de restrições à produção. Em 1985, o volume de produção da OPEP era um indicativo de que a Organização estava pagando caro pela manutenção dos preços acima do patamar competitivo. Em menos de cinco anos, a produção total da Organização caíra de 31 MM bpd para cerca de metade deste volume, uma conjuntura de difícil sustentação (Chalabi, 2003). Conseqüentemente, a situação fugiu ao controle da OPEP quando a Arábia Saudita decidiu abandonar a venda de petróleo a preços fixos, de acordo com o sistema de cotas de 1983, e adotou em seu lugar a precificação orientada pelo mercado, ou de valor netback, o qual obtinha o valor do petróleo pela diferença entre os preços dos derivados nos principais mercados consumidores e os custos de refino, transporte e contratuais. Como resultado, a produção do país começou a subir vertiginosamente, e, 35

47 no início de 1986, no mercado de petróleo imperava a competição por participação de mercado. A estratégia da Arábia Saudita gerou um colapso dos preços do petróleo, classificado na literatura como o Contra-Choque de O preço do petróleo sofreu vertiginosa queda de vinte Dólares em apenas dois meses, com o Arab Light sendo vendido por menos de US$ 8 / bbl em julho (e algumas cargas atingindo o mínimo de US$ 6 / bbl). A situação acarretou num amontoamento de pressão sobre a Arábia Saudita para que o país abandonasse sua recusa ao sistema de cotas. Um amplo grupo de pressão era formado por países da OPEP e também pelos EUA, onde produtores de alto custo foram forçados a parar a produção de seus campos. Investimentos em zonas de elevado custo de desenvolvimento fora dos EUA, como o Mar do Norte, também foram seriamente ameaçados pela queda nos preços, mas a maior parte da produção não-opep não foi afetada, fazendo com que as receitas de exportação de petróleo da OPEP não pudessem compensar a queda nos preços com um aumento dos volumes (DOE, 2004). Este movimento fez com que a Arábia Saudita acabasse cedendo e concordasse com a readoção do sistema de cotas, porém vendendo seu petróleo ao preço oficial de US$ 18 / bbl. A década de 80, além de ser marcada pela realocação geográfica dos investimentos em novas áreas de produção petrolífera, foi também um período de aquisições das companhias internacionais. Após a nacionalização dos países do Oriente Médio, as majors não possuíam mais reservas de petróleo a preços baixos para garantirem o abastecimento de suas refinarias e de seus mercados consumidores, tendo, portanto, que se reestruturarem. Assim sendo, a indústria do petróleo passa por um 36

48 período de megafusões, aquisições e parceria. As grandes empresas que preservam sua proeminência passam a mantê-la através do volume de suas vendas e da sua capacidade de refino (MARTIN, 1990). Este aumento do nível de concentração industrial foi resultante da diminuição do valor acionário de grande parte das companhias de petróleo (CONN e WHITE, 2004). Passou assim a haver um grande excedente nas quantidades vendidas no downstream, com relação àquelas vendidas a nível E&P. Entretanto, o inverso deste fato é o que se dá no caso das estatais dos países grandes produtores. A indústria de petróleo pode deste ponto de vista ser dividida em dois grupos: de um lado as companhias dos principais países da OPEP na oferta de óleo cru; no outro, as majors privadas que têm maior controle sobre o mercado final de derivados, apesar de seus market shares individuais serem menores após os choques. Ambos os lados estão relativamente distantes da situação de equilíbrio entre produção de óleo/venda de derivados. 37

49 Tabela 1-5 Principais aquisições e fusões na indústria petrolífera entre 1997 e BP BP Amoco BP Amoco Amoco Arco Arco Arco Castrol Castrol Castrol BP BP BP BP BP BP Veba Veba Veba Veba Veba TNK TNK TNK TNK TNK TNK Móbil Exxon Móbil Exxon Exxon Mobil Exxon Mobil Exxon Móbil Exxon Mobil Exxon Mobil Exxon Mobil Exxon Móbil PQS PQS PQS PQS PQS Shell Shell Shell Shell Shell Enterprise Enterprise Enterprise Enterprise Enterprise Shell Shell Shell Shell DEA DEA DEA DEA DEA Tosco Tosco Tosco Tosco Phillips Phillips Phillips Phillips Phillips Tosco Conoco Conoco Conoco Conoco Conoco Conoco Phillips Conoco Phillips Conoco Phillips Conoco Phillips Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Lukoil Total Fina Total Fina TotalFina TotalFina Elf TotalFina Elf TotalFina Elf Total Total Total Elf Elf Elf Chevron Chevron Chevron Chevron Texaco Texaco Texaco Texaco Chevron Texaco Chevron Texaco Chevron Texaco Chevron Texaco Chevron Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Unocal Eni Eni Eni Eni Lasmo Lasmo Lasmo Lasmo Fonte: PETROBRAS (2005). Eni Eni Eni Eni Eni 38

50 A formação do preço passou a ser regida pela determinação em bolsas de mercadorias. A relativa substituição das relações contratuais de longo termo por contratos de prazos menores, a reestruturação das grandes companhias e um aumento no número de agentes na indústria passaram a causar absoluta imprevisibilidade e volatilidade nos preços, resultado de um ambiente altamente incerto. O nível de informação disponível no mercado se elevou, assim como sua transparência e eficiência. A combinação de globalização física e econômica dos mercados ajudou a acentuar a instabilidade de preços, sobretudo em períodos de exceção, como guerras. Qualquer evento extraordinário e de razoável relevância que ocorra em uma refinaria no Texas ou em uma plataforma no Mar do Norte tende a impactar, em tempo real, toda a estrutura de preços mundial. Durante a década de 90, o preço do petróleo manteve uma trajetória de estabilidade mantendo-se, com algumas exceções, na faixa de US$ /bbl, com exceção do período referente ao conflito no Golfo Pérsico, em 1990, quando foram retirados do mercado 4 milhões barris/dia produzidos pelo Kuwait e Iraque e o preço do petróleo (Árabe Leve) em US$ 40 / bbl (BP, 2006). Porém, com a suspensão das cotas de produção dos países da OPEP para compensar a saída do Iraque no mercado e com o fim das hostilidades em 1991, os preços do petróleo declinaram novamente. No ambiente empresarial petrolífero da década de 90, as alianças estratégicas evoluíram para cobrir todos os ramos da cadeia. O segmento que alavancou mais perspectivas nesse sentido foi o de E&P, na medida em que o incremento das reservas provadas, sobretudo para exploração offshore, também trouxe incremento nas reservas de gás natural. Esta foi a década de ápice da onda de fusões e aquisições, tendo dado 39

51 origem às super-majors conforme são conhecidas hoje: conforme já mencionado, British Petroleum Amoco, Chevron Texaco, Total Fina Elf e Exxon Mobil surgiram neste período pela união de majors anteriores. A razão preponderante desta união é o fato de as empresas buscarem aumentar suas escalas e horizontes de produção no futuro mais imediato, sem incorrer em custos de aumentados esforços exploratórios. Este contínuo aumento da produção de petróleo em razão do maior número de regiões produtoras contribuiu decisivamente para a já citada comoditização do petróleo. Os enormes esforços exploratórios no período pós-choque elevaram as reservas provadas mundiais em 58,76% no período , chegando a uma relação reservas/produção de 40,6 anos em 2002 (BP, 2006). Cabe destacar o contínuo aumento da participação do óleo offshore no total, e uma melhor distribuição geográfica do esforço exploratório, reduzindo o direcionamento deste esforço para os países da OPEP. Tal mudança de padrão da atividade de E&P foi bem-sucedida em maior parte pela política energética dos países maiores demandantes de petróleo e pelas estratégias das empresas petrolíferas. Entretanto, cabe ressaltar que, em números absolutos, a área da OPEP continua de longe superior no que tange à abundância de reservas provadas e à competitividade via eficiência de custos, auferindo os maiores montantes da renda diferencial petrolífera mundial (BOUSSENA, 1994). 40

52 1.2 As Condições de Base da Indústria Petrolífera Atual Atualmente o setor de petróleo movimenta trilhões de dólares anualmente, ao redor do mundo, sendo o petróleo a principal fonte de energia. O petróleo é responsável por 36% do uso final de energia primária no mundo. Além disso, o petróleo é importante fonte de matéria-prima para a indústria de maneira geral (BP, 2006). A estrutura do setor se inicia nas jazidas indo até os consumidores. Desta forma, na ponta inicial da cadeia a da matéria-prima -, encontram-se o petróleo e o gás natural (produzidos em conjunto durante a extração do petróleo). Na ponta final da cadeia estão os consumidores, que recebem os produtos derivados do petróleo (gasolina, óleo diesel, óleo combustível, plásticos, e outros derivados). Esta cadeia está dividida em dois tipos de atividades: upstream (exploração e produção) e downstream (refino, transporte, distribuição e comercialização). A Figura 1-2 mostra de forma esquemática os negócios relacionados ao petróleo. Uma característica deste setor é a integração das empresas 13, atuantes em vários pontos da cadeia. 13 È importante mencionar que há algumas empresas importantes, como a Valero, que atuam em um único ramo da cadeia. 41

53 Figura 1-2 Cadeia Produtiva do Petróleo (Elaboração própria) ATIVIDADES UPSTREAM o Exploração 14 Atividade de prospecção de áreas em busca de jazidas de hidrocarbonetos. o Produção Atividade de extração e separação 15 do óleo bruto existente na jazida. 14 Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige a maior parte de investimentos no processo prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de diversas camadas do subsolo, visando identificar aqueles parâmetros anteriormente citados que indicam a condição de acumulação de petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se detalha com certeza absoluta, mas com parâmetros bastante confiáveis quanto a existência, que posteriormente terá a relação custo/beneficio avaliada para exploração. 42

54 ATIVIDADES DOWSTREAM o Transporte O óleo bruto extraído deve ser transportado para as unidades de refino. Este transporte é feito por oleodutos, até as refinarias ou terminais marítimos, onde é embarcado em petroleiros. o Refino No estado bruto, o petróleo não tem aplicação comercial, sendo necessário beneficiá-lo para obtenção de produtos utilizáveis. Portanto, refino é a separação do mineral bruto em frações desejadas, para posterior processamento e transformação em produtos de maior valor agregado. o Transporte (derivados) os derivados de petróleo produzidos nas refinarias são enviados para bases de distribuição. São utilizados diversos modais de transporte nesta etapa, como oleodutos, ferrovia, rodovia e navegação (tanto de longo curso, quanto hidrovias e cabotagem). Alguns derivados podem ser enviados diretamente aos locais de consumo comum nos insumos petroquímicos enviados às centrais petroquímicas. o Distribuição Nessa etapa os derivados são entregues até os consumidores ou local de abastecimento, como postos de combustíveis. Os derivados são transportados dos centros produtores (refinaria ou petroquímica) para bases de armazenamento (distribuidoras), podendo estas últimas ser primárias atendidas diretamente pelo produtor, sem intermediários ou secundárias, assim consideradas as mais distantes do produtor, havendo a necessidade de intermediários e outras conexões até o destino final. o Comercialização Das bases de distribuição, os derivados seguem para grandes consumidores, atacadistas e, principalmente, postos revendedores, que podem 15 Durante a fase produtiva de um campo de petróleo, além da prospecção de óleo, ocorre a prospecção de água, gás e sedimentos contidos no reservatório. Tendo em vista que o interesse é relativo apenas à produção de óleo e gás, e que a presença de outras substâncias pode influir negativamente em diversos 43

55 estar ligados a alguma bandeira ou ter bandeira branca, podendo ser abastecidos por qualquer distribuidora. Até o final de 2004, dos postos cadastrados na ANP 16% possuíam bandeira da BR, 12% da Ipiranga, 7% da Texaco, 6% da Shell, 6% da Esso, 14% de outras distribuidoras e 36% eram bandeira branca (ANP, 2005). Conforme visto anteriormente, o petróleo dá origem a dezena de derivados com uso diversificado. Esses usos podem ser energéticos combustível para transporte, indústria e residências e não energéticos asfalto, lubrificantes, plásticos e solventes. Uma utilização utilizada entre os derivados é feita pela cor: claros (gasolina e querosene), que são mais leves e normalmente de maior valor que os escuros (óleo combustível). aspectos, tais como transporte e segurança operacional, faz-se necessário um processamento primário in loco, isto é na própria unidade de produção, seja ela terrestre ou marítima. 44

56 As principais utilizações dos derivados de petróleo são demonstradas na Tabela 1-6: Tabela 1-6 Utilizações dos principais derivados do petróleo Tipo Derivado Principal Uso Combustíveis Insumos Petroquímicos Outros Fonte: CARDOSO (2005). Gasolina Óleo diesel Óleo combustível Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) Querosene de Aviação Querosene Iluminante Nafta Propeno (de refinaria) Óleos Lubrificantes Parafina Asfalto Combustível automotivo Industrial, naval, geração de eletricidade Cocção Combustível aeronáutico Iluminação Matéria prima da indústria petroquímica Matéria prima do polipropileno (para fabricação de plásticos) e acrilatos (usado em tintas) Lubrificação de maquinas e motores Velas, indústria alimentícia Pavimentação A Estrutura de Oferta de Petróleo Com uma produção mundial, em 2005, de aproximadamente de de milhões de tep, o petróleo continua sendo a principal fonte de energia, representando, atualmente 36,4% do consumo total de energia primária do mundo conforme observado na tabela. Estes dados confirmam a importância do petróleo no balanço energético mundial. 45

57 Tabela 1-7 Consumo mundial de energia primária por combustível (2005) Fonte de Energia Consumo* % Petróleo 3.836, % Gás Natural 2.474, % Carvão 2.929, % Energia Nuclear 627,2 5.95% Hidroeletricidade 668,7 6.35% Total 10537,1 100% * Bilhões de toneladas de petróleo equivalente Fonte: BP (2006) A questão das Reservas Mundiais de Petróleo Quando se analisa a estrutura de oferta de petróleo, é importante que se tenha uma avaliação mais clara das quantidades de petróleo disponíveis para produção, bem como daquelas que são esperadas para produção através do desenvolvimento dos campos, avanços tecnológicos, novas descobertas, extensões, etc. Nesse sentido, é muito importante o entendimento dos conceitos de classificação de reservas, como ferramenta de conhecimento dos recursos já descobertos e daqueles que se espera descobrir. A indústria do petróleo utiliza o diagrama de McKelvey 16 (Figura 1-3) para a análise das restrições de ordem econômica e tecnológica na definição das reservas e dos 16 A distinção entre reservas e recursos propostas por McKelvey, em seu diagrama, colocava recursos como toda a quantidade de petróleo conhecida, somada a todo volume que já foi produzido e o que ainda resta a ser descoberto. Reserva seria um sub-grupo dentro de Recursos e seriam aqueles descobertos, recuperáveis, comerciais sob as condições econômicas determinadas e restantes nas acumulações. 46

58 recursos petrolíferos 17. Porém, não existe uniformidade de critérios sobre definição, classificação e métodos de estimativas de reservas petrolíferas, é comum as empresas de petróleo estabelecerem critérios e normas próprias de modo a garantir uniformidade nas suas estimativas e na adequação ao planejamento e gerenciamento da empresa. Devido a inúmeras limitações (definição de volumes, estudos de viabilidade técnico-econômica, comparação entre reservas de empresas e países) se tornou necessário à elaboração de um sistema único de classificação destes recursos. Atualmente as empresas tendem a se basear nos critérios do código internacional da SPE (Society of Petroleum Engineers) e do WPC (World Petroleum Congresses), de modo que as suas reservas possam ser reconhecidas por instituições internacionais e comparadas com as de outras empresas e países (THOMAS, 2001). 17 Reserva é o volume de petróleo, de reservatórios conhecidos, conforme análise dos dados de geologia e engenharia, sob condições econômicas, regulamentares e com métodos de operação vigentes na época da avaliação. Por recursos entende todos os demais volumes que não se enquadram como reservas. (Thomas, 2001). 47

59 Figura 1-3 Diagrama de McKelvey (Ross, 1998). Em 1997 a SPE/WPC aprovaram um conjunto de definição e classificação para as reservas de petróleo. Em 2000 a SPE/WPC juntamente com AAPG (American Association of Petroleum Geologists) publicou um outro documento de forma a complementar o sistema de classificação e definição das acumulações de petróleo. Neste artigo foi proposto também um novo sistema de classificação visando a otimização e uma melhor gestão de carteiras de projetos (SPE, 2001). A metodologia SPE/WPC para reservas é baseada no grau de certeza, isto é, uma abordagem probabilística associado ao volume de óleo: 48

60 Reservas Provadas 18, Reservas P90 ou Reservas P (provadas): são as reservas que existem com 90% de probabilidade de ocorrência (técnica e comercialmente recuperáveis); Reservas Prováveis, Reservas P50 ou Reservas 2P (provadas + prováveis): são as reservas que existem com 50% de probabilidade de ocorrência (técnica e comercialmente recuperáveis); Reservas Possíveis, Reservas P10 ou Reservas 3P (provadas + prováveis + possíveis): são as reservas que existem com 10% de probabilidade de ocorrência (técnica e comercialmente recuperáveis). A quantidade e a classificação de reservas estão sujeitas a contínuas revisões. Aumentos dos preços de produção e processamento aumentam as reservas, transformando recursos em reservas, assim como, dentro das próprias definições 1P, 2P e 3P pode haver reclassificações (mudança de 2P para 1P, por exemplo). Por exemplo, a elasticidade dos gastos mundiais em E&P em relação ao preço do petróleo (entre 1998 e 2004) foi, média, de 0,5 (EIA, 2004c). Adicionalmente, avanços tecnológicos 19 e de 18 Nos EUA a SEC (Securities and Exchange Commission) órgão regulador do mercado financeiro norte-americano propõe para as companhias do setor petrolífero classificar como reservas provadas somente aquelas com alto grau de probabilidade de ocorrência e que possam ser produzidas com a tecnologia vigente à preços competitivos. Devido a esta metodologia da SEC as reservas estimadas pelas agências internacionais se aproximam bastante das reservas P90. Este fato, porém, tende a subestimar as reservas norte-americanas e mesmo as reservas mundiais de petróleo, haja vista que matematicamente, a soma de reservas P90 de uma determinada região, tem como resultado um valor menor que o real. Segundo os autores Campbell e Laherrère o mais indicado é o uso das reservas P50 na totalização das reservas, pois além de oferecerem um número que abrange as reservas provadas e prováveis, as reservas P50 ao se somarem tendem a minimizar os erros. Como as reservas P90 tendem a ser subestimadas, ao longo da produção elas também comportam um número maior de incrementos. Isto explica o aumento nas reservas norte-americanas e mundiais mesmo sem haver ocorrido novas descobertas significativas. Para o estabelecimento das condições econômicas a serem utilizadas na estimativa das reservas pode-se considerar o histórico de preços de petróleo e custos associados, bem como as obrigações contratuais, procedimentos corporativos e regulamentações governamentais. 19 No caso de E&P, especificamente, pode-se citar os seguintes avanços: desenvolvimento de Sísmicas 3- D e 4-D; desenvolvimento da perfuração direcional; desenvolvimento de plataformas flutuantes, especialmente os navios-sonda FPSO; desenvolvimento da árvore de natal molhada: controle do poço no fundo do mar; posicionamento dinâmico dos navios, plataformas e sistemas de ancoragem e minimização 49

61 conhecimento (por exemplo, novos modelos de interpretação geológica) são importantes no E&P de petróleo, especialmente ao aumentar o conhecimento das reservas e reduzir custos de produção (SZLO, MACHADO, SCHAEFFER, 2006). As reservas petrolíferas mundiais encontram-se em bacias sedimentares concentradas em algumas regiões. Dentre essas regiões algumas são privilegiadas por armazenarem maiores reservas em volume e, principalmente, em melhores condições geológicas e geofísicas de exploração e produção. É o caso do Oriente Médio que concentra, atualmente, 61,9% das reservas provadas totais de petróleo. Desse total, a Arábia Saudita concentra 22% das reservas mundiais de petróleo. O padrão de divisão das reservas (apresentado na Tabela 1-8) é o mesmo desde a descoberta dos primeiros campos gigantescos de petróleo no Oriente Médio, na década de 20 do século passado. dos efeitos de flutuação da plataforma; desenvolvimento de cabos flexíveis (risers) para conexão com as árvores de natal (linhas que recebem petróleo, levam fluidos para o poço e permitem seu controle à distância); métodos de recuperação avançada (EOR); sistema de separação submarina (downrole produced water separation); core system (CFS) (SZLO, MACHADO, SCHAEFFER, 2006). 50

62 Tabela 1-8 Distribuição das reservas de petróleo (2005) País Reservas de Petróleo (Bilhões de barris) % Estados Unidos 29,3 2,4% Canadá 16,5 1,4% México 13,7 1,1% Total América do Norte 59,5 5,0% Venezuela 79,7 6,6% Brasil 11,8 1,6% Outros 12,0 1,0% Total América do Sul e Central 103,5 8,6% Rússia 74,4 6,2% Kazaquistão 39,6 3,3% Outros 26,5 2,2% Total Europa e Eurásia 140,5 11,7% Arábia Saudita 264,2 22,0% Iran 137,5 11,5% Iraque 115,0 9,6% Kuwait 101,5 8,5% Emirados Árabes 97,8 8,1% Outros 26,7 2,22% Total Oriente Médio 742,7 61,9% Líbia 39,1 3,3% Nigéria 35,9 3,0% Argélia 12,2 1,0% Outros 27,1 2,2% Total África 114,3 9,5% China 16,0 1,3% Índia 5,9 0,5% Outros 18,3 1,5% Total Ásia/Pacifico 40,2 3,4% Total 1200,7 100,0% Fonte:BP (2006) Analisando os números oficiais das reservas mundiais de petróleo é possível verificar que os mesmos variam de forma considerável de uma associação internacional para outra. A razão para esta variabilidade abrange uma série de questões de natureza técnica, econômica e política. Em LAHERRÈRE (2001a) as informações sobre as reservas mundiais de petróleo são divididas em dois grupos: reservas políticas (oficiais) 51

63 e reservas técnicas (determinadas a partir de projeções estatísticas). Enquanto as chamadas reservas políticas oriundas do American Petroleum Institute (API), BP Review, World Oil (WO), Oil and Gas Journal (OGJ), OPEP e outras organizações do setor estão em crescimento, as reservas técnicas se apresentam em declínio acentuado. Segundo LAHERRÈRE (2001b) os números apresentados paras as reservas oficiais não são os mais próximos da realidade, pois necessitam de critérios técnicos mais precisos e realistas. Reservas mundiais de petróleo: Políticas (API, BP, World Oil, Oil & Gas Journal, OPEC) & Técnicas Reservas Gb Figura 1-4 Reserva Técnica x Reserva Política (LAHERRÈRE, 2001b). A concentração das reservas é uma questão central na discussão da dimensão geopolítica da indústria petrolífera mundial. Os países do Oriente Médio foram beneficiados, tendo em vista que eles são possuidores das maiores e melhores reservas petrolíferas. Por melhores reservas entende-se que são aquelas detentoras de condições geofísicas e geológicas que facilitam sua exploração e uma localização de fácil acesso, 52

64 possuindo, assim, um menor custo para serem exploradas e desenvolvidas, ou seja, para entrarem em produção. Este fato pode ser verificado através da diferença de custos existente entre os vários tipos de reservas petrolíferas. O custo técnico de produção de 5 a 6 dólares por barril não passa de uma média em uma extensa região que vai de custos inferiores a 1 dólar na maioria dos países do Oriente Médio, até 8-10 dólares na zonas difíceis do Mar do Norte. Muitos fatores explicam essas diferenças: as características geológicas de cada região petrolífera (alguns falam do Oriente Médio como um monstro geológico, para acentuar o caráter excepcional de suas jazidas); as condições de acesso aos locais de perfuração (em terra ou no mar, principalmente); a antiguidade da exploração e a recorrência ou não de técnicas de recuperação assistida 20 (MARTIN, 1992). Além disso, o petróleo extraído no Oriente Médio é de qualidade superior (mais leve) do que o petróleo extraído em muitas outras áreas, o que agrega valor ao seu preço 21. A Produção Mundial de Petróleo Em relação à produção de petróleo, o Oriente Médio é responsável pela maior parte da produção, porém não na mesma proporção de suas reservas petrolíferas. O Oriente Médio representou, em 2005, 25% da produção total de petróleo (BP, 2006). 20 Métodos desenvolvidos para serem utilizados após a injeção de água e gás nos poços, a fim de recuperar um maior volume de petróleo. 21 Existem hoje cerca de 200 tipos de crus divididos em função do seu grau 0 API, que mede a densidade específica do petróleo. Os óleos mais leves fornecem mais derivados leves (como a gasolina, o óleo diesel e o gás liquefeito de petróleo GLP) nas unidades de separação do refino. De acordo com o grau 0 API, os petróleos dividem-se em: Leves ( 0 API>30); Médios (22< 0 API<30); Pesados (10< 0 API<22); Ultrapesados ( 0 API<10). 53

65 Região Tabela 1-9 Distribuição da produção de petróleo (2005) Milhões de barris/dia América do Norte 13,6 16,8% América do Sul e America Central 7,0 8,6% Euroasia (inclui a Ex-URSS) 17,5 21,6% Oriente Médio 25,1 31,0% África 9,8 12,1% Asia e Pacífico 8,0 9,9% Total % Fonte: BP (2006) % Atualmente, a diferença entre os maiores produtores e os menores não é tão grande quanto há algumas décadas. Isto se deve às estratégias adotadas por diversos países consumidores e pelas companhias privadas, principalmente após os choque petrolíferos, na busca de reduzirem sua dependência em relação ao petróleo do Oriente Médio. É importante destacar a diferença entre a quantidade de reservas disponíveis econômica e tecnicamente no Oriente Médio e o volume total de sua produção, estes aspectos demonstram o tamanho do potencial de produção disponível dessa região. Esta capacidade de aumentar sua produção é um trunfo utilizado pelos países do Oriente Médio, desde a criação da OPEP, para tentarem controlar o preço do petróleo no mercado internacional. Adicionalmente, esta região esta localizada geograficamente entre os mercados consumidores do Ocidente e do Oriente, o que amplia as oportunidades para os países produtores desta região aumentarem sua participação do mercado. 54

66 1.2.2 A Estrutura de Demanda por Petróleo A repartição geográfica do consumo do petróleo é bem distinta da repartição da sua produção, evidenciando a dependência de alguns países consumidores em relação ao petróleo de outros países. Como pode ser percebido ao analisar a Tabela 1-10, a região que se destaca por ser a maior consumidora de petróleo do mundo é a América do Norte, reponsável por 29,5% do consumo mundial em Nessa região destacam-se os EUA, com 24,6% do consumo mundial de petróleo (BP, 2006). Região Tabela 1-10 Distribuição da demanda de petróleo (2005) Milhões de barris/dia América do Norte ,5 América do Sul e America Central ,8 Euroasia (inclui a Ex-URSS) ,1 Oriente Médio ,1 África ,4 Ásia e Pacífico ,1 Total Fonte: BP (2006) % Conforme visto anteriormente, a América do Norte produziu em 2005, 16,8% do total e consumiu 29,5%; a Ásia e Pacífico produziu em 2005, 9,8% do total e consumiu 29,1%; como o volume de petróleo mundialmente produzido (81,1 milhões de barris/dia) foi próximo ao volume consumido (82,5 milhões de barris/dia), estas informações nos indicam que essas regiões são grande importadoras de petróleo, 22 Valor equivalente a milhões de toneladas de petróleo. 55

67 enquanto que o Oriente Médio, que produziu 31% e consumiu 7,1% do total, em 2005, é um grande exportador (BP, 2006). Esta disparidade entre as regiões que mais produzem e as que mais consomem é uma constante presente na indústria petrolífera mundial desde quando o EUA deixaram de ser um país exportador líquido e passaram a um país importador líquido, depois da 2 a Guerra Mundial. Na década recente, o crescimento da demanda por derivados de petróleo tem se comportado de maneira diferente nas várias regiões do mundo. O crescimento da demanda por destilados médios vem sendo impulsionado pela acentuada expansão da aviação e do transporte rodoviário e pelo crescimento do uso de óleo diesel em veículos comerciais, particularmente nos países em desenvolvimento da Ásia. Nos mercados maduros, tais como América do Norte e Europa, cuja estrutura produtiva já não é tão intensiva em energia, o crescimento da demanda por cru (petróleo) vem se estagnando nas últimas décadas, ainda que a demanda por diesel tenha crescido a taxas elevadas, em detrimento da gasolina. A Figura 1-5 mostra claramente o aumento do consumo de petróleo pelos países asiáticos a partir no final do século passado e a estagnação do consumo de petróleo pelos países da Euroasia. 56

68 Mil Barris dia America do Norte Euroasia Africa América do Sul e América Central Oriente Médio Ásia e Pacífico Figura 1-5 Comportamento do crescimento da demanda de petróleo de 1965 a 2005 (BP, 2006). 57

69 2 FORMAÇÃO DOS PREÇOS DE PETRÓLEO NO MERCADO INTERNACIONAL Existem diferentes fases nas tendências de preço de petróleo, conforme analisado no capítulo 1. A primeira foi marcada pela concorrência predatória logo após a descoberta do Coronel Drake. Com o surgimento das grandes companhias petrolíferas e a formação do cartel das sete irmãs, o preço do petróleo no mercado internacional passou a ser administrado pelas majors. O início do processo de renegociação das concessões e a criação da OPEP reduziram o poder das majors, tornando a OPEP o price-maker. O comportamento do preço internacional do petróleo permaneceu relativamente estável em períodos de diferente duração durante os quais o benchmark, o Árabe Leve (34 API), permaneceu constante em dólares nominais. Após os choques petrolíferos da década de 70 os preços deixaram de ser estáveis e tornaram-se mais voláteis. A última fase, vigente desde 1987 e que permanece até hoje, a OPEP não mais fixa o preço de referência. O atual sistema de formação dos preços internacionais do petróleo foi estabelecido através das transformações pelas quais este mercado passou após os choques petrolíferos. Assim, o aumento da importância do mercado spot, juntamente com as transformações estruturais da indústria, possibilitou a dissolução da antiga prática de preços de referência estabelecida pela OPEP, e introduziu um novo elemento às cotações do petróleo: a volatilidade. Os países exportadores agora vendem seu petróleo no mercado internacional com base em uma fórmula que usa como referências os preços spot e futuro de 58

70 determinados crus. Em geral, a fórmula de preço de um determinado petróleo no mercado internacional estabelece a diferença de preço em relação a um petróleo de referência como o West Texas Intermediate (WTI), Brent, ou Dubai. Este diferencial de preço reflete basicamente as diferenças de qualidade e de custos de refino e transporte do petróleo em questão e do petróleo de referência utilizado na fórmula. O WTI (West Texas Intermediate) é um petróleo com grau API entre 38º e 40º e teor de enxofre de 0,30% p/p, cuja cotação diária no mercado spot reflete o preço dos barris entregues em Cushing, Oklahoma, nos EUA. Serve de referência para os mercados de derivados dos EUA, sendo negociado em Nova Iorque. O Brent 23, um óleo cru light e sweet do Mar do Norte, é também um dos melhores indicadores de preço para o cálculo de preços no mercado internacional de petróleo. A cotação Brent é publicada diariamente pela Platt's Crude Oil Marketwire, que reflete o preço de cargas físicas do petróleo Brent embarcadas de 7 a 17 dias após a data de fechamento do negócio, no terminal de Sullom Voe nas Ilhas Shetland, no Reino Unido. É uma mistura de petróleos produzidos no mar do Norte, oriundos dos sistemas petrolíferos Brent e Ninian, com grau API de 39,4º e teor de enxofre de 0,34% p/p. Serve de referência para os mercados de derivados da Europa e Ásia. Existem muitos outros tipos de óleo cru e seus preços são freqüentemente expressos como cru diferencial para Brent ou WTI, dependendo da diferença de qualidade e localidade. O preço do petróleo é sensível a condições de crescimento econômico mundial, padrões de tempo e sazonalidade, como também da capacidade de refinamento e transportes regionais. 23 Brent era o nome de uma antiga plataforma de petróleo (Brent Spar) da Shell no mar do Norte. 59

71 A formação do preço do petróleo é resultado da relação de forças existente entre os agentes estruturalmente heterogêneos que pertencem a esta indústria, pois o petróleo não é uma commodity convencional. Desta forma, seu preço não é simplesmente estabelecido de acordo com o equilíbrio entre a oferta e a demanda. Na indústria petrolífera, o equilíbrio entre a oferta e a demanda é o resultado da composição de vários fatores. Além disso, o petróleo é um bem de demanda inelástica em relação às variações no seu preço (no curto prazo), isto é, as manipulações no seu preço, no curto prazo, têm pouca influência sobre a sua demanda. 2.1 A Participação dos Agentes da Indústria Petrolífera na Formação do Preço do Petróleo Para entender esta especial formação dos preços no mercado petrolífero, faz-se necessária a apresentação dos seus principais agentes, bem como a descrição das principais características inerentes a esta indústria. Os principais agentes são: 1) As grandes companhias petrolíferas internacionais, ou majors, que atuam diretamente na produção e que controlam o refino do petróleo em escala mundial. 2) Um grupo de países em desenvolvimento, detentores de grandes reservas petrolíferas, reunidos na OPEP, onde a produção é feita direta ou indiretamente sob o controle de seus governos. 60

72 3) Outros países produtores, desenvolvidos ou em desenvolvimento, que não estão associados, como os pertencentes a OPEP, e que, desta forma, tomam suas decisões de produção individualmente e não em conjunto. 4) Companhias petrolíferas independentes de portes diferenciados. Estas são definidas deste modo por não agirem em conjunto com outras companhias ou formando cartéis. 5) Grandes países consumidores, industrializados e em desenvolvimento, pertencentes à IEA (International Energy Association). 6) Outros países consumidores em desenvolvimento, não associados a IEA. As transações que se realizam no mercado petrolífero internacional resultam das decisões tomadas por esses agentes que não têm as mesmas condições para competir, sendo uns detentores de reservas de baixo custo, outros politicamente fortalecidos, alguns ricos e outros pobres, necessitando os últimos de maiores volumes de arrecadação com a renda petrolífera, entre outras diferenças. Deste modo, em razão das disparidades existentes no mercado petrolífero, as decisões nele efetuadas são realizadas de acordo com os interesses de alguns de seus agentes e influenciadas pelas questões de riqueza, poder e ideologia que envolvem esta indústria. Assim, diferentemente das outras commodities, ditas convencionais, o preço do petróleo é determinado refletindo uma estrutura de poder e grau de controle dos agentes pertencentes a este mercado. Além disso, a convergência e a divergência dos agentes econômicos na indústria petrolífera mundial, entre os interesses econômicos e 61

73 políticos, muitas vezes os levam a firmar compromissos e muitas vezes provocam rupturas entre os mesmos, causando conseqüências como: desequilíbrio entre a oferta e a demanda, guerra de preços, entre outras. O nível dos preços é muitas vezes determinado por um julgamento implícito sobre o poder dos países produtores. Os países consumidores temem um súbito corte de produção e reconhecem que os principais produtores, países do terceiro mundo, necessitam extrair renda do petróleo para se manterem politicamente estáveis e assim manterem o suprimento estável. 2.2 Sistema de Formação do Preço dos Petróleos de Referência Para analisarmos a formação de preço dos petróleos no mercado internacional é necessário investigar-se o processo de formação do preço dos petróleos de referência. Petróleos utilizados como "benchmarkers" devem ser comercializados com freqüência num mercado transparente e acessível a um número grande de participantes. O mercado destes petróleos deve também ser razoavelmente líquido, ou seja, compradores e vendedores devem poder executar rapidamente a transação desejada. Os preços dos petróleos de referência são formados no seio de mercados que apresentam características que os distanciam do mercado de concorrência perfeita, o qual deve satisfazer algumas condições: ter grande número de participantes; ter informações disponíveis para todos os agentes; permitir arbitragem geográfica e temporal. 62

74 Nos mercados de concorrência perfeita, os preços tendem a convergir para os custos marginais de produção e sinalizam com poucas distorções o surgimento de desequilíbrios entre a oferta e a demanda. Essa sinalização permitiria por si só um ajuste desses desequilíbrios seja no curto prazo - através da transferência de cargas para onde os preços estejam mais altos - seja no longo prazo - através da realização de investimentos. Nos mercados de petróleo, apesar do número de participantes ser grande, encontramos uma concentração em determinados segmentos dos mercados. No lado da oferta, o Oriente Médio é responsável por mais de 50% e a OPEP por mais de 60% do petróleo comercializado no mercado internacional (BP, 2006). Nos mercados que têm papel fundamental na determinação dos preços de referência, a concentração também é grande: o mercado físico do Brent é dominado por um grupo de menos de uma dúzia de companhias, cujo comportamento determina o preço de aproximadamente 20 milhões bbl/d de petróleo; a BP possui 40% da capacidade de armazenamento em Cushing, onde o WTI é precificado (BP, 2006). Em função deste poder de mercado a BP teve que vender facilidades da Arco para ter a autorização para comprá-la. Companhias integradas gigantescas, surgidas após os movimentos de consolidação, exibem atualmente tremendo poder de mercado, financeiro e industrial. O acesso destas às capacidades de refino, de armazenamento e aos nós de suprimento onde petróleos de referência são precificados lhes dá uma flexibilidade que as "trading companies" não têm. As super majors não têm o poder de elevar os preços tão brutalmente como a OPEP, mas têm a habilidade de usar os petróleos de referência para alavancar, mesmo que brevemente, as margens. 63

75 Os petróleos de referência apresentam uma base física estreita: a produção do Brent, na verdade um blend de petróleos, atualmente de 450 mil bbl/d; a do WTI é de 400 mil bbl/d; a do Dubai é de apenas 170 mil bbl/d, volume que levanta dúvidas quanto a sua viabilidade como referência de preço, para aproximadamente 10 milhões bbl/d de petróleo do Golfo Pérsico, destinados ao mercado Asia-Pacífico; Oman, o mercado-spot de maior liquidez no Golfo Pérsico, com volume de 400 mil bbl/d comercializado no spot, tem sido considerado a melhor alternativa de "benchmark" para o Dubai. A base física estreita pode facilitar manipulações de aperto nos mercados dos petróleos de referência. O mercado físico de um petróleo fica apertado quando, por algum motivo, não há disponibilidade suficiente no curto prazo. Como exemplo, podemos citar o "squeeze" do Brent em setembro/00. Em agosto/00, no começo do comércio físico do Brent para entrega em Setembro, havia poucas cargas disponíveis do petróleo, pois várias cargas haviam sido destinadas ao mercado Ásia-Pacífico. A drástica redução de liquidez repercutiu profundamente sobre os preços do mercado do Brent. O preço do Brent datado, vendido em geral com desconto de aproximadamente US$1,50/bbl em relação ao WTI, apresentou um prêmio de mais de US$2/bbl sobre o WTI (BP, 2006). Mas o mercado tem seus mecanismos de regeneração e o efeito danoso sobre os preços durou menos de vinte dias. No rescaldo, ficou uma ação judicial movida pela Tosco, refinadora americana prejudicada pelo squeeze, contra a Arcádia, companhia de trading, acusada de "conduta ilegal e monopolista". Ao final, a disputa foi acertada fora 64

76 dos tribunais através de acordo entre as partes o que evitou sentenças judiciais que poderiam preconizar regulamentações mais duras. Este squeeze do mercado físico do Brent, que elevou seu preço em aproximadamente US$3/bbl, pode ser considerado pálido se comparado com o squeeze massivo promovido pela OPEP, que elevou os preços de US$10/bbl para mais de US$30/bbl em 2000 (BP, 2006). A informação sobre os fundamentos do mercado de petróleo é pobre: quanto à demanda, há uma demora grande na publicação de dados. Os dados de produção incluem bastante trabalho de adivinhação por parte de jornalistas; as avaliações semanais de estoques são incompletas e freqüentemente incompatíveis com os dados de produção e consumo. Assim, em qualquer instante, não se conhece a situação corrente do balanço mundial de oferta e demanda de petróleo. O que realmente move os mercados são as percepções dos traders de desbalanceamentos locais, bem como a forma como os segmentos comerciais das companhias as interpretam e como concebem serem interpretadas notícias que podem ter impacto nos preços. O mercado físico de petróleo, por si só, não fornece uma série contínua de preços, cada transação comercial é única e diferente. Cada carga de Brent tem uma data particular e, sem avaliações independentes de preço, um conjunto de transações não poderia configurar um benchmark. Há muito tempo avaliações independentes de preço vêm sendo usadas nos contratos físicos. Transações comerciais envolvendo enormes volumes de petróleo são ligadas a estas avaliações, desde as vendas oficiais dos governos do Golfo Pérsico até as vendas spot, ligadas ao Brent datado. Os instrumentos financeiros são derivados do 65

77 mercado físico e a ele estão ligados, seja por um mecanismo de entrega física, como no caso dos contratos do WTI no NYMEX (New York Mercantile Exchange), seja por avaliações dos preços no mercado futuro 24, caso do Brent no IPE (International Petroleum Exchange), ou ainda por avaliações dos preços prompt, como no caso do comércio de swaps. Sem esta ligação, que precisa ser completamente definida em termos de volume, qualidade, lugar e tempo, os preços dos derivativos se descolariam da realidade física e não teriam qualquer significado. Nos derivativos 25, a transparência dos preços é relativa: os preços são transparentes no IPE e NYMEX, mas perdem um pouco dessa transparência no mercado forward do Brent e nos derivativos over-the-counter (OTC) 26 como swaps 27 e CFDs 28 A arbitragem entre dois mercados físicos de petróleo, por exemplo Brent e Dubai, é imperfeita devido às longas distâncias que podem estar envolvidas. Em conseqüência, o mercado global parece ser dividido em dois blocos principais: a Bacia do Atlântico e Bacia da Ásia. Essa fragmentação introduz distorções na formação dos preços dos petróleos em geral, pois os preços dos petróleos de referência sofrem, além 24 Mercados organizados, onde podem ser assumidos compromissos padronizados de compra ou venda (contrato) de uma determinada mercadoria, ativo, financeiro ou índice econômico, para liquidação numa data futura preestabelecida. 25 Mercados Derivativos são aqueles cujas cotações/preços dependem de um outro mercado mais básico. Os exemplos mais comuns de derivativos são os mercados de swaps, termos futuros e opções. Por exemplo, o mercado de dólar é básico, pois sua cotação não tem transparência direta de outros mercados, mas, sim, da procura e oferta pela moeda. Ao passo que uma opção de compra de dólar tem sua cotação derivando à cotação do dólar. 26 Os derivativos transacionáveis no mercado de balcão (também chamados de derivativos OTC) correspondem a contratos entre duas partes realizados fora das instalações centralizadas de negociações tais como as bolsas de futuros. Neste tipo de mercado as duas contrapartes negociam termos, tais como preço, vencimento e tamanho de contrato a fim de fazê-lo sob medida para ir de encontro às suas necessidades econômicas. Vale mencionar, que neste tipo de contrato em que as duas partes estão envolvidas diretamente, elas estão expostas ao risco de crédito da parte oposta. 27 Trata-se de um dos principais instrumentos utilizados por empresas para proteção financeira de riscos de taxas de câmbio e de juros. O objetivo dos contratos de swap é não permitir desequilíbrios entre os ativos e passivos das corporações por oscilações dos mercados financeiros. 28 CFD (Contrato por Diferença) são contratos onde o produtor e o consumidor concordam em pagar a diferença quando o preço está favorável para um e desfavorável para outro. 66

78 da influência de condições globais, o impacto das condições do balanço local de oferta e demanda nas regiões onde são produzidos. A arbitragem entre os dois instantes de tempo nos mercados de petróleo foi facilitada pela criação de contratos de petróleo no mercado de futuros e de outros instrumentos financeiros. A proliferação desses instrumentos de trading ampliou as oportunidades de hedging, operação na qual o trader fixa antecipadamente os preços de compra e/ou de venda do petróleo, negociados no mercado físico. Os preços do mercado de futuros não constituem previsões dos níveis futuros de preço. Os preços futuros, juntamente com preços cash e spot, fornecem informação ao trader, ao refinador e ao produtor sobre a disponibilidade (produção + estoques) de petróleo cru. Foi demonstrado que os spreads [preços cash menos preços futuros] serão positivos (backwardation) quando os estoques estiverem baixos, e negativos (contango) quando os estoques estiverem altos (MENDES, 2003). A compreensão do papel do mercado de futuros levou os refinadores a adotarem um comportamento bem definido: eles reduzem - ou no mínimo não aumentam - seus estoques, se o mercado está em backwardation e os aumentam se, o mercado está em contango. O problema com este mecanismo é que se cria um círculo vicioso em ambos os casos: Vórtice de backwardation - Se os estoques caem, então os preços cash (ou no primeiro mês seguinte) aumentam, alargando o backwardation, que realimenta a manutenção de estoques baixos. Como exemplo, lembramos o ocorrido em 1996, que começou com estoques baixos, pois, em busca de redução de custos, refinadores de todo o mundo, 67

79 passaram desde o início da década de 1990 a operar segundo o princípio 'just in time'. Abriu-se assim o backwardation que foi reforçado pela expectativa da implementação do programa 'oil for food' de exportações iraquianas. O preço do WTI aumentou de menos de US19/bbl em jan/96, para mais de US$25/bbl em dez/96. Em fevereiro/97, com o reinício das exportações iraquianas, a situação se normalizou e o preço do WTI retornou para a banda US$18-20/bbl. Vórtice de contango - Se os estoques sobem, então os preços cash caem realimentando formação adicional de estoques - nesse caso, a retroalimentação cessa quando não houver mais capacidade de armazenamento. Como exemplo, ressaltamos o vórtice de contango de A redução da demanda global provocada pelo inverno ameno e pela crise Asiática, aliada ao aumento das cotas de produção da OPEP decidido em dez/97 provocou um aumento de estoques que, por sua vez, abriu o contango. O vórtice de contango trouxe o preço do WTI até quase US$11/bbl, apesar dos tímidos cortes de produção promovidos pela Arábia Saudita, Venezuela e México, ainda em O círculo vicioso só foi desfeito após o massivo corte de produção da OPEP, decidido em mar/99. Com base na análise que acabamos de fazer, concluímos que as variações de curto prazo dos preços dos petróleos são mais respostas a mudanças de sentimentos dos agentes que operam no mercado do que respostas a variações nos fundamentos de oferta e demanda. 68

80 2.3 A Economia dos Recursos Exauríveis e as Rendas Petrolíferas Por se tratar de um recurso natural não-renovável, o petróleo, desde o início da formação de sua indústria, sofre pressões relacionadas com a sustentabilidade de sua oferta no longo prazo. No seu surgimento, a indústria petrolífera já teve alguma dificuldade para se estabelecer no mercado energético mundial, pois os possíveis usuários desta fonte de energia tinham o receio de que ela esgotasse rapidamente e assim ocorressem problemas de suprimento. A falta de tecnologias para se descobrir e explorar novas reservas agravava este problema. No início dos anos 70, o aparecimento das teses neomalthusianas 29 e a publicação do livro do Clube de Roma, advogando a imposição de limites ao crescimento e o estímulo à adoção de medidas conservacionistas, sob a pena de a humanidade passar por uma era de sérias privações, reacenderam o interesse pelo estudo dos recursos naturais, que passaram a ser examinados pelo ângulo de sua inerente exauribilidade (LODI, 1989). A partir de então, duas teorias se estabeleceram: a citada acima, que previa um fim trágico para os consumidores de recursos naturais não-renováveis e outra que assumia que o aumento do preço de um recurso natural, decorrente do seu esgotamento, funcionaria como um estímulo à descoberta de substitutos mais baratos, viabilizados através de pesquisas e avanços tecnológicos. 29 Malthus acreditava que o crescimento da população obedecia a uma progressão geométrica enquanto que o crescimento dos suprimentos alimentícios dava-se de acordo com uma progressão aritmética, estando os humanos fadados a uma crise de escassez dos alimentos. 69

81 2.3.1 Princípio Fundamental de Hotelling Antes das previsões trágicas realizadas em relação ao futuro do preço do petróleo, em conseqüência dos choques petrolíferos, poucas teorias a respeito da exauribilidade dos recursos naturais foram desenvolvidas durante o século XX. Porém, uma abordagem particular, elaborada por HOTELLING (1931), merece destaque. Esta teoria buscava fornecer elementos para verificar de que maneira a adoção de medidas conservacionistas poderia conduzir a uma exploração eficiente dos recursos exauríveis. HOTELLING supôs que o proprietário de um recurso exaurível deseja maximizar o valor presente de seus lucros futuros. Esta suposição básica foi, mais tarde, denominada por SOLOW (1974) de princípio fundamental da economia dos recursos exauríveis (LODI, 1989). Na elaboração do princípio fundamental da economia dos recursos exauríveis, foram utilizados os casos extremos de concorrência e monopólio. Concluiu-se, no primeiro caso, a existência de uma tendência a se maximizar a utilidade total do recurso. Contudo, foi considerado que, mesmo sob concorrência, possa haver um elemento de monopólio e uma tendência ao retardo da produção e, ao mesmo tempo, à elevação do preço ( LODI, 1989). Buscando analisar esta teoria pelo lado dos preços dos recursos naturais exauríveis, chega-se à seguinte formulação alternativa: se o preço líquido do recurso cresce mais devagar do que a taxa de juros, toda produção postergada, ou seja, deixada de ser produzida no momento atual para ser produzida posteriormente, implicará numa 70

82 redução dos lucros atualizados. Assim, o proprietário deste recurso procurará extrair e comercializar seu estoque no menor tempo possível, para investir o resultado em setores mais lucrativos. Ao contrário, se o preço líquido do recurso cresce mais rápido do que a taxa de juros há um incentivo para reduzir a extração corrente do recurso, já que a melhor alternativa de investimento é deixá-lo na terra à espera de maiores lucros no futuro. Logo, a única condição de se manter positivamente ao longo do tempo a produção de um recurso exaurível é que seu preço líquido se mova ao ritmo da taxa de juros, ou seja, na mesma proporção e direção desta (LODI, 1989). Dando seqüência à análise acima, é importante notar que caso um proprietário detenha duas fontes produtoras de algum recurso esgotável, com custos diferentes, apenas uma será explorada a cada instante, e será a de menor custo. Sendo assim, considerando todas as possíveis fontes de um recurso exaurível estas serão exploradas, teoricamente, respeitando a ordem da fonte de menor custo para a de maior custo (LODI, 1989). Esta lógica de exploração dos recursos não-renováveis indica que o custo marginal de produção do recurso é crescente ao longo do tempo e que o seu custo de uso 30 também é uma função crescente no tempo com a taxa de juros. Sendo assim, conclui-se, segundo o princípio fundamental que o preço de mercado de um recurso exaurível, que é formado pelo seu custo marginal de produção mais o custo de uso deste recurso, tende a crescer indefinidamente no tempo, conforme recursos com maiores 30 O custo de uso é uma parcela presente no preço de mercado de um recurso exaurível, quando em concorrência, que reflete o custo de oportunidade de não se poder usar o recurso já extraído num momento futuro. 71

83 custos de exploração forem sendo explorados e o custo de uso também for aumentando (LODI). Como o preço de mercado e a produção corrente estão relacionados com a curva de demanda do recurso, haverá um instante de tempo onde o preço será suficientemente elevado para inibir toda a demanda e a produção cair a zero. Se a explotação 31 for idealmente conduzida, nesse mesmo instante o recurso estará integralmente exaurido (LODI, 1989). Esta seria a lógica de exploração e exaustão de um recurso natural esgotável de acordo com a teoria dos recursos exauríveis. Contudo, este padrão de exploração dos recursos naturais não-renováveis até a sua exaustão final é uma idealização do modelo. No caso do petróleo, devido às características peculiares de sua indústria, mesmo ele sendo um recurso natural exaurível, suas reservas não são exploradas respeitando-se o princípio fundamental da economia dos recursos exauríveis, e sim de acordo com a vontade e o interesse dos agentes pertencentes a este setor e respondendo às relações de força e de pendência existentes entre eles. Desta forma, o princípio fundamental não se concretiza na realidade em função de três fatores principais: as questões geopolíticas; o conhecimento geológico e o progresso tecnológico. No caso das questões geopolíticas, estas influenciam as tomadas de decisão dos diversos agentes da indústria petrolífera e muitas vezes fazem com que algumas 31 Explotação: Corresponde as etapas de exploração e produção de petróleo. 72

84 reservas de custos superiores sejam exploradas antes das de custos inferiores, contrariando a lógica do princípio fundamental dos recursos exauríveis. É o caso dos países não-opep que, mesmo tendo custos de exploração e produção maiores do que os dos países da OPEP, são estimulados a explorar suas jazidas em resposta aos fatores geopolíticos e a necessidade de reduzirem sua dependência em relação ao petróleo vindo do Oriente Médio. As companhias internacionais também buscam reservas em outras localidades, que não os países do Oriente Médio, para explorarem, tendo os mesmos motivos dos países não-opep. Ambos não se preocupam com a lógica de exploração destes recursos. O conhecimento geológico pode ampliar a base conhecida de reservas além de prover informações sobre o potencial de descobertas futuras e do risco a elas associado. O progresso tecnológico permite o acesso econômico a recursos até então não disponíveis além de poder alterar a demanda através da introdução de novos processos técnicos menos intensivos em recursos naturais, ou pelo desenvolvimento de recursos alternativos ou, ainda, pela substituição dos recursos exauríveis por outros fatores de produção (sobretudo trabalho e capital) (LODI, 1989). No entanto, tanto para a ampliação do conhecimento geológico como para o avanço tecnológico são necessários investimentos pesados que, do ponto de vista econômico, muitas vezes devem ser postergados, principalmente por razões de incerteza quanto ao futuro da indústria. A redução desta incerteza depende de uma sinalização do preço futuro do recurso exaurível. Assim, há que se reconhecer o mecanismo de preços em si como uma força resistente à tendência de exaustão final dos recursos nãorenováveis (LODI, 1989). 73

85 Além dos três fatores já citados, que não permitem que o princípio fundamental dos recursos exauríveis realmente se efetive, costuma-se supor a existência de uma tecnologia capaz de substituir completamente um recurso nãorenovável quando este atingir um preço elevado. Este nível de preço deve ser apenas suficiente para cobrir os custos desta tecnologia de substituição ou backstop technology. Desta forma, quando o recurso atinge este preço sua produção cai a zero. Assim, a backstop technology impõe um limite ao preço de mercado de um recurso exaurível, como se este fosse um preço teto máximo determinado pelo próprio avanço tecnológico (LODI, 1989). Desta forma, contrariando o princípio fundamental, a exauribilidade por si só não é capaz de explicar o comportamento do preço do petróleo. Este fato compromete a validade da teoria formulada por HOTTELING para descrever o comportamento do preço dos recursos naturais no futuro. Na verdade, ela só age através das expectativas feitas pelos agentes do mercado e, mesmo assim, limitadamente Renda Petrolífera: Uma abordagem ricardiana A partir da Teoria da Renda da Terra elaborada por RICARDO (1815) 32, uma teoria para a indústria petrolífera mundial foi formulada por CHEVALIER (1986). De 32 Segundo esta teoria a renda é a porção do produto da terra paga ao seu proprietário pelo uso das forças originais e indestrutíveis do solo. Estas rendas surgem quando, com o desenvolvimento da sociedade, as terras de fertilidade secundária são utilizadas para cultivo. Além disso, a magnitude de tal renda dependerá da diferença de qualidade daquelas duas faixas de terra. Da mesma forma, quando uma terra de terceira qualidade começa a ser cultivada, imediatamente aparece renda na segunda, regulando-se, como no caso anterior, pela diferença entre as forças produtivas de uma e de outra. Ao mesmo tempo, aumenta a renda da terra de primeira qualidade, pois esta deve ser sempre superior à renda da segunda, de acordo com a diferença entre as produções obtidas numa e noutra com uma dada quantidade de capital e 74

86 acordo com esta formulação o mercado petrolífero internacional é capaz de gerar rendas diferenciais, rendas de monopólio e rendas de raridade que, somadas, formam a renda petrolífera. As rendas diferenciais são aquelas que se formam sobre as jazidas beneficiadas por um menor custo, em oposição às jazidas marginais. Esta renda divide-se em quatro categorias: as rendas minerais, as rendas tecnológicas, as rendas de posição e as rendas de qualidade. A Figura 2.1 demonstra graficamente como funciona a renda diferencial. Nesta figura as letras A, B e C representam três produtores diferentes, produzindo em jazidas diferentes. O eixo horizontal representa o volume produzido por cada agente e pelo mercado. O eixo vertical representa o custo médio total (com um lucro normal incluído) de produção. O produtor C está na margem do setor, por ter o maior custo, sendo assim, ele é o limite das rendas diferenciais, não sendo beneficiado por elas. Os produtores A e B são beneficiados com esta renda devido aos seus menores custos em relação ao produtor marginal. Este menor custo dos produtores A e B pode dever-se a vários fatores, como às condições naturais das jazidas, às tecnologias aplicadas, à localização da reserva e à qualidade do petróleo extraído, além do tamanho da jazida. trabalho. As terras mais férteis e mais favoravelmente localizadas serão cultivadas primeiro, e o valor de troca de seus produtos será ajustado da mesma forma que o de todas as demais mercadorias, isto é, pela quantidade total de trabalho necessário, sob várias formas, da primeira à última, para produzi-los e coloca-los no mercado. Quando a terra de qualidade inferior começa a ser cultivada, o valor de troca dos produtos agrícolas aumenta, pois torna-se necessário mais trabalho para produzi-los (RICARDO, 1996). 75

87 $/Barril 10 Renda diferencial do produtor A Rd=8x3=24 Renda diferencial do produtor B Rd=5x5=25 C 5 B 2 A Produção (Barril) Figura 2-1 O mecanismo de apropriação da renda diferencial (Nunes, 2000). Para a captura da renda diferencial, o tamanho da jazida que está sendo explorada torna-se de especial relevância, tanto devido às economias de escala que daí podem resultar, como devido ao montante arrecadado com a produção total da jazida. Este fato pode ser comprovado também através da Figura 2.1 onde se observa que o produtor B, apesar de ter um custo maior que o produtor A (CA=2<CB=5), apropria-se de uma parcela maior da renda diferencial gerada pelo setor (RdA=24<RdB=25). Isto se deve ao tamanho de sua jazida que permite um maior volume de produção, (QA=3<QB=5) e absorve maior volume da renda gerada. Desta forma, percebe-se porque a descoberta de campos gigantes é sempre importante, ainda que seja em águas 76

88 profundas, ou seja, com um custo de produção mais elevado, pois a possibilidade de apropriação das rendas diferenciais compensa os riscos. De acordo com a subdivisão da renda diferencial, as rendas minerais, que são as mais importantes, caracterizam-se por serem geradas em setores que apresentam uma curva de oferta descontínua, em forma de escada (Figura 2.1), fator que tem como causa as condições de exploração e produção dos recursos naturais e/ou minerais, impostas pela natureza, ou seja, heterogêneas. No mercado petrolífero as diferenças de concentração, qualidade e condições geológicas das reservas são muitos relevantes. Assim, cada tipo de jazida petrolífera explorada possui um patamar de custo. Esta diferenciação das condições de produção leva a uma situação em que as rendas recebidas pelos proprietários são diferentes devido aos seus diferentes custos de extração. As rendas tecnológicas beneficiam o produtor que detém o domínio de uma tecnologia mais avançada e que assim consegue reduzir seus custos de extração, ou que consegue tornar econômica uma jazida que, sem este avanço, era inviável de ser explorada. As rendas de posição medem a diferença entre os custos de transporte sustentados pelos recursos vendidos. Sendo mais beneficiado aquele agente que estiver produzindo o petróleo em uma região próxima aos centros de consumo. 77

89 As rendas de qualidade exprimem as vantagens econômicas procuradas para a utilização do petróleo, através da diferenciação da sua composição química ou da sua estrutura física. A segunda parcela da renda petrolífera, as rendas de monopólio (Figura 2.2), ao contrário das rendas diferenciais, são produzidas na jazida marginal, ou seja, naquela de maior custo. Este tipo de renda surge quando o produtor marginal usa seu poder de monopólio (price maker) para impor maiores preços. Porém, a renda de monopólio não pode crescer indefinidamente, de acordo com a vontade do produtor. O montante desta renda é limitado por restrições econômicas, como a exploração de novas jazidas, que se tornam viáveis quando o preço de mercado do petróleo se eleva, ou a introdução de substitutos ao petróleo (backstop technology). Caso o produtor exceda o limite imposto pela restrição econômica, a concorrência no mercado aumentará, a oferta de petróleo aumentará e, conseqüentemente, ele perderá seu poder de monopólio e a renda de monopólio. A Figura 2.2 demonstra graficamente como funciona a renda de monopólio. Além do descrito para a figura 2.1, esta mostra que os produtores da indústria petrolífera, quando têm poder para fixar os preços, ou seja, poder de monopólio, e fixam um preço de venda para o seu produto superior ao preço concorrencial, isto é, fixam um preço maior do que o custo médio total do produtor marginal, eles recebem a renda de monopólio. Na figura 2.2, o custo médio total do produtor marginal é de $10/barril e o preço de venda determinado pelos produtores foi de $15/barril. Isto demonstra que os produtores utilizaram seu poder de monopólio. Com o produto sendo 78

90 vendido acima do seu preço de concorrência, todos os produtores, inclusive o marginal, ganham esta renda adicional. 15 Renda monopólio do produtor A Rm=5x3=15 Renda monopólio do produtor B Rm=5x5=25 Renda monopólio do produtor C Rm=5x2=10 10 Renda diferencial do produtor A Rd=8x3=24 Renda diferencial do produtor B Rd=5x5=25 C 5 B 2 A Produção (Barril) Figura 2-2 O mecanismo de apropriação da renda de monopólio (Nunes, 2000). A última parcela que forma a renda petrolífera é a renda de raridade, ou renda de escassez, que é o valor pago pela esgotabilidade do recurso ou o custo de uso de um 79

91 recurso não-renovável. Ela é maior à medida que o custo marginal de um barril de petróleo aumenta e vice-versa. Esta renda está relacionada com a inelasticidade da demanda por petróleo em relação às variações no preço que, por sua vez, está relacionada com o alto grau de diferenciação do petróleo e à ausência de substitutos completos no curto prazo. Resumindo, são principalmente as disparidades entre os custos de exploração e produção das diferentes jazidas que geram a renda petrolífera: US$ 15,00 separam o barril do bruto mais barato do Golfo Pérsico ao mais caro do Mar do Norte (MARTIN, 1990). 2.4 A Evolução Recente dos Preços do Petróleo desde à década de 70 A presente seção analisa a evolução dos preços do petróleo nos últimos 30 anos e compara a evolução recente com os principais movimentos dos preços do petróleo no passado. Após décadas de preços do petróleo relativamente estáveis, o primeiro choque petrolífero ocorreu na sequência de tensões políticas e militares no Oriente Médio, resultando num aumento dos preços do petróleo (Árabe Leve) de US$ 4,6 em Outubro de 1973 para USD 15,5 em Março de 1974 (BP, 2006). O segundo choque petrolífero, também provocado por um conflito militar e político no Oriente Médio, impulsionou os preços do petróleo (Árabe Leve) de US$ 80

92 14,4 em Outubro de 1978 para USD 42,0 no auge da crise, em Novembro de 1979 (BP, 2006). Os preços do petróleo desceram gradualmente na primeira metade da década de 80, mas permaneceram bastante acima dos níveis anteriores a Os choques petrolíferos da década de 70 levaram à conservação de energia e à substituição de produtos energéticos, o que, em conjunto com a recessão mundial do início da década de 80, deprimiu a procura de petróleo e exerceu pressões descendentes sobre os preços do petróleo. Os preços do petróleo (Brent) permaneceram relativamente baixos até Agosto de 1990, subindo acentuadamente, para US$ 36,1, após a invasão do Kuwait pelo Iraque, mas voltando aos níveis anteriores quando a guerra terminou, em Fevereiro de Entre 1991 e 1997, os preços do petróleo Brent situaram-se em média em US$ 18,3. Na seqüência da crise econômica na Ásia, caíram para USD 9,8 em Dezembro de 1998, tendo posteriormente triplicado, entre Janeiro de 1999 e Setembro de 2000, o que mais que inverteu a queda de preços observada nos anos anteriores. Não obstante o abrandamento econômico e , as tensões políticas e geopolíticas continuaram a exercer pressões ascendentes sobre os preços do petróleo em (BP, 2006). Tabela 2-1 Aumentos dos preços do petróleo em períodos específicos Out Mar Out Nov Jul Out Jan Set Out Out Variações Percentuais Fonte: BP (2006) 81

93 $ money of the day $ 2004 Figura 2-3 Evolução dos Preços do Petróleo 33 (BP, 2006) Desde meados de 2003, o preço internacional do petróleo tem registrado aumentos significativos e o mercado tem dado sinais de que, por ora, não existe mais um preço ou banda de referência funcionando como um instrumento de estabilização das expectativas dos operadores. Este problema se tornou ainda mais marcante ao longo de 2005, devido à continuidade das fontes de incerteza, tanto no plano geopolítico quanto com relação ao comportamento das estruturas de oferta e demanda do óleo bruto. O Brent e o WTI ficaram, respectivamente, 42% e 36% mais caros do que a média do ano anterior (BP, 2006). É importante verificar que, embora os preços do petróleo tenham subido no decurso dos dois últimos anos, o recente aumento pode ser considerado menor do que 33 Petróleo de referência: 1861 a 1944 Média do petróleo do EUA; 1945 a 1983 Árabe Leve (Ras Tanura); 1984 a 2005 Brent. 82

94 os observados no decurso dos outros grandes choques petrolíferos, conforme verificado na Figura 2-3. Além disso, os aumentos dos preços do petróleo de 1973, 1979, 1990 e 1999 foram, sobretudo, causados pelas perturbações do lado da oferta. A situação atual parece ser mais complexa, uma vez que, diversos fatores parecem estar relacionados com os aumentos, não somente fatores relacionados à oferta. Além disso, não existe uma previsão de recuo dos preços 34, ao contrário do que ocorreu no passado. Os fatores determinantes para os atuais preços do petróleo são analisados a seguir. 2.5 Determinantes do Comportamento Atual dos Preços do Petróleo Atualmente, várias explicações concorrem para identificar os fatores determinantes do comportamento recente dos preços que levaram os preços do petróleo para além da barreira dos US$ 50 por barril no ano passado. Recentemente, as principais preocupações, neste mercado, giravam em torno do crescimento da oferta e da demanda, porém como visto anteriormente, a determinação dos preços do petróleo depende não somente de variáveis econômicas, mas também de variáveis políticas, estratégicas e sociais. 34 Existe uma previsão de recuo de preços, por parte do DOE e da Exxon, que trabalham com cenários de preços abaixo de US$ 55 por barril, porque o preço está bem acima do custo técnico de produção. 83

95 Aumento da Demanda Recentemente deram-se um grande aumento da procura, especialmente na China, Índia e outros países asiáticos, mas também nos Estado Unidos, que com 4% da população mundial, queimam 25% da produção diária (metade disso em veículos) (BP, 2006). O crescimento do consumo, nos últimos anos - conduzido pelo aumento das demandas chinesa e americana - junto à recuperação econômica mundial, aumentou o medo de falta de abastecimento e tem contribuído para a manutenção de patamares elevados do preço do petróleo. Além disso, existe a tentativa dos EUA, da China e da Índia de recomporem ou de elevarem seus estoques estratégicos. Sempre que existe o risco de escassez do petróleo, o preço do barril do produto dispara. Isso porque alguns países passam a importar mais do que precisam, com o objetivo de criar uma reserva interna e assim ficar livre da falta de petróleo. O crescimento da demanda mundial, seja pelo "fator China" e sua expansão de PIB na ordem dos dois dígitos, seja pelo gargalo na produção de derivados, indica o novo perfil da crise: a oferta não é mais superior à demanda e, portanto, os preços não voltam ao normal depois dos meses de crise. O impacto causado pela tragédia natural do Katrina é exemplar desse quadro. Apesar de toda a devastação que causou, o furacão deveria ter representado problema "sob controle" para o sistema mundial de petróleo. A IEA mostrou que, embora o Katrina tenha paralisado 50 plataformas de petróleo na região do Golfo do México, o furacão suspendeu apenas 1,5 milhões de barris na produção diária global (IEA, 2006). 84

96 Por essa razão, apesar dos estragos, a agência internacional afirmou que o Katrina ficou em décimo lugar entre os 11 maiores choques naturais que prejudicaram a indústria do óleo mundial. Porém, como notou o The Wall Street Journal, o Katrina só causou o impacto que causou por ocorrer quando o mercado de petróleo está no momento de oferta mais restrita em 30 anos. Segundo a IEA, os produtores mundiais de petróleo têm, no máximo, 1,5 milhão de barris para processar em uma emergência, prova da difícil relação oferta/demanda do produto. Seria preciso uma capacidade de produção de 3,5 milhões de barris (4% da demanda) para proteger os consumidores de qualquer choque longo de oferta (IEA, 2006). Caso da China O aumento de consumo de petróleo na China deve ser analisado separadamente porque a analise do mercado internacional do petróleo estará nos próximos anos cada vez mais relacionada com a evolução de oferta e demanda da China. Este país vem apresentando nas três últimas décadas, uma das maiores taxa de crescimento econômico quando comparada com o resto do mundo. Seu PIB tem crescido a uma taxa anual de 8,2% ao ano, desde de 1971, e somou 1,93 trilhões de dólares em 2004 (PINTO JR, 2003). A expectativa da Agência Internacional de Energia (EIA) é que esse valor mais que quadruplique em Consequentemente, o crescimento econômico tem estimulado um rápido crescimento da demanda de energia. Como resultado desse processo que continuará 85

97 vigorosamente em curso ao longo dos próximos anos, a China alcançou em 2002 a posição de segundo maior país consumidor de petróleo no mundo, ficando atrás apenas dos EUA e superando o Japão que, como todos os países industrializados, têm registrado, nas últimas décadas, uma relativa estabilidade no consumo. Desse modo, quando se compara os dados de demanda de petróleo da China com os outros países industrializados, fica manifesta a disparidade nos ritmos recente de crescimento: na última década, na China, a taxa média de crescimento anual do consumo de petróleo atingiu 7,2%, ao passo que a maioria dos países industrializados, o crescimento da demanda cresceu a taxas inferiores a 1,5% ao ano (BP, 2006). Dessa forma, a China tem se tornado um importador relevante no mercado internacional (cerca de 1,5 milhões de barris/dia). A importação de petróleo na China vem, desde 1993, crescendo continuamente para atender a crescente demanda energética do país. A taxa de crescimento relativa nos últimos nove anos foi de 8% e a expectativa dos estudos realizados pelo Departamento de Energia do EUA é de que, em 2010, a china alcance um nível de importações de 4,2 milhões de barris/dia (PINTO JR, 2003). É importante recordar algumas transformações institucionais que impulsionam a participação da China no comércio internacional. Em novembro de 2001, com a entrada da China na Organização Mundial do Comércio (OMC), o governo Chinês firmou compromissos de comércio e de liberalização de investimentos externos no país. Esse passo pode significar, para o setor energético, uma maior atração de investimentos externos e a possibilidade de atrair operadores estrangeiros em projetos de upstream. 86

98 Estes movimentos qualificam a China como um dos principais atores da indústria e do comércio internacional do petróleo nos próximos anos. Por essa razão, é de esperar, mantido tal ritmo de evolução da demanda, as importações chinesas, a curto prazo, também continuarão crescendo, uma vez que o resultado do esforço exploratório é incerto e, mesmo que venha a gerar incremento de reservas, só poderá diminuir o ritmo de importações em horizontes mais largos. Dessa forma, o comportamento da demanda de petróleo da China constitui-se numa das variáveis mais importantes a serem analisadas para o monitoramento de flutuações dos preços internacionais do petróleo. Diminuição do Crescimento da Oferta Os países produtores, principalmente os da OPEP, têm encontrado limites para aumentar a sua produção, no curto prazo, têm dificultado a reposição dos estoques mundiais. De fato, a capacidade de produção ociosa destes países produtores é estimada em cerca de 2 milhões de barris/dia, sendo cerca de dois terços deste total concentrados na Arábia Saudita, o que dificulta os aumentos da produção no curto prazo (PINTO JR, 2005). Este dado revela que, independentemente dos problemas geopolíticos, o comportamento atual dos preços também reflete, como em outros mercados, a necessidade de se iniciar um novo ciclo de investimentos na capacidade de produção. A incapacidade dos países da OPEP de aumentar a oferta aliada ao aumento da demanda faz com que os operadores tendam a se precaver no mercado futuro com contratos de hedge. Neste sentido, as operações no mercado futuro acabam por retro- 87

99 alimentar o movimento altista e a percepção de incerteza. Alterações significativas nesse quadro só serão passíveis de ocorrer com a reversão de alguns dos fatores que têm desequilibrado a estrutura de oferta e demanda, tais como o nível de importações e das demandas americana e chinesa, bem como a redução da instabilidade geopolítica no Golfo Pérsico. Como alternativa para reduzir a dependência dos conturbados fornecedores do Oriente Médio, grandes investimentos vêm sendo realizados na Rússia e na costa Ocidental da África, mas os resultados obtidos, até o momento, estão bastante aquém das otimistas previsões iniciais. O crescimento da produção de petróleo dos países que não integram a OPEP sofreu drástica desaceleração em 2005, mantendo-se praticamente estável, com o acréscimo de cerca de 1 milhão de barris de petróleo/dia em 2004 (BP, 2006). Esta queda explica-se menos pelo declínio produtivo de regiões maduras, como o Mar do Norte, do que pela paralisação temporária no Golfo do México causada pelos furacões Katrina e Rita, e mais importante pela desaceleração da produção da Rússia, que, de um aumento médio de 10% ao ano nos últimos cinco anos, caiu para 2% (BP, 2006). Como o petróleo de fora da OPEP não atende à nova demanda, a Organização passou a produzir mais, colocando em operação sua capacidade ociosa, que atualmente é predominantemente de óleos pesados. Embora mais do que suficiente em volume, essa oferta adicional mostrou-se inadequada em qualidade à demanda devido à falta de capacidade do parque mundial de refino (exceto para o EUA) para converter esses petróleos nos derivados médios e leves mais demandados, como o diesel e a gasolina. 88

100 Em conseqüência, os refinadores marginais pressionaram para cima os preços dos óleos mais leves, como o Brent e o WTI, a fim de obter rendimento adequado ao perfil da demanda. Assim se explica a ocorrência de margens de refino ainda mais elevadas em 2005, particularmente para os refinadores com capacidade de conversão. A Figura 2-4 mostra o aumento das margens líquidas de refino no Golfo do México, região com boa capacidade de conversão. Figura 2-4 Margens Líquidas (em US$) de Refino no Golfo do México (Petrobrás, 2006) Novos projetos de E&P de petróleo considerados grandes (aqueles de mais de 500 milhões de barris) são contados e muito poucos. O tempo necessário para colocar em produção um poço desde o momento de sua descoberta é em torno de 6 anos. Dessa forma, qualquer descoberta recente não poderá entrar em produção antes de A exploração de petróleo está chegando cada vez a regiões mais remotas, onde a extração 89

101 do cru é mais custosa, normalmente é de menor qualidade e se encontra em quantidades menores do que os encontrados em décadas passadas. Além disso, para cada barril descoberto se consomem todos os dias 4 barris (THOMAS, 2001). Este cenário aumenta a discussão de quando a produção mundial de petróleo irá chegar a sua máxima capacidade ou pico de produção, e inicie o seu declínio. Segundo a Associação para o Estudo do Petróleo e Gás (ASPO) 35, a produção mundial do petróleo iniciará o seu declínio entre 2007 e 2010, levando a uma escassez maior que a atual fazendo com que o preço do petróleo alcance novos recordes a cada semana (ASPO, 2004). Fatores Sazonais Os fatores sazonais também exercem influência sobre a demanda no curto prazo. O inverno rigoroso no Hemisfério Norte em 2005 aumentou a demanda por combustíveis para aquecimento, que já tem se traduzido em aumentos no preço internacional de petróleo e derivados nos primeiros meses do ano, fazendo com que a cotação do óleo bruto voltasse a romper a barreira dos US$ 50 por barril no primeiro trimestre de Por outro lado, os fenômenos naturais, como o furacão Katrina, afetou áreas restritas num curto período e têm apenas influências conjeturais, pois perturbam a produção durante alguns dias, mas não causam estragos de maior nas infra-estruturas 35 A ASPO não considera os óleos não-convencionais em sua estimativa. 90

102 básicas de produção e distribuição. Ao contrário, os incêndios no Iraque impediram a produção durante vários meses. Falta de credibilidade e falha das informações sobre oferta Na indústria do petróleo é comum que as reservas de petróleo sejam sobreestimadas tanto pelos paises produtores e pelas majors, provocando incerteza no mercado, e consequentemente elevações nos preços do petróleo. No ano de 2004, as questões empresariais decorrentes de falhas informacionais, no caso da Shell e de problemas fiscais, no caso da Yukos, ampliaram o grau de incerteza no mercado. O efeito Shell, que implicou na necessidade de reconhecimento de um menor nível de reservas provadas, acendeu uma luz amarela com relação à credibilidade das informações referentes à relação do indicador reservas/produção, afetando o valor das ações da empresa. Mesmo admitindo-se que o problema possa ser apenas um episódio singular, é bastante compreensível a reação de desconfiança de muitos operadores, traduzida pela manutenção de prêmios mais elevados para cobrir os riscos informacionais (PINTO JR, 2005). O caso da Yukos provocou-se certa desconfiança sobre a capacidade de produção e exportação russa, pois as relações do governo russo com a empresa petrolífera têm sido tensas. O governo vem exigindo pagamentos de impostos atrasados em valores extremamente elevados (US$ 3,4 bilhões) e já colocou na cadeia seu presidente por alegações de evasão fiscal e fraude (NONNENBERG, 2004). 91

103 A Arábia Saudita, além de ser maior produtor mundial de petróleo, sempre foi responsável por incrementar a produção mundial de petróleo quando ocorreram interrupções no fornecimento e em períodos em que os preços do petróleo estiveram em alta por questões políticas. Muitos especialistas começam a duvidar se é real a capacidade de produção diária (cerca de 9,5 milhões de barris dia) desse país e questionam severamente a confiabilidade dos dados disponíveis relacionados à capacidade restante de produção desta nação árabe e sobre todo o volume de suas reservas (Campbell e Laherrère, 1998). Em 1988 a Arábia Saudita foi o último dos países da OPEC a aumentar do dia para a noite as suas reservas declaradas, de modo a ter maior quota de produção, na altura para cerca de 240 mil milhões de barris. Desde então este país produziu 46 mil milhões de barris, mas pouco alterou as reservas declaradas, situando-as em 264 mil milhões de barris em 2004, quando um novo aumento aumentou suas reservas declaradas para pelo menos 464 mil milhões de barris (BP, 2006). Instabilidade geopolítica no Oriente Médio A incerteza quanto ao equilíbrio geopolítico no Oriente Médio faz com que o mercado de petróleo continue cobrando um prêmio de risco. As fontes de incerteza vieram da permanência da instabilidade política e institucional no Iraque, que vêm periodicamente dificultando as exportações. Hoje, as tensões políticas na região ainda exercem grande influência no mercado. No entanto, cada vez mais o mercado se volta para analisar quais serão os novos investimentos do Iraque, uma vez que sua capacidade 92

104 de produção foi prejudicada dados os diversos ataques sofridos. O mercado também aguarda a estabilização do novo governo que assumiu em Janeiro de Além disso, o aumento das tensões entre EUA e Irã culmina com o reforço das fontes de incerteza quanto ao equilíbrio geopolítico no Oriente Médio. Do mesmo modo, um agravamento estrutural do conflito entre Israel e Palestino poderia acarretar num alinhamento estratégico por parte dos países árabes produtores no sentido de reduzir explicitamente a produção. Concluindo, os altos preços atuais do petróleo é resultado de vários fatores que produziram a elevação significativa dos preços no passado e permaneceram ativos. Neste contexto, mudanças conjunturais na estrutura de oferta e demanda, como por exemplo, condições climáticas rigorosas ou greves em países produtores, favorecem os movimentos especulativos de curto prazo e tendem a reforçar as pressões de alta. No mercado petrolífero há "uma inelasticidade extrema" da procura e da oferta em relação ao preço do barril no curto prazo. Isso significa que qualquer alteração na procura (consumidores e importadores) ou na oferta (produtores e exportadores), mesmo que pequena, provoca sempre variações significativas no preço. Daí a chamada volatilidade do preço do crude - variações exageradas para cima ou para baixo, em função de 'choques' na procura ou na oferta. Sem a reversão das condições atuais no plano geopolítico, no comportamento aquecido da demanda e na resolução dos gargalos de oferta na capacidade de produção, devemos esperar pela continuidade da situação de preços elevados e voláteis, pois o 93

105 mercado tende a pedir prêmios elevados e parece ainda não conhecer a nova banda de flutuação que poderia reduzir a amplitude da volatilidade e estabilizar as transações. 2.6 Os Maiores Beneficiados com os Preços Altos de Petróleo Imagina-se que os únicos beneficiados com os altos preços do petróleo são os países produtores que aumentam suas receitas com a exportação de seu principal produto. Porém, existem outros agentes da indústria do petróleo que também se beneficiam com o atual cenário de preços altos. No último relatório, atualizado no ano de 2005, a OPEP estima que a cada ano o petróleo gere cerca de US$ 320 bilhões somente em tributos recolhidos pelos governos dos países integrantes do G-7, enquanto a cada ano os países membros da OPEP receberiam apenas cerca de US$ 250 bilhões. Ainda de acordo com suas estimativas, entre os anos de 2000 e 2004, os governos do G-7 teriam arrecadado US$ 1,600 bilhões sobre o petróleo contra apenas US$ 1,300 bilhões da OPEP (OPEC, 2005). Entre os países do G-7 os maiores tributos sobre o petróleo são cobrados no Reino Unido, seguido em ordem decrescente pela Itália, Alemanha, França, Japão, Canadá e, finalmente, Estados Unidos. Com raras exceções e inversões, esta é a mesma ordem dos preços do litro de gasolina nestes países, significando mais uma vez que, em boa parte, o preço final ao consumidor da gasolina depende fundamentalmente da grandeza dos tributos. Estes dados apresentados pela OPEP significam, sem sombra de dúvida, que os governos obtêm maior parcela da renda petrolífera do consumidor do que os países produtores e/ou as empresas de petróleo. 94

106 Além dos governos as empresas de petróleo também lucram e se capitalizam podendo aumentar os próprios investimentos no setor e, dessa forma, descobrir mais óleo, aumentar o fator de recuperação dos velhos campos, desenvolver tecnologia e novos produtos, além de propiciarem níveis mais elevados de empregos e desenvolvimento econômico em suas respectivas áreas de atuação. No caso do Brasil, onde temos uma empresa petrolífera estatal com capital aberto, a Petrobrás vem adquirindo força exportadora. Em 2005, suas exportações de petróleo foram da ordem de 352 mil barris dia, representando um aumento de 45% em relação ao ano anterior. Dessa forma, o preço elevado no mercado internacional vem contribuindo para o aumento da receita da empresa. Por conta desse desempenho, a empresa vem diminuindo o déficit em sua balança comercial (PETROBRAS, 2005). O aumento do preço do petróleo e a taxa de câmbio elevam a valoração da produção da Petrobrás, pois ao aumentar o preço de realização dos derivados produzidos nas refinarias da empresa, eleva também a sua receita. Em última instância, o aumento das receitas da Petrobrás implica maiores dividendos pagos aos acionistas, onde se inclui o próprio governo. Além destes dois fatores acima, no Brasil, cabe ressaltar um mais relevante que diz respeito à arrecadação de royalties. De acordo com a Portaria numero 155 da ANP, instituída em 1998, o preço mínimo do petróleo produzido em campos brasileiros, o qual é referência para o cálculo das participações governamentais, passou a variar de acordo com a taxa de câmbio real/dólar e com os preços do petróleo tipo Brent. 95

107 Observa-se, assim, que a evolução da apuração do valor de royalties a partir de 1998 segue claramente a influência dos preços do petróleo internacional e relativos entre as moedas. Figura 2-5 Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e média mensal da taxa de câmbio comercial (R$/US$) (ANP, 2005). Figura 2-6 Evolução da arrecadação mensal de royalties (em R$ 2004) e cotação média mensal do petróleo Brent Dated no mercado Spot (US$/Barril) (ANP, 2005). 96

108 No primeiro semestre de 2006, o pagamento de royalties e participação especial sobre a produção de petróleo e gás natural sofreu um aumento significativo em relação ao mesmo período de 2005, devido à manutenção em um nível elevado do preço do petróleo no mercado internacional e da crescente produção nacional. A receita de royalties no priemeiro semestre de 2006 atingiu R$ 3,6 bilhões, com um crescimento de 28% em relação ao mesmo período de A receita de participação especial alcançou R$ 3,9 bilhões, representando um aumento de 23% sobre a receita do ano anterior. Do total de R$ 7,5 bilhões arrecadados de royalties e participação especial, 61%, ou seja, R$ 4,6 bilhões destinaram-se aos estados e municípios brasileiros, enquanto o restante ficou com a União. Desses R$ 4,6 bilhões, 71%, (R$ 3,2 bilhões), foram arrecadados pelo estado do Rio de Janeiro e seus municípios (GLOBO ON-LINE, 2006). Finalmente podemos concluir que os ganhadores com a alta do preço do petróleo são os governos, os países produtores, as empresas de petróleo e os acionistas destas empresas. 97

109 3 O Pico da Produção do Petróleo O objetivo dessa seção é detalhar o conceito de Pico do Petróleo, que proclama o inevitável declínio e subseqüente término da produção de petróleo em qualquer área geográfica em questão. De acordo com a teoria, seja em apenas um poço de petróleo ou no planeta inteiro, a taxa de produção tende a seguir uma curva normal. No início da curva (pré-pico), a produção aumenta com o acréscimo de infra-estrutura produtiva. Já na fase posterior (pós-pico), a produção diminui devido ao esgotamento do recurso. Trata-se de tema de grande importância, uma vez que há indícios de que o pico correspondente ao ponto médio da curva ocorrerá dentro de poucos anos. Sendo consumido em maiores quantidades do que a natureza é capaz de prover, não há como negar, o petróleo poderá acabar. O problema é quando vai acabar. Para melhor precisar esse quando, uma quantidade enorme de prognósticos foi e vem sendo elaborada desde que o ouro negro jorrou em Titusville, Pensilvânia, em A partir de então, a cada nova revisão dos prognósticos sobre até quando contaremos com esse recurso tão determinante ao modelo de desenvolvimento atual, mais à frente se vislumbra o horizonte de seu esgotamento, contrariando, sempre, afoitos e pessimistas. Estes, contudo, não cessam de proclamar suas profecias. Caso essas previsões estejam corretas, a crise de oferta é iminente, e pouco poderá ser feito para amenizar seus efeitos danosos para a economia mundial. Provavelmente, o ajuste inicial do mercado de petróleo seria feito por meio de uma forte retração da demanda, pressionado pelos preços elevados, o que se traduziria em uma forte e duradoura recessão mundial. Somando-se a isso, a substituição do petróleo 98

110 por outras fontes de energia teria de ocorrer de forma abrupta e constante para manter estáveis os níveis de atividade econômica. 3.1 O Pico de Hubbert Na literatura referente à produção de petróleo, é muito freqüente a utilização da relação reservas/produção quando se discute o futuro do petróleo. As estimativas mais comuns são de que as reservas provadas atingem cerca de um trilhão de barris, o que, considerando-se a produção atual de cerca de 25 bilhões de barris/ano, garantiria o atendimento da demanda por 40 anos (BP, 2006). A ampla divulgação dessa relação e sua utilização sem ressalvas, além de contribuir de forma decisiva, sem dúvida, para a falta de preocupação da opinião pública com o suprimento de petróleo a médio e longo prazo, pressupõem que a evolução da produção segue um dos perfis abaixo: aumento até um certo patamar, que se mantém por vários anos, seguido de rápido declínio; e aumento constante até um pico, seguido de declínio muito rápido. A curva habitual da produção de um determinado campo de petróleo, entretanto, não obedece a nenhum desses dois padrões. O petróleo assim como o gás natural se origina, como é amplamente conhecido, de alterações químicas sofridas por sedimentos orgânicos ao longo de milhões de anos. O material orgânico inicialmente sólido transforma-se em uma mistura de hidrocarbonetos líquida ou gasosa que preenche os interstícios de uma camada rochosa. Ocorre que esses hidrocarbonetos, em virtude de serem menos densos que o material orgânico original, estão submetidos a considerável pressão por parte das rochas que os contêm (Campbell, 1997). Ao se perfurar um poço, 99

111 a pressão nos poros da camada rochosa faz com que o petróleo ou o gás subam até à superfície. O papel da pressão da jazida explica o perfil de extração normalmente encontrado em poços de petróleo. Após uma rápida expansão até um pico, a extração decresce gradativamente, à medida que cai a pressão da jazida e o fluxo do petróleo em seu interior é dificultado pela tensão superficial dos poros (Campbell, 1997). Figura 3-1 Curva Natural de Extração (Campbell, 1997). A queda da pressão e o fluxo de petróleo são influenciados por diversos fatores, cuja análise detalhada está fora do escopo deste trabalho. O importante, para os nossos fins, é observar que a curva de exaustão de um poço de petróleo diverge da sugerida pela relação reservas/produção. O que se aplica a um poço individual é válido, em linhas gerais, para uma jazida ou uma província petrolífera. A única e crucial diferença é que, em face da otimização da produção de diversos poços, a produção de uma província petrolífera segue, aproximadamente, uma curva normal (Campbell e Laherrère, 1998). Caso o poder de mercado da empresa proprietária da jazida seja suficientemente grande para controlar a taxa de extração, é possível que se verifique um 100

112 patamar, e não um pico, embora sem modificações nos períodos de crescimento e declínio (Campbell, 1997). Figura 3-2 Extração de uma Província Petrolífera (Campbell e Laherrère, 1998) Baseando-se nos perfis de extração expostos acima, o geólogo M. King Hubbert previu, em 1956, que a produção de petróleo dos Estados Unidos chegaria ao pico em torno de 1970, seguindo-se um longo período de declínio (Deffeyes, 2001). A previsão revelou-se correta (o pico foi atingido em 1969) e pode ser considerada como a origem remota dos estudos a respeito da exaustão do petróleo comentados nesse capítulo. O ponto em que a produção atinge o máximo foi denominado Pico de Hubbert, em sua homenagem. A metodologia utilizada por Hubbert é relativamente simples. A premissa inicial é que as jazidas de petróleo são descobertas, em geral, de acordo com a seqüência descrita a seguir (Hubbert, 1956): em primeiro lugar, descobrem-se as jazidas mais acessíveis (por exemplo, situadas a pouca profundidade); 101

113 à medida que evoluem as tecnologias de prospecção e o conhecimento geológico da província em questão, descobrem-se as jazidas de maior dimensão; e as últimas jazidas a serem descobertas serão as de acesso mais difícil e de dimensões relativamente reduzidas. Essa seqüência corresponde, aproximadamente, a uma curva normal, cujo ponto médio seria ocupado pela jazida de maior porte da região. Tal perfil de descobertas não é apenas hipotético, sendo semelhante ao verificado em diversas regiões. Já a curva de produção, por outro lado, também é aproximadamente normal, como visto, desde que os produtores não interrompam artificialmente o aumento da extração (hipótese pouco realista numa conjuntura de crescimento do consumo). A evolução da produção numa província determinada, portanto, pode ser estimada com razoável precisão até o esgotamento, desde que sejam conhecidas a seqüência temporal da produção e o total das reservas. Esse total, por sua vez, pode ser estimado a partir da seqüência das descobertas. Como as duas seqüências seguem, em linhas gerais, o mesmo padrão (curva normal), é possível confirmar a curva de produção defasando tipicamente de algumas décadas a curva das descobertas, conforme pode ser observado na Figura

114 Figura 3-3 Exemplo Ilustrativo da Correlação entre o Pico de Produção e as Descobertas (Campbell, 1997). A previsão de Hubbert foi bastante facilitada, sem dúvida, pela abundância de informações a respeito da produção e das descobertas de petróleo nos Estados Unidos, assim como pelo fato de que a evolução da produção norte-americana obedece basicamente a fatores de ordem econômica. A tentativa de estimar o pico da produção mundial que será objeto da próxima seção é muito mais difícil. De fato, as informações a respeito da produção e das reservas são de qualidade muito desigual e, com freqüência, pouco confiável. Além disso, a produção de petróleo na região mais importante o Golfo Pérsico sofreu forte influência de fatores políticos por muito tempo, o que distorce consideravelmente as projeções. 3.2 Estimativas da Ocorrência do Pico da Produção Mundial O método desenvolvido por Hubbert para prever o futuro da extração de petróleo nos Estados Unidos pode ser aplicado ao mundo como um todo, o que foi feito, 103

115 em 1982, pelo próprio Hubbert (Deffeyes, 2001). Para tanto, basta estimar a totalidade do petróleo existente (em condições de ser extraído de forma econômica) e a taxa de crescimento da produção. No momento em que a produção acumulada atingir a metade ou, no mínimo, a vizinhança da metade do total existente, a produção estará no máximo e tenderá a declinar a partir desse ponto. A grande dificuldade para efetuar esse cálculo consiste, como seria de esperar, em conhecer a totalidade do petróleo existente. De fato, as informações sobre reservas são pouco confiáveis e, freqüentemente, consideradas segredo de Estado. A proporção do petróleo recuperável economicamente, por outro lado, depende fortemente da evolução da tecnologia da extração. Finalmente, o próprio crescimento da demanda só pode ser projetado com alguma incerteza, já que envolve, por exemplo, o cálculo da elasticidade de substituição por outras fontes de energia. Levando em conta as dificuldades mencionadas, os especialistas que aceitam as idéias de Hubbert, dispuseram-se a dimensionar, com o máximo de consistência possível, o montante do petróleo economicamente recuperável e, por conseguinte, a data de ocorrência do pico [Campbell (1997), Laherrère (2000), Deffeyes (2001)]. O resultado desses esforços será apresentado a seguir. Para estimar o total do petróleo recuperável, é preciso quantificar: a produção acumulada; as reservas conhecidas; as reservas a serem descobertas ou a probabilidade de adição de reservas; e a evolução futura da taxa de extração. 104

116 A produção acumulada não oferece, naturalmente, grandes problemas. A situação é bem diferente no que se referem às demais questões, a começar pelas reservas conhecidas. Com efeito, a definição de reserva de petróleo varia de modo substancial, conforme os países ou empresas produtores. Além do valor absoluto das reservas, é fundamental levar em consideração em que data elas foram descobertas. De fato, boa parte do crescimento das reservas se deve à reavaliação das já conhecidas, e não à descoberta de novas jazidas. Alguns autores, utilizando informações de bases de dados privadas, procuraram eliminar esse crescimento aparente através do chamado backdating, técnica que permite antecipar que, se as reservas em uma jazida são reavaliadas, o valor revisto é considerado como estando presente na data em que ela foi descoberta (Illum et alii, 2003). A Figura 3-4 permite comparar a evolução das reservas mundiais de petróleo, de acordo com a técnica do backdating e com os métodos usuais. Figura 3-4 Reservas Mundiais de Petróleo (Em Bilhões de Barris) segundo Estimativas do Oil & Gás Journal e Laherrère (2000) 1950/2010 (Laherrère, 2000). 105

117 O gráfico da Figura 3.4 torna perfeitamente claro supondo, naturalmente, que as estimativas dos autores citados sejam corretas o caráter errôneo da percepção generalizada de que as reservas têm crescido regularmente, apesar do aumento da produção. É fácil imaginar as conseqüências de uma mudança nessa percepção para as expectativas quanto ao futuro da produção, e dos preços, do petróleo. Antes de examinar as perspectivas de novas descobertas, é necessário analisar, sumariamente, os aumentos das reservas declaradas por países e empresas produtores que, aparentemente, não estão relacionados com novas jazidas. O exemplo mais nítido, sem dúvida, é o dos países da Opep, cuja produção obedece a um sistema de quotas, estabelecido em 1982, no esforço de manter os elevados preços então vigentes (YERGIN, 1990). O sistema de quotas, entretanto, não conseguiu deter a acentuada queda dos preços a partir de 1986, motivada, principalmente, pelo grande aumento na produção de países não pertencentes à Opep, o que levou os seus membros a tentar aumentar suas quotas individuais, de modo a compensar a queda nos preços pelo aumento da produção. Como as reservas declaradas constituem um dos fatores para determinar as quotas de cada membro, o resultado foi o grande crescimento das reservas, o que parece suspeito a muitos analistas do setor, por não corresponder a descobertas conhecidas (Campbell, 1997). Nesse contexto, existem razões para supor que a Arábia Saudita estaria próxima do pico, já que a maior parte de sua produção é extraída de um único campo que já produz há muitos anos. 106

118 Tabela 3-1 Aumentos anômalos reportados das reservas 1980/1995 Abu Dhabi Dubai Irã Iraque Kuwait Arábia Saudita Venezuela ,0 1,4 58,0 31,0 65,4 163,3 17, ,0 1,4 57,5 30,0 65,9 165,0 18, ,6 1,3 57,0 29,7 64,5 164,6 20, ,5 1,4 55,3 41,0 64,2 162,4 21, ,4 1,4 51,0 43,0 63,9 166,0 24, ,5 1,4 48,5 44,5 90,0 169,0 25, ,0 1,4 47,9 44,1 89,8 168,8 25, ,0 1,4 48,8 47,1 91,9 166,6 25, ,2 4,0 93,0 100,0 91,9 167,0 56, ,2 4,0 92,9 100,0 91,9 167,0 58, ,2 4,0 92,9 100,0 94,5 257,5 59,0 Fonte: Campbell (1997) Obs: Os aumentos estão sublinhados em negrito A prática de declarar níveis de reservas provadas que não correspondem à realidade não está restrita aos países exportadores de petróleo, pois há indícios de que algumas empresas petrolíferas subestimam o volume das reservas contabilizadas em seus relatórios financeiros periódicos. O objetivo seria, aparentemente, apresentar aos investidores do mercado de capitais um quadro de crescimento regular das reservas (principal ativo dessas empresas), de modo a garantir a valorização contínua de suas ações (Laherrère, 2000). O recurso à subestimação, no entanto, tem limites, já que em algum momento o crescimento declarado das reservas colidiria com a realidade, o que seria uma explicação para a surpreendente revisão para baixo das reservas da Shell, ocorrida em janeiro de 2004 (Aspo, 2004). 107

119 Levando em conta os ajustes mencionados acima, os seguidores de Hubbert reunidos na (Aspo) - A Associação para o Estudo do Pico do Petróleo e Gás (ASPO) foi fundada pelo geólogo irlandês Colin Campbell, e tem como principal objetivo estudar o momento do pico destes dois recursos. Esta associação argumenta que o modelo de Hubbert é fundamentalmente correto - estimam que as reservas provadas de petróleo convencional (excluídos os provenientes das regiões polares e de águas profundas) são da ordem de apenas 780 bilhões de barris, em contraste com a estimativa de bilhões da British Petroleum. Já o dimensionamento da quantidade de petróleo a ser descoberta é, naturalmente, muito mais controverso que o das reservas existentes e constitui o núcleo da discórdia entre os seguidores de Hubbert e o meio petrolífero (mainstream) em geral. A estimativa da Aspo (2004) é de 150 bilhões de barris. As conclusões dos defensores do modelo de Hubbert serão expostas a seguir, mostrando-se em contraposição o ponto de vista da Energy Information Administration (EIA), órgão especializado do governo norte-americano. O procedimento usado por Hubbert para estimar o total de petróleo existente nos Estados Unidos foi generalizado por seus seguidores para estimar o total mundial [Campbell (1997), Laherrère (2000), Deffeyes (2001)]. O grau de incerteza do resultado é bem maior, em virtude, como já foi mencionado, da qualidade inferior das informações disponíveis e da evolução menos regular das descobertas e da produção. Para definir a data do pico mundial que estará situado no entorno do ponto médio da curva de produção global é preciso quantificar a totalidade do petróleo recuperável existente. Cabe salientar que a maior parte do petróleo contido nas jazidas 108

120 (oil in place) não é recuperável, mesmo com as tecnologias mais avançadas. O total do petróleo recuperável consiste na soma de produção acumulada + reservas + reservas a descobrir. Pela definição adotada pela Aspo que é bastante restritiva para o petróleo convencional 36, os valores são os seguintes, em bilhões de barris: produção acumulada até 2003: 920; reservas conhecidas: 780; reservas a descobrir: 150; e total: O pico seria, portanto, iminente, já tendo ocorrido em A participação crescente do petróleo não-convencional que na definição da Aspo abrange o petróleo das regiões polares, o de águas profundas e os líquidos de gás natural teria pouca influência, deslocando o pico para A inclusão do petróleo não-convencional eleva o montante do petróleo recuperável para cerca de 2,5 trilhões de barris. Figura 3-5 Produção de Petróleo Convencional e Não-Convencional 1930/2050 (ASPO, 2004). 36 Pela definição da ASPO para petróleo convencional são excluídos o petróleo offshore de águas 109

121 A data estipulada na Figura 3-5 pode parecer excessivamente próxima. Trata-se, no entanto, de questão crucial: basta imaginar as conseqüências da redução contínua da oferta da fonte de energia usada nos transportes para a economia global. Não é surpreendente que a própria idéia do Pico de Hubbert enfrente tanta resistência. O detalhamento das estimativas do pico de produção de petróleo convencional segundo região encontra-se na Tabela 3-2. Tabela 3-2 Previsão do Pico do Petróleo segundo Região 2005/2050 Região Extração Anual de Petróleo Convencional (milhões de Barris/Dia) Bilhões de Barris (Total) Data do Pico* Estados Unidos (menos Alasca) 3,6 2,8 1,7 0, Europa 5,0 3,6 1,8 0, Rússia 9,1 10,0 5,5 0, Golfo Pérsico 19,0 19,0 17,0 10, Outras Regiões 27,0 23,0 17,0 9, Total 64,0 58,0 43,0 20, Fonte: ASPO (2004) * Os picos regionais ocorreram anteriormente ao pico global projetado em virtude do caráter atípico das curvas de produção dos países da OPEP e da antiga União Soviética, entre as décadas de 1970 e Antes de apresentar o cenário adotado pela EIA, é interessante observar que dois argumentos distintos parecem corroborar a previsão de que o pico da produção está próximo: em primeiro lugar, de acordo com algumas estimativas, em cerca de metade dos países produtores a quantidade extraída anualmente está em queda, ou seja, já passou do pico, encontrando-se nessa situação alguns dos maiores produtores mundiais, profundas, areias betuminosas do Canadá e o petróleo pesado da Venezuela. 110

122 como Estados Unidos, Grã-Bretanha, Noruega, Canadá 37 e Indonésia (este último país, embora faça parte da OPEP, tornou-se recentemente importador de petróleo); além disso, em segundo lugar, o pico das descobertas ocorreu em meados da década de , enquanto na atualidade o volume descoberto anualmente corresponde a menos de um terço, aproximadamente, da produção (ASPO, 2004). A Figura 3-6 ilustra a evolução das descobertas desde Figura 3-6 Produção x Descobertas (ASPO, 2004). Para estimar o total do petróleo recuperável existente no mundo, a EIA utiliza-se de metodologia bastante diferente da que foi discutida até agora, adotando os métodos de outro órgão governamental, o United States Geological Survey (USGS). Em vez de 37 Parcela expressiva da produção canadense atual é formada por petróleo não-convencional (areias asfálticas). Porém, a produção/reservas cresce consideravelmente com o petróleo não-convencional. O mesmo ocorre com a Venezuela. 38 Por outro lado, no Oriente Médio apenas 2% dos poços pioneiros foram perfurados entre 1984 e Logo, permanece uma perspectiva de adições de reservas nessa região e fica a pergunta se o pico das descobertas se deu apenas por questões físicas, ou se aspectos de acesso, 111

123 estimar o total a partir da extrapolação da tendência histórica das descobertas, o método do USGS divide a superfície da Terra em numerosas regiões, e em cada uma delas, com base em suas características geológicas, procura então calcular a quantidade de petróleo recuperável original, considerando uma certa distribuição de probabilidade (95%, 50% e 5%). A projeção do USGS, além disso, supõe que a taxa de extração, ou seja, a proporção do petróleo original que pode ser recuperável economicamente, irá elevar-se dos 30% atuais para 40%, em virtude do progresso das tecnologias de extração. Em documento divulgado em 2003, é interessante observar que a IEA declara-se seguidora das idéias de Hubbert, uma vez que o modelo utilizado trabalha com o conceito de pico de produção. Verifica-se, no entanto, uma diferença fundamental em relação ao modelo original de Hubbert: enquanto a curva de produção se mostra assimétrica, a etapa de declínio é muito mais rápida que a de crescimento (IEA, 2003). Dessa forma, o pico, nas projeções da EIA, encontra-se muito distante, no futuro, do ponto médio da produção. A combinação das probabilidades estimadas pelo USGS para o total de petróleo recuperável com três projeções de crescimento da demanda resultou no conjunto de nove cenários para o pico de produção de petróleo. Os três cenários com crescimento de 2% da demanda por óleo cru são apresentados na Figura 3-7: tecnologia e estratégia de NOCs também são importantes (por exemplo, redução de esforço exploratório em função de elevada Reservas/Produção). (SZKLO, 2006).. 112

124 Figura 3-7 Cenários de produção anual com taxas de crescimento de 2% e diferentes níveis de reservas recuperáveis (em bilhões de Barris/Ano) (EIA, 2003). Embora a análise detalhada dos vários cenários esteja fora do escopo deste trabalho, talvez seja conveniente duas objeções formuladas por especialistas aos cenários da EIA (2003): a rapidez do declínio é pouco compatível com as condições geológicas da maioria das jazidas de petróleo; e as tecnologias que permitiriam o aumento da taxa de extração de 30% para 40% defrontam-se com problemas para ser aplicadas em numerosas jazidas e dependem do preço do petróleo (Aspo, 2003). O aparente otimismo das projeções da EIA pode ser constatado pelo exame da Figura 3-8, que reúne diversas estimativas das reservas mundiais de petróleo feitas por vários autores em datas diferentes. Das 24 estimativas, as duas maiores são a média e a otimista do USGS, verificando-se igualmente que a maior parte das estimativas está mais próxima das de Campbell que da projeção média do USGS. 113

125 Figura 3-8 Estimativas publicadas das reservas mundiais em trilhões de barris (EIA, 2003) Apesar do otimismo das projeções da EIA, algumas companhias petrolíferas já reconhecem a ocorrência do pico petrolífero. A Repsol YPF, a principal companhia petrolífera espanhola, reconheceu formalmente a realidade do pico petrolífero. O reconhecimento foi feito durante a última conferência da European Association of Geoscientists and Engineers, onde apresentou ali o seguinte gráfico (Figura 3-9) do declínio: 114

126 Figura 3-9 Produção mundial de petroleo (YPF, 2005). A Chevron também já reconhece publicamente o pico petrolífero através de anúncios nos veículos de media 39 e criou um site na internet (será que você se juntará a nós?) destinado a promover o diálogo acerca dessas questões. Além disso, a ameaça do fim da era do petróleo vem provocando mudanças de enfoque nas principais empresas petrolíferas do mundo. É o caso, por exemplo, da BP, que inclusive alterou seu nome de British Petroleum para Beyond Petroleum; ExxonMobil, Shell e a própria Petrobras, que tornaram públicas suas estratégias de investir no desenvolvimento de energéticos alternativos ao petróleo, tal como o gás natural, a célula de hidrogênio, a energia solar, a eólica e o biocombustível, transformando-se em verdadeiras empresas de energia. 39 A Chevron publicou um anúncio no qual afirma que "O mundo consome dois barris de petróleo por cada barril descoberto. Devemos preocupar-nos?". 115

127 3.3 Posicionamento Estratégico do Brasil: Riscos e Oportunidades O pico de produção de petróleo no Brasil é bastante difícil de ser previsto 40 devido à localização em águas profundas das principais reservas, que elevam o custo do investimento em procura e mapeamento de novas áreas de produção. Ao final de 2004, cerca de 91% das reservas brasileiras provadas de petróleo, de 11,2 bilhões de barris, localizavam-se no mar. A distribuição geográfica das reservas pode ser observada na Tabela 3-3: 40 Segundo SZKLO (2006), as curvas de produção de petróleo, modeladas segundo Hubbert para o Brasil, indicariam picos de produção com defasagem de 15 anos, conforme se evoluiu de reservas com 75% de certeza (pico 3,27 Mbpd em 2020) para reservas com 50% (pico 3,28 Mbpd em 2028) e 30% de certeza (Mbpd em 2036). 116

128 Tabela 3-3 Distribuição Geográfica das Reservas Brasileiras de Petróleo Local Estado Reserva Provada (Milhões de Barris) Reserva Total (Milhões de Barris) Terra Alagoas 10,9 24,7 Amazonas 100,0 123,8 Bahia 214,8 402,5 Ceará 6,8 17,6 Espírito Santo 58,4 112,7 Rio Grande do Norte 250,2 310 Sergipe 223,3 307,9 Subtotal 864, ,3 Mar Alagoas 1,6 2,0 Bahia 2,3 6,1 Ceará 70,1 79,2 Espírito Santo 1.205, ,6 Paraná 2 14,8 44,0 Rio de Janeiro , ,2 Rio Grande do Norte 67,4 116,0 São Paulo 39,9 63,0 Santa Catarina 3 9,9 21,0 Sergipe 36,1 93,1 Subtotal , ,2 Total , ,4 Fonte: ANP, As reservas do campo de Roncador estão apropriadas totalmente no estado do Rio de Janeiro por simplificação. 2 As reservas do campo de Tubarão estão apropriadas totalmente no estado do Paraná por simplificação. 3 Incluindo as reservas dos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Bicuda, Baleia Franca, Lagosta, Mexilhão e Salema Branca, ainda não formalmente reconhecidas pela ANP. O crescimento da produção de petróleo no Brasil vem sendo bastante significativo: entre 1993 e 2003, quando foram produzidos 545 milhões de barris, houve 117

129 um aumento de 112%. A produção é fortemente concentrada na Bacia de Campos, sendo o Rio de Janeiro responsável por 84% do petróleo produzido em 2003 (ANP, 2005). A produção de novos campos com planos de desenvolvimento aprovados, listados pela ANP, indica crescimento até 2009, porém será necessário descobrir e desenvolver outros campos de grande porte nos próximos anos para que a tendência de crescimento se mantenha, porque o campo de Marlim, o principal da Bacia de Campos, estaria próximo de atingir o pico de produção. Vale ressaltar, no entanto, que é planejado um investimento de US$ 34,1 bilhões em exploração e produção de novas áreas no período 2006/10, valores que representam um incremento de US$ 13,6 bilhões em relação à previsão realizada para o período 2003/07 e poderão ser revertidos em incremento das reservas nacionais de petróleo (PETROBRAS, 2005). Aparentemente, nos últimos anos a Petrobras concentrou esforços na exploração dos campos já provados, que demandaram vultosos investimentos em um período de preços e rentabilidade relativamente baixos. Nesse cenário de restrição de fontes de recursos, a opção parece ter sido investir menos na prospecção de novas áreas de produção e na recomposição de suas reservas e mais no desenvolvimento e produção dos campos existentes. Há evidências de que a geologia do Atlântico Sul é uma das mais favoráveis ao descobrimento de novas reservas de petróleo em águas profundas (Aspo, 2003). Além disso, há uma possibilidade de o potencial exploratório no Brasil esteja subestimado, devido ao atual estágio do conhecimento de suas bacias. Neste caso, um instrumento 118

130 útil de análise da maturidade exploratória de regiões é o Indicador de Intensidade Exploratória (IE), que consiste na razão área sedimentar/número de poços perfurados (exploratórios ou totais). O IE brasileiro varia entre o valor de aproximadamente 10 Km 2 /PExp (quilômetros quadrados/poço exploratório) no Recôncavo Baiano, a bacia sedimentar mais explorada, e aproximadamente Km 2 /PExp na Bacia do Parnaíba, a menos explorada (SZKLO, 2006). No Brasil existem ainda áreas de fronteiras quase que totalmente inexploradas, como, por exemplo, a Bacia do Parecis- Alto Xingu com apenas dois poços perfurados, perfazendo um IE de Km 2 /PExp (SZKLO, 2006). Na média, o IE brasileiro situa-se em torno de Km 2 /PExp ou 305 Km 2 (quilômetros quadrados por poços totais, incluindo os de desenvolvimento) (SZKLO, 2006). Assim, mesmo as bacias consideradas maduras no Brasil seriam consideradas pouco exploradas em países com o Estados Unidos. Adicionalmente, os esforços exploratórios até hoje aplicados na maior parte das bacias inferiores do país foram reduzidos e certamente ainda insuficientes para uma efetiva análise critica de seu real potencial petrolífero (SZKLO, 2006). Portanto, do ponto de vista da oferta de fontes de energia, o posicionamento estratégico do país é bastante favorável. O Brasil estaria relativamente bem preparado para absorver um novo choque do preço do petróleo ou até mesmo uma diminuição da produção mundial após o pico de produção. Existem quatro principais fatores que corroboram essa opinião: O primeiro fator é a participação acentuada da geração hidrelétrica renovável e de baixo custo na matriz energética nacional. No caso de elevação do preço do petróleo, a grande parcela de geração hidrelétrica deverá aumentar a 119

131 competitividade da economia nacional, comparada com economias cuja matriz é fundamentada no petróleo. A auto-suficiência na produção de petróleo, que foi atingida em maio de 2006, é uma segunda vantagem, no caso de ocorrência de um cenário de escassez da oferta. A produção nacional seria suficiente para atender à demanda e poderia evitar que o país fosse obrigado a disputar petróleos escassos a preços elevados em caso de escassez no mercado internacional. A manutenção dessa situação dependeria, no entanto, da manutenção da capacidade de produção nacional, uma vez que, a demanda doméstica, no momento, é de, aproximadamente, 1,8 milhões de barris diários, e a Petrobras só tem reservas provadas de 16 bilhões de barris, o suprimento estaria assegurado pôr mais 15 anos, e depende também da realização dos investimentos previstos para o refino (metalurgia e conversão). Assim sendo e se não descobrir mais petróleo no futuro, a empresa só terá capacidade de satisfazer o abastecimento, com petróleo nacional, ate Um terceiro fator de vantagem relativa do Brasil é a recente descoberta de grandes reservas de gás natural na Bacia de Santos e a previsão de aumento de sua participação na matriz energética nacional. O gás natural é mais abundante que o petróleo no mundo e vem substituindo seus derivados com vantagens em diversas áreas (geração de energia elétrica, transporte etc.). No Brasil, o esforço de aumento das redes de distribuição e transporte deve ser ampliado, visando maximizar a possibilidade de substituição de derivados de petróleo pelo gás natural. A disseminação do uso do gás natural no país deve levar em conta ainda que existem reservas consideráveis nos países vizinhos (Bolívia e Venezuela) que não têm utilização alternativa para o gás a não ser a possibilidade de 120

132 produção de GNL para exportação, que, entretanto, possui um custo bastante elevado de investimento e rentabilidade relativamente mais baixa do que a venda in natura para o Brasil. A participação do gás natural na matriz energética nacional vem crescendo, apesar do preço elevado do gás importado da Bolívia e dos gargalos de infra-estrutura e regulação do mercado. No entanto, esses pontos devem ser equacionados, para que o país possa aproveitar ao máximo a vantagem da localização próxima dos centros industriais a grandes reservas de gás natural. O Brasil possui uma grande vantagem competitiva na produção de energia a partir de fontes alternativas e renováveis, como o álcool, biodiesel e H-Bio. Portanto, deve haver apoio institucional aos investimentos na produção desse tipo de energia e à pesquisa e desenvolvimento de biotecnologia associada a tais produtos. O BNDES vem discutindo alternativas para desenvolver a produção de biodiesel e aumentar a competitividade da produção de álcool e outras fontes renováveis de energia. Por outro lado, no caso de um choque do preço de petróleo, seja ele causado por fatores conjunturais ou por escassez de oferta devido ao atingimento do pico de produção mundial, existem três fatores principais de fragilidade da economia brasileira: o atual nível de endividamento externo, a concentração dos transportes no modal rodoviário e as rodadas de licitações promovidas pela ANP. No que diz respeito ao endividamento externo, os choques de preços de petróleo, no passado, foram acompanhados por grande elevação das taxas de juros em todo o mundo, visando conter a disseminação do aumento dos preços de petróleo e 121

133 derivados para o resto da economia, sob a forma de inflação. Esse movimento agravou, principalmente, a situação de países como o Brasil, cujas dívidas se multiplicaram pela necessidade de importar derivados de petróleo caros e pelo pagamento de juros elevados. No caso de ocorrer um novo choque de preços, possivelmente a elevação dos juros não se repetirá na mesma magnitude dos choques anteriores, uma vez que, o Brasil vem reduzindo o seu nível de endividamento externo. Isso se as autoridades monetárias nacionais decidirem que os efeitos recessivos do aumento dos juros, quando associados a um aumento de preços de petróleo (que por si só já é um fator de restrição da capacidade de gasto), podem ser desastrosos para as economias nacionais. A concentração no transporte rodoviário de cargas e de passageiros, por sua vez, pode aumentar o efeito multiplicador de um choque de preços de petróleo na economia brasileira, porque a enorme frota de caminhões e ônibus depende quase que exclusivamente do suprimento de diesel, derivado de petróleo. O desenvolvimento de outros modais (ferroviário, marítimo e fluvial) é fundamental, pois podem utilizar diferentes combustíveis ou energia elétrica gerada de fontes diversas e, além disso, possuem uma eficiência energética maior. Portanto, economias neles baseadas terão custos de transporte mais baixos. Nesse aspecto, o Brasil tem muito que avançar, sendo essa uma excelente oportunidade de investimento. A abertura do setor do petróleo no Brasil, com a promulgação da Lei 9.478, foi preconizada como a solução necessária para forçar a redução do custo dos derivados, argumentando-se, à época, que a competição entre as empresas levaria, naturalmente, à diminuição dos preços aos consumidores. 122

134 A abertura vem sendo realizada através de rodadas de licitações da ANP que permite a exploração de preciosas jazidas a empresas transnacionais. Cerca de metade das áreas já licitadas foram ganhas por empresas estrangeiras, que assinaram contratos de 30 anos de validade, com a ANP. Esses contratos permitem a exportação do petróleo descoberto, uma vez atendidas às necessidades nacionais de curto prazo. As empresas estrangeiras, que começaram a prospecção no país desde 1999 (ano da 1ª licitação), ao descobrirem petróleo, vão estar exportando o excedente, durante a fase em que a Petrobrás terá capacidade de garantir o abastecimento nacional, como já vem ocorrendo; tão logo a Petrobrás esgote a capacidade de assegurar, autonomamente, esse abastecimento, as empresas estrangeiras serão obrigadas a atender o abastecimento do país, mas pelo preço internacional (devido aos contratos), podendo continuar exportando o excedente de produção. Dessa forma, é necessária uma legislação que assegure ao país o abastecimento, mesmo após 2020, com petróleo a custos razoáveis e pôr um longo período, através da Petrobrás. Em síntese, o país deve se preparar para um cenário de escassez de oferta de petróleo. Serão necessários diversos investimentos em infra-estrutura, principalmente no transporte e distribuição de gás natural, na prospecção e exploração de novas áreas de extração de petróleo e no transporte ferroviário, marítimo e fluvial. Desse modo, poderão ser absorvidos os efeitos de um novo choque de preços de petróleo, sem que haja reflexos danosos maiores à economia nacional. Somando-se a isso, nesse cenário o Brasil poderá desenvolver vantagens comparativas importantes, relacionadas às características específicas da sua matriz energética e ao desenvolvimento de fontes renováveis de energia a custos competitivos. 123

135 4 INFLUÊNCIA DO PREÇO DO PETROLEO NA ECONOMIA MUNDIAL Como fonte primária de energia amplamente utilizada a partir de meados da primeira metade do século XX, o petróleo tem exercido grande influência na economia global. Os aspectos de oferta e demanda, com conseqüente repercussão no seu preço, afetam a economia mundial sob vários aspectos. A transferência de produto bruto entre países importadores e países exportadores de petróleo segue as flutuações de seu preço. O preço do petróleo afeta diretamente o preço de seus derivados que são utilizados tanto como matéria prima como produto final, repercutindo no consumo das famílias e impactando no seu poder de compra e, consequentemente, na sua cesta de produtos. A vulnerabilidade dos países importadores de petróleo a um aumento significativo de preço depende da intensidade de seu uso em suas economias. De acordo com estudo realizado pela Agência Internacional de Energia (IEA), em colaboração com o departamento econômico da OECD (Organization for Economic Co-Operation and Development) demonstrou-se que, em 2004, um aumento de US$ 10 no preço do barril causaria uma redução no produto bruto de 0,4% nos países da OECD como um todo (IEA, 2004b). Os países da região do Euro, altamente dependentes do petróleo importado, teriam uma redução em seu produto bruto de 0,5%. Os Estados Unidos teriam uma queda menor, 0,3%, devido a sua produção que atende grande parcela de suas necessidades. Porém o estudo indicou que os impactos seriam maiores em países em desenvolvimento e pobres. No caso da Índia, que gastou 3% de seu produto bruto em 2003 com importação de petróleo, a queda do produto bruto seria de 0,8%. Nos países africanos da região sub-saariana, a queda seria de 3%. O produto bruto mundial 124

136 seria pelo menos 1% menor no ano seguinte ao aumento. Isto é devido ao estimulo econômico dos rendimentos dos países da OPEC e de outros países exportadores seria suplantado pelo efeito depressivo de preços elevados nas atividades econômicas dos países importadores (IEA, 2004b). Os resultados desse estudo realizado pela Agência Internacional de Energia são apresentados nas Tabelas 4-1 e 4-2, e na Figura 4-1. Tabela 4-1 Indicadores Macroeconômicos da OECD PIB -0,4% -0,4% Índice de Preços ao Consumidor 0,5% 0,6% Taxa de Desemprego 0,1% 0,1% Balança Comercial Fonte: IEA (2004b). Figura 4-1 Indicadores macroeconômicos da OECD por país/região (IEA, 2004). 125

137 Tabela 4-2 Indicadores Macroeconômicos dos Países em Desenvolvimento PIB (%) Inflação (%) Balança Comercial (% do PIB) Ásia -0, China -0, Índia -1, ,2 Malásia -0,4 2,0 0,0 Filipinas -1,6 1,6-2,0 Tailândia -1,8 0,8-3,0 América Latina * -0,2 1,2 0,0 Argentina -0,4 0,2 0,2 Brasil -0,4 2,0-0,4 Chile -0,4 2,0-1,4 * Incluindo o México. Nota: Impactos após um ano com preços do petróleo acima de US$ 10 do cenário base. Fonte: IEA (2004). O crescimento da economia mundial se desacelerou a 4,3% do Produto Interno Bruto (PIB) em 2005 e manteve esse ritmo em 2006, devido ao aumento dos preços do petróleo, segundo o Fundo Monetário Internacional (FMI). O FMI considera hoje que os altos preços do petróleo sejam uma ameaça para a economia mundial, já que parte das altas do preço se deve a uma insuficiência da oferta, ao contrario do passado, quando sua causa estava no crescimento da demanda. 4.1 Impactos sobre os Preços no Consumidor e Inflação A Figura 4-2 apresenta uma panorâmica estilizada das principais implicações possíveis através dos quais um choque petrolífero influência os preços. Os aumentos dos preços do petróleo afetam diretamente os preços ao consumidor, dado que os seus 126

138 derivados fazem parte da cesta de consumo das famílias. Além disso, podem ter um efeito indireto sobre os preços no consumidor através do aumento dos preços ao produtor. Além do mais, podem existir outras repercussões nos preços no consumidor se os aumentos dos preços devidos a preços do petróleo mais elevado se refletirem em salários mais elevados ou, de um modo mais geral, nas expectativas de inflação. Figura 4-2 Principais implicações de um choque petrolífero aos preços (Elaboração própria). Relativamente aos efeitos diretos, a Figura 4-3 abaixo ilustra a estreita ligação entre os movimentos dos preços do petróleo e as rubricas relacionadas com o petróleo petróleo para aquecimento e combustíveis para transportes incluídas na componente energética do IHPC (índice de preços ao consumidor da Comunidade Européia). Os preços destas duas rubricas reagem quase de imediato aos aumentos dos preços do 127

139 petróleo, ou seja, durante o mês do choque ou no mês seguinte, o que poderá estar em parte relacionado com o período de repasse de preços. Figura 4-3 Preços do petróleo e rubricas selecionadas dos produtos energéticos no IHPC (BCE, 2004). Os preços dos outros produtos energéticos substitutos do petróleo, como o gás, também seguem a evolução dos preços do petróleo, mas geralmente são afetados com algum atraso. Analisando a componente de energia total do IHPC, uma regra prática muitas vezes usada sugere que um aumento de 10% nos preços do petróleo, leva a um aumento de 1,5 pontos percentuais da taxa de variação homóloga dos preços no consumidor dos produtos de energia dentro de cerca de meio ano. Como os produtos de energia têm um peso de aproximadamente 8-9% do IHPC global, tal traduz-se num aumento direto de pontos percentuais na inflação total dos preços ao consumidor (EIA, 2004b). 128

140 Como indicado acima, os preços ao consumidor também podem ser indiretamente afetados, uma vez que as empresas, ao enfrentarem preços dos fatores de produção do petróleo mais elevados, tentarão passar estes aumentos dos custos aos respectivos preços de venda (ou seja, preços ao produtor), de forma a manter ou restabelecer as respectivas margens de lucro. Posteriormente, estes aumentos dos preços mais gerais podem ainda transmitir-se aos preços de outros produtos (não relacionados à energia) e serviços incluídos no índice de preços no consumidor. O grau em que estes aumentos dos custos são transmitidos às fases de preços subseqüentes é afetado por fatores como as pressões de mercado e a situação do ciclo econômico. Dado que a transmissão de um aumento dos custos aos preços ao longo da cadeia de oferta não é imediata, o impacto indireto de um choque petrolífero sobre os preços no consumidor é mais defasado e leva mais tempo do que o efeito direto. Mesmo que os efeitos diretos e os indiretos de um aumento permanente dos preços do petróleo tenham um impacto duradouro sobre o nível do índice de preços no consumidor, a taxa de inflação, no inicio, é apenas temporariamente afetada. Contudo, embora o impacto sobre a taxa de inflação resultante do efeito direto seja de duração relativamente curta, o impacto do efeito indireto é mais prolongado devido à sua transmissão mais lenta e gradual. Além dos efeitos diretos e indiretos, normalmente caracterizados como efeitos de primeira ordem, existe o risco dos chamados efeitos de segunda ordem, que podem exercer novas pressões ascendentes sobre os preços ao consumidor. Os efeitos de segunda ordem referem-se tipicamente à situação em que os aumentos dos preços de primeira ordem são tidos em conta no processo de negociação salarial subseqüente, por forma a compensar a queda do rendimento real o que, por sua vez, aumentará as expectativas inflacionárias exercendo novas influências sobre o comportamento da 129

141 fixação de preços. Se os trabalhadores obtiverem aumentos salariais mais substanciais em resultado do choque petrolífero, poderá desencadear-se uma espiral salários/preços. As empresas que enfrentarem reivindicações salariais mais fortes poderão ser forçadas a aumentar de novo os respectivos preços, o que, por sua vez, alimentará as expectativas inflacionárias, repercutindo-se na próxima ronda de negociações salariais. Assim, na presença de efeitos de segunda ordem, um choque petrolífero não só afeta permanentemente o nível dos preços como poderá desencadear efeitos mais persistentes sobre a inflação. A probabilidade dos efeitos de segunda ordem varia de acordo com a situação macroeconômica global e depende da credibilidade e reação dos bancos centrais. Numa situação de abrandamento econômico, os efeitos indiretos e de segunda ordem terão menos probabilidade de ocorrer do que em condições de expansão, em que o mercado de trabalho é restrito e as pressões sobre os preços são elevadas. Do mesmo modo, enquanto o impacto direto mecânico de preços do petróleo mais elevados sobre a componente produtos de energia dos índices de preços no consumidor é inevitável, as eventuais pressões sobre os preços, relacionadas, nomeadamente, com efeitos de segunda ordem, dependem fortemente da ação do Banco Central e ainda da reação efetiva da política monetária. Com uma política monetária orientada para a manutenção da estabilidade de preços a médio prazo, haverá uma maior probabilidade de os trabalhadores aceitarem a redução no rendimento real e de as expectativas inflacionárias não serem afetadas pelo aumento temporário da inflação provocado pela subida dos preços do petróleo. No entanto, se as expectativas inflacionárias aumentarem, a política monetária ortodoxa fará subir as taxas de juro, de forma a conter as pressões inflacionárias resultantes dos efeitos indiretos e de segunda ordem em médio prazo. 130

142 Obviamente, uma reação salarial adequada, ou seja, a aceitação dos efeitos de um aumento dos preços do petróleo sobre o rendimento real, permite evitar eficazmente uma espiral inflacionária e perdas de produto. O estudo da Agência Internacional de Energia de maio de 2004 mostra a correlação positiva entre a taxa de inflação e o preço do barril de petróleo em valores constantes tendo como base o ano Figura 4-4 Taxa de inflação dos países da OECD e preço médio do petróleo importado (IEA, 2004b) No caso da economia brasileira, a elevação dos preços internacionais do petróleo, a partir de fins de 1973, tem sido usualmente identificada como uma das causas básicas do processo de aceleração inflacionária. O repasse interno do aumento dos preços internacionais do petróleo exerceu forte impacto sobre a taxa de inflação, em função da estrutura do setor industrial e do sistema de transportes brasileiros, que apresentavam alto grau de dependência com relação ao petróleo importado. 131

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