A Economia do Petróleo 1. Eric Gil Dantas 2

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1 A Economia do Petróleo 1 Eric Gil Dantas 2 Esta parte do curso de Petróleo: História, Economia e Política pretende subsidiar a discussão econômica dos petroleiros. Para isto, este guia abordará 11 pontos sobre o tema, que serão explanados também em vídeos. Primeiramente discutiremos a importância econômica da energia (lato sensu). Segundo, analisaremos as particularidades das empresas de energia, mostrando qual é o futuro a ser perseguido neste setor. Terceiro, trataremos sobre alguns aspectos macroeconômicos da energia. Quarto, mostraremos o estado da matriz energética mundial e iremos expor alguns dados importantes sobre a indústria de petróleo no mundo. Quinto, discutiremos as características da indústria, tal como o grau de API, os tipos de petróleo de referência (brent e WTI) e a segmentação desta indústria. Sexto, trataremos do alto risco nesta indústria e o motivo pelo qual é importante que a Petrobrás seja uma empresa verticalizada e integrada. Sétimo, veremos como as reservas petrolíferas impactam na estrutura de preços do barril de petróleo. Oitavo, discutiremos as características monopolistas/oligopolistas deste setor e as rendas diferenciais advindas de diferentes jazidas. Nono, analisaremos a produção de petróleo e gás no Brasil e como isto impactou no comércio exterior, com aumento da exportação de petróleo cru. Décimo, veremos a estrutura do refino no Brasil e no mundo e a configuração do setor, especificamente, no nosso país. Por último, veremos o atual dilema econômico da indústria de petróleo. Vários temas que poderiam ter sido abordados, não o foram, como os efeitos econômicos e financeiros das privatizações, análises do setor de gás, análise da indústria estadunidense de xisto (apenas tangenciada no último item), outros setores do downstream, etc. Com certeza são temas fundamentais para os petroleiros, mas ficarão para uma oportunidade futura. Maio de Bons estudos! 1. A importância da energia na história econômica 1 Texto de apoio produzido pelo Ibeps sob encomenda do Sindicato dos Petroleiros de São José dos Campos e Região (Sindipetro-SJC) para o curso Petróleo: História, Economia e Política. 2 Economista do Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (Ibeps), é doutor em Ciência Política pela Universidade Federal do Paraná.

2 Desde a chamada Revolução Industrial, fenômeno histórico iniciado no século XVIII na Inglaterra, que a economia ancora suas bases na disponibilidade de recursos energéticos. Esta revolução teve como base uma mudança radical na tecnologia, como as que seguem: (i) (ii) (iii) Substituição da habilidade e do esforço humano pelas máquinas; Substituição das matérias-primas vegetais ou animais por minerais e melhora acentuada nos métodos de extração e transformação, especialmente no que hoje se conhece como indústrias metalúrgicas e químicas; Substituição das fontes de energia dos homens e dos animais pelas fontes inanimadas, em especial a introdução de máquinas para transformar o calor em trabalho, dando ao homem acesso a um suprimento novo e quase ilimitado de energia (Pinto Junior et al., 2016, p. 1). É importante destacar aqui o terceiro ponto, pois sem esta mudança seria impossível que ocorresse tal revolução. A existência de uma fonte de energia mais vigorosa que a representada pela força dos homens e dos animais e, ao mesmo tempo, independente dos caprichos da natureza (Pinto Junior et al., 2016, p. 2) possibilitaram esta mudança, a partir da invenção de um novo conversor de energia, a máquina a vapor, e na exploração em larga escala de um combustível mineral que à época já era conhecido, o carvão. Apesar da então ineficiência da máquina a vapor, que convertia apenas 1% da energia dos combustíveis em trabalho, houve um enorme aumento da força disponível a partir do seu uso, possibilitando assim o início da produção em escala industrial, substituindo o trabalho artesanal. Desde esta época, ter acesso às fontes de energia, como o carvão do século XVII, passou a ser sinônimo de progresso e desenvolvimento econômico, enquanto que não ter acesso virou sinônimo de pobreza e atraso. Hoje isto significa ter acesso ao petróleo, gás, urânio, grandes rios, etc., além de tecnologia para transformá-las em energia. 2. Empresas de energia A energia é uma propriedade que se manifesta de formas diversas: energia térmica (calor), mecânica (trabalho), ligações químicas (química), físicas (nuclear), etc. Estas formas de energia são utilizadas para satisfazer incontáveis necessidades humanas, como transportar pessoas e mercadorias, transformar matérias-primas em produtos e cozinhar alimentos (cocção).

3 Classifica-se fontes de energia em duas categorias distintas, primária e secundária. Aquelas fontes que já passaram por algum tipo de processo de transformação (nas refinarias ou nas usinas, por exemplo) são as chamadas fontes secundárias. São produtos como o óleo diesel, óleo combustível, gasolina, GLP, NAFTA, querosene, gás, eletricidade, etc. Já a de fontes primárias são aquelas que não passaram por nenhum tipo de processo, como o petróleo cru, gás natural, carvão, lenha ou cana-de-açúcar. A história do setor de energia demonstra que as tecnologias de uso, tanto de energia primária quanto secundária, sempre demonstraram baixa flexibilidade. Isto é, cada motor de combustão, em geral, queima o seu combustível específico. Neste caso, mudar de combustível significa mudar de equipamento (Pinto Junior et al., 2016, p. 6). Assim sendo, acaba-se desenhando fronteiras muito bem definidas para cada cadeia energética. Isto posto, temos que a concorrência entre os diferentes tipos de energia acontece mais no longo prazo do que no curto, afinal de contas não dá para trocar a utilização de petróleo por biomassa, por exemplo, em qualquer situação e de forma instantânea. Se o petróleo encarece, demora um tempo para isto se refletir em mudança de matriz energética de uma indústria. No entanto, hoje há inúmeras inicativas de centros de transformação que sejam capazes de processar uma gama relativamente ampla de insumos e gerar uma variedade de produtos energéticos: plantas de transformação que podem usar carvão, gás e biomassa para produzir eletricidade, combustíveis e produtos químicos de alto valor agregado (Pinto Junior et al., 2016, p. 6). Como exercício, podemos pensar isto em termos muito mais micro, tal como foram os carros com motor total flex, com motores que podem funcionar com gasolina ou com álcool, além de o automóvel ter a possibilidade de funcionar com gás natural. Assim, o motorista muda o tipo de combustível utilizado instantaneamente a partir da variação dos preços destes combustíveis nos postos de gasolina. Em termos macro, isto está mudando a configuração da indústria de energia. O tempo das mudanças entre a utilização de um tipo de energia e outra diminui cada vez mais. Como nos colocam Pinto Junior et al. (2016), Cabe notar que este movimento ultrapassa o simples movimento estratégico de diversificação das empresas de eletricidade, petróleo e gás que procuram estar em várias cadeias, transformando-se em empresas de energia. Aqui não se trata de uma convergência de negócios, mas de uma convergência tecnológica que constrói uma única indústria, derrubando as fronteiras entre as cadeias e gerando um espaço comum. É aí que se encontra o embrião das mudanças que transformarão radicalmente a indústria e o mercado de energia. (p. 7)

4 Ou seja, é mais do que necessário que as empresas de petróleo caminhem para se configurarem como empresas de energia. A Shell, por exemplo, já se coloca como empresa de energia, tal como está em seu site: Sob a marca Shell Energy, fornecemos soluções inovadoras, confiáveis e limpas por meio de um portfólio de ofertas de gás, energia, produtos ambientais e eficiência energética para empresas e clientes residenciais 3. Outra é a British Petroleum (BP), com mais de cem anos de existência, a BP realizou descobertas significativas ao longo de sua história, começando como uma empresa local de petróleo e gás natural para se tornar um grupo global de energia Energia, macroeconomia e crescimento Pinto Junior et al. (2016) destacam cinco dimensões macroeconômicas da energia: (i) A elasticidade-renda da demanda de energia em relação à energia-crescimento econômico. Todos os estudos mostram que, quanto maior a renda do país, maior o consumo de energia. Isto ocorre tanto via oferta quanto via demanda. Com a aumento da produção do país (principalmente se ele for um exportador de produtos industrializados), pois quanto maior for a produção no país mais se demandará energia para máquinas e transportes de carga, quanto por aumento da demanda, caso aumente a renda as pessoas utilizam mais energia elétrica em casa, mais gasolina por comprarem mais carros e por viajarem mais, mais diesel por conta do aumento da demanda de bens, etc. (ii) Dada a escala dos empreendimentos, os programas de investimentos das empresas energéticas têm participação expressiva na formação bruta de capital fixo (FBCF) de uma dada economia, ou seja, no nível de investimento do país. Quando a Petrobrás estava aumentando seus investimentos, entre 2008 e 2014, o investimento da estatal passou a representar, em média, 7,2% da FBCF total brasileira 5 ; (iii) O equilíbrio da balança comercial é muito sensível às oscilações dos preços internacionais desses energéticos (principalmente petróleo, gás e carvão), podendo haver sérios desequilíbrios da balança comercial em momentos de alta, como nos choques de petróleo de 1973 e Por outro lado, em tais situações, os países exportadores podem se apropriar de receitas de exportação mais elevadas mas também podem enfrentar dificuldades nos momentos de queda de preços; 3 Traduzido do link

5 (iv) Por ser imprescindível a todas as atividades econômicas, todos os países tendem a se preocupar com os efeitos dos preços da energia sobre as taxas de inflação (choque de preços); (v) A comercialização da energia representa, em todos os países, uma das principais fontes de arrecadação de tributos, visando no plano macroeconômico garantir um colchão de receitas tributárias (como a CIDE, no caso dos combustíveis brasileiros) ou, ainda, no plano social, utilizar essas receitas como instrumento dos aspectos distributivos. (p. 21-2) 4. A matriz energética mundial e os dados da indústria de petróleo Nesta seção mostraremos alguns dados macros da matriz energética e também mais especificamente do quadro geral do setor petrolífero, todos disponíveis no BP Statistical Review of World Energy No início da série histórica da BP, em 1965, os EUA consumiam 33,7% de toda a energia, seguido pela Europa, com 28,6% (a China consumia apenas 3,6% do total). Desde então, os EUA perderam a sua liderança para a China, que passou a representar 23,6% de todo o consumo mundial. A Europa também perdeu protagonismo, diminuindo pela metade o seu percentual em relação ao total do consumo mundial. Gráfico 1 Consumo total de energia primária por região em ,6% 19,6% 16,6% 14,8% 6,7% 6,5% 3,8% 3,3% 3,0% 2,1% China Outros países asiáticos EUA Europa CPI Oriente Médio Canadá e México África Outros América do Sul e Central Brasil Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019

6 A matriz energética mundial ainda é muito dependente de petróleo e gás, apesar de ter diminuído nas últimas décadas. Somados, ainda temos que 58% desta matriz advém da indústria de petróleo. Gráfico 2 Matriz energética global (energia primária: consumo por combustível em 2018) 27% 4% 7% 4% 34% Petróleo Gás Natural Carvão Nuclear Hidroelétrica Renováveis 24% Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 Outro dado importante é o de reservas de petróleo, exposto na Tabela 1. Como país, a Venezuela detém a maior reserva comprovada de petróleo do mundo, com 17,5% do total (93% do total da América do Sul e Central). O segundo país é a Arábia Saudita, com 17,2% do total. À exceção destes dois países, nenhum outro atinge os 10% do total mundial de reservas. Como região, o Oriente Médio detém quase a metade das reservas de petróleo (48,3%), de longe a região com maior importância. A Europa é a região com menores reservas do mundo, apenas 0,8%. Tabela 1 Reservas comprovadas de petróleo por região em 2018 Bilhões de barris Proporção do total R/P Canadá 167,8 9,7% 88,3 México 7,7 0,4% 10,2 EUA 61,2 3,5% 11,0 Total América do Norte 236,7 13,7% 28,7 Argentina 2,0 0,1% 9,3 Brasil 13,4 0,8% 13,7 Colômbia 1,8 0,1% 5,6

7 Equador 2,8 0,2% 14,8 Peru 1,0 0,1% 17,6 Trinidad & Tobago 0,2 7,6 Venezuela 303,3 17,5% * Outros América do Sul e Central 0,5 11,5 Total América do Sul e Central 325,1 18,8% 136,2 Dinamarca 0,4 10,1 Itália 0,6 16,2 Noruega 8,6 0,5% 12,8 Romênia 0,6 22,2 Reino Unido 2,5 0,1% 6,3 Outros Europa 1,6 0,1% 14,1 Total Europa 14,3 0,8% 11,1 Azerbaijão 7,0 0,4% 24,1 Cazaquistão 30,0 1,7% 42,7 Rússia 106,2 6,1% 25,4 Turcomenistão 0,6 7,4 Uzbequistão 0,6 25,4 Outros CPI 0,3 18,1 Total CPI 144,7 8,4% 27,4 Irã 155,6 9,0% 90,4 Iraque 147,2 8,5% 87,4 Kuwait 101,5 5,9% 91,2 Omã 5,4 0,3% 15,0 Catar 25,2 1,5% 36,8 Arábia Saudita 297,7 17,2% 66,4 Síria 2,5 0,1% 284,8 Emirados Árabes 97,8 5,7% 68,0 Iêmen 3,0 0,2% 121,4 Outros Oriente Médio 0,2 2,1 Total Oriente Médio 836,1 48,3% 72,1 Argélia 12,2 0,7% 22,1 Angola 8,4 0,5% 15,0 Chade 1,5 0,1% 40,9 Congo 1,6 0,1% 13,2 Egito 3,3 0,2% 13,6 Guiné Equatorial 1,1 0,1% 15,8 Gabão 2,0 0,1% 28,2 Líbia 48,4 2,8% 131,3 Nigéria 37,5 2,2% 50,0 Sudão do Sul 3,5 0,2% 73,4 Sudão do Sul 1,5 0,1% 41,1 Tunísia 0,4 23,2 Outros África 3,9 0,2% 33,7 Total África 125,3 7,2% 41,9

8 Austrália 4,0 0,2% 30,8 Brunei 1,1 0,1% 27,0 China 25,9 1,5% 18,7 Índia 4,5 0,3% 14,1 Indonésia 3,2 0,2% 10,7 Malásia 3,0 0,2% 12,1 Tailândia 0,3 1,8 Vietnã 4,4 0,3% 43,9 Outros Ásia Pacífico 1,2 0,1% 12,9 Total Ásia Pacífico 47,6 2,8% 17,1 Mundo 1729,7 100,0% 50,0 Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 Já em relação à produção, temos um quadro um pouco diferente. Com o petróleo de xisto, os EUA recuperaram a posição de maior produtor de petróleo do mundo, que havia sido perdida para a Arábia Saudita, na década de Podemos observar o grande peso dos países do Oriente Médio (e pertencentes à OPEP), que ostentam cinco das dez posições de maiores produtores do mundo. O Gráfico 3 mostra os dez maiores produtores de petróleo do mundo, que juntos concentram 71% da produção mundial. Gráfico 3 10 maiores produtores de petróleo em 2018 por proporção do total produzido no mundo 16,2% 13% 12,1% 5,5% 5% 4,9% 4,2% 4% 3,2% 2,8% EUA Arábia Saudita Rússia Canadá Irã Iraque Emirados Árabes China Kuwait Brasil Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 O Brasil começou a ganhar peso na produção mundial na década de 1980, com o início da sua produção offshore (como será visto na parte de história deste curso), atingindo o 1% da produção mundial de petróleo em 1985.

9 Gráfico 4 Proporção da produção de petróleo brasileiro em relação ao total de produção mundial ( ) 3,5% 3,0% 2,8% 2,5% 2,0% 1,5% 1,0% 0,5% 0,3% 1,0% 0,0% Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 [Elaboração própria] 5. Características da indústria do petróleo Existem cerca de 200 tipos de óleo cru na natureza, podendo ser classificados de diferentes formas em função do seu grau de API. Como nos explica D Almeida (2015), A densidade é mensurada pelo grau API, medida estabelecida pelo American Petroleum Institute (API), tradicional órgão que representa os interesses da indústria de petróleo e gás natural norte-americana, criado em O grau API pode ser calculado pela seguinte fórmula empírica: 141,5 131,5, onde m é a m densidade do óleo, em g/cm³ (unidade em que a densidade da água é 1). Quanto mais leve for o óleo bruto (menor densidade, maior grau API), maior o seu valor, já que, após ser refinado, gera maior parcela de derivados nobres ; ou gera a mesma parcela desses derivados a partir de um processo de refino mais simples e mais barato. A classificação do petróleo quanto à densidade pode variar conforme a região e as características do fluido produzido: como exemplo, o grau API médio dos petróleos do Oriente Médio é bem superior ao do Brasil. Em nosso país uma classificação habitualmente adotada é considerar óleos pesados (grau API < 22), óleos médios (22 grau API 31) e óleos leves (grau API > 31). A maior parte da produção nacional é de óleo pesado vindo da Bacia de Campos: Marlim (20), Albacora Leste (20), Jubarte (19) e Peregrino (14). Na Bacia de Santos, temos Lula (28,5) e Tambaú-Uruguá (32,5); em Sergipe, encontramos Piranema (42); e, no Amazonas, Urucu (48,5). (D Almeida, 2015, p ) Segundo o Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural, publicado pela ANP, na produção de março, no Brasil, o grau API médio foi de 27,7 sendo 3,3% da produção considerada óleo leve (>=31 API), 86,8 % óleo médio (>=22 API e <31 API) e 9,9% óleo pesado (<22 API). Ao longo dos últimos anos tivemos um pequeno aumento do grau médio de API, passando de 25º, em setembro de 2010, para 27,7º neste ano.

10 O petróleo é vendido no mundo com ágios e deságios baseando-se principalmente em dois preços, o do Brent e o do WTI. O primeiro refere-se ao petróleo do Mar do Norte. Descoberto em 1971, pela Shell, deveu-se seu nome ao tipo do ganso brent, para acompanhar o tema de aves marinhas que a companhia empregava para batizar os campos descobertos nessa época. Em dezembro de 2019 a Shell anunciou que os últimos poços do brent original deverá fechar, mas o padrão deverá seguir sendo utilizado no mundo 6. O segundo é o West Texas Intermediate (WTI), principal referência nos EUA, negociado na Bolsa de Nova Iorque, refere-se ao petróleo do Golfo do México. Há outros tipos de referências, como a cesta da OPEP, composta por doze óleos de seus países membros, e a Light Lousiana Sweet (LLS), também dos EUA. Do poço ou jazida até o consumidor, o petróleo e os seus derivados percorrem um longo trajeto. Por isto a indústria do petróleo é dividida em cinco diferentes segmentos da cadeia produtiva. Primeiro, a exploração e produção (E&P), que inclui desde a prospecção geofísica para identificar jazidas até a produção e o armazenamento do óleo e gás produzidos. Segundo, a rede de transporte do petróleo, desde as áreas de produção até as áreas de refino, além da rede de transporte dos produtos derivados do refino para as áreas de consumo. Terceiro, o refino do petróleo bruto. Quarto, a distribuição dos derivados. Quinto, a comercialização dos derivados. Podemos dividir estes vários segmentos em dois grandes tipos, o Upstream e o Downstream. O primeiro representa a parte extrativista da indústria, abarcando a fase de exploração, desenvolvimento e produção. Já o segundo representa a fase industrial da atividade petrolífera, em que a matéria-prima é processada e transformada nos manufaturados, os derivados que têm mercado cativo, alta demanda e liquidez. É a fase de baixo risco, que engloba atividades de refino, transporte e comercialização (D Almeida, 2015, p. 64). Figura 1 Segmentos da indústria do petróleo 6

11 Upstream Downstream Exploração Desenvolvimento Produção Refino Transporte Comercialização/distrib uição 6. Risco e necessidade de verticalização das petrolíferas O upstream concentra a maior parte dos investimentos da indústria de petróleo 7. Além de exigirem elevadas inversões de capital, podem resultar em zero retorno, caso haja insucesso. Como afirmaram Pinto Junior et al. (2016), na indústria de petróleo existem riscos de uma natureza única e específica, que se adicionam aos riscos normais (custos, mercados, demanda e preços) das outras atividades econômicas. [...] Enfrenta, em primeiro lugar, o risco geológico, dado pela incerteza do desconhecido (p. 43), com a necessidade de descobrir continuamente jazidas de petróleo e gás economicamente viáveis. Na parte de exploração são furados os primeiros poços, que são os mais complexos, caros e demorados, por conta do desconhecimento em relação à nova região. O grau de sucesso na perfuração desses poços se situa entre 25% e 30% em termos mundiais e, mesmo assim, é bem superior ao que ocorria na década de 1980, quando alcançava apenas 10%, isto é, apenas um em cada dez poços pioneiros perfurados se mostrava comercial (D Almeida, 2015, p. 62). Na parte de desenvolvimento, momento posterior à exploração, é onde se incorre em maiores gastos: pesados investimentos que envolvem estudos para determinar as dimensões do reservatório, a capacidade da reserva e a forma mais eficiente de explorá-la (D Almeida, 2015, p. 62). 7 A E&P consome cerca de 70% do gasto com capital, segundo Pinto Junior et al. (2016, p. 43).

12 A fase de produção, ao retirar óleo e gás natural do subsolo, possibilita o retorno financeiro destes investimentos, gerando um enorme fluxo de caixa por anos ou mesmo por décadas. Isto coloca uma questão importante, a da necessidade da verticalização das empresas petrolíferas para se protegerem deste grande risco. Como nos explanou longamente Pinto Junior et al. (2016), [...] a gestão do binômio risco-rentabilidade do total do capital disponível exige alta competência para distribuir e compensar os elevados custos e riscos acarretados pelo caráter aleatório da atividade de E&P. Os atributos técnico-econômicos que fundam a economia do petróleo motivaram a maioria das empresas a integrar verticalmente essas atividades, de forma a distribuir os riscos e os custos entre os vários segmentos da cadeia industrial e obter um risco/custo médio que compense os diferenciais de custo e aumente os ganhos ao longo dos segmentos da indústria. O sentido racional da integração, porém, obedece basicamente à natureza esgotável do petróleo e à incerteza característica da atividade de exploração e produção. Essa atividade concentra cerca de 70% dos dispêndios de capital da indústria, dando origem a toda a sua cadeira de valor, e, sobretudo, centralizando as suas possibilidades de geração e apropriação de renda. Dessa forma, para distribuir esses riscos e custos, as empresas implementam, na medida do possível, uma estratégia de integração vertical das atividades econômicas ao longo da cadeia produtiva. Além disso, elas tentam, por um lado, beneficiar-se das vantagens inerentes das economias de escala em todos os segmentos da cadeia produtiva e, por outro, buscam a diversificação geográfica das suas atividades, operando em vários países hospedeiros, com diferentes níveis de estrutura geológica das jazidas e de riscos políticos. Somente as empresas integradas dispõem de recursos para produzir um fluxo de renda suficientemente amplo e estável, de modo que sustente o investimento na descoberta de novas reservas no ritmo necessário à preservação de um horizonte de longo prazo na E&P, visando manter e incrementar posições competitivas na indústria. No intuito de assegurar o próprio óleo para alimentar a continuidade do negócio nos outros segmentos da cadeia, bem como compensar os custos de fracassos na atividade exploratória, as empresas privilegiam a sobrevivência no longo prazo em lugar de realizar lucros no curto prazo, de maneira a destinar parte suficiente do capital para a atividade de pesquisa exploratória. (p. 43) Outra citação importante para entender tal necessidade é a de Mendes et al. (2018), ao discutirem a importância da integração da E&P e o refino, com grandes semelhanças aos dilemas do momento atual do setor: A atividade de refino é essencial e estratégica para muitas empresas de petróleo, que, por isso, ao longo do tempo, trilharam o caminho de sua integração equilibrando o portfólio de ativos que mantêm. Assim, essas empresas conseguem maior nível de estabilidade de suas receitas, amortecendo os efeitos das variações de preço do petróleo (extremamente volátil), sobretudo quando tais preços permanecem em patamares baixos por muito tempo. Na década de 1990, quando o preço do petróleo chegou a ficar abaixo dos US$ 10/barril, sendo a média, no período, de cerca de US$ 19/barril, se não fosse a atividade de refino para garantir a sustentabilidade das grandes empresas de petróleo, seu destino poderia ter sido semelhante ao de muitas empresas focadas unicamente em E&P, que acabaram fechando. (p. 15)

13 Esta é uma questão importante, pois os últimos governos e direções da Petrobrás tentam desintegrar a estatal, transformando-a numa operadora do pré-sal, uma exportadora de petróleo cru. Com o argumento de que os ativos devem ficar alocados em áreas mais lucrativas, no caso no pré-sal (e é verdade, que ao menos até a atual crise do petróleo é/era mais lucrativa do que outras áreas), desconsidera todo o risco o qual chamamos atenção aqui. D almeida (2015) acrescenta elementos importantes para pensarmos historicamente o dilema do foco entre upstream e downstream, na citação que segue: O downstream foi a área historicamente mais lucrativa, com retornos altos e estáveis, garantidos pelo baixo preço do petróleo bruto e pela demanda crescente e insaciável por derivados. Foi o segmento mais atraente para o investidor até o começo da década de 1980, quando ocorreu forte redução em sua rentabilidade., o que desestimulou a construção de novas refinarias. A partir daí, aumentou a interdependência desses dois segmentos que têm uma forte interação entre si, com o downstream financiando a etapa extrativista em troca da descoberta de novas reservas que permitirão a perenidade da empresa. Uma empresa de petróleo vive de produzir petróleo (e gás natural) e de repor suas reservas. A companhia que se descuidar desse último ponto pode estar escrevendo a crônica da morte anunciada, pois as reservas atuais cairão rapidamente e ela não terá como garantir sua perpetuidade sem a disponibilidade de óleo novo, ou seja, as novas reservas que substituiriam as produzidas. (D almeida, 2015, p. 65) Pelos argumentos de todos estes autores, nos faz aumentar muito o receio da política de reducionismo para a Petrobrás, temendo por seu futuro. Além disto, há outras variáveis, como empregos de qualidade em setores de maior tecnologia, garantia de soberania e desenvolvimento de pesquisa científica, mas que não trataremos aqui. 7. Reservas e estrutura de custos da produção da indústria As reservas petrolíferas são fundamentais na indústria de petróleo, por isto temos que diferenciar reservas do conceito de recursos petrolíferos. Enquanto que recursos petrolíferos correspondem a todo o volume de óleo que pode ser efetivamente produzido, levando-se em conta as tecnologias disponíveis para a recuperação de petróleo (Pinto Junior et al., 2016, p. 44), isto é, abrange[ndo] todo o óleo passível de ser extraído, inclusive os volumes ainda não descobertos em condições economicamente não comerciais e presumíveis em extração num futuro indefinido (p. 44), as reservas de petróleo podem ser definidas de acordo com o volume de óleo já identificado e passível de ser economicamente extraído de uma jazida com a tecnologia disponível (p. 46). Em síntese, enquanto que o conceito de recursos abrange tudo, o que já foi descoberto e o que ainda poderá ser, independentemente da tecnologia atual, as reservas restringem-se ao que já foi encontrado de fato e o que já poderá ser extraído.

14 Tendo isto claro, agora vamos ver uma equação importante na indústria de petróleo, a de reprodução econômica das reservas (R/P) 8, ou relação reserva e produção. Como vimos anteriormente, ao tratarmos do alto risco do setor por conta da necessidade de encontrar novas reservas, a atividade de exploração é fundamental para a sobrevivência de uma petrolífera. Justamente por isto a reprodução econômica das reservas é algo que está constantemente nos cálculos das empresas. Esta equação se expressa da seguinte forma, R t+1 = R t + D t P t, onde R t+1 é o volume de reservas provadas no ano t + 1, R t é o volume de reservadas provadas no ano t, D t é o volume de descobertas no ano t e P t é a produção no ano t. Isto mostra que, a manutenção da produção de uma petrolífera está associada à novas descobertas (volume de descobertas no ano deverá ser igual ao da produção). Caso a demanda aumente, o ritmo de novas descobertas terá que aumentar. Por exemplo, se a demanda aumentar em 5% por ano, e o R/P da empresa for de 30 anos e esta petrolífera tiver interesse em mantê-lo neste patamar, terá que descobrir 2,5% do equivalente à produção total anual em novas jazidas. Como a manutenção do patamar de R/P é o objetivo de toda empresa do setor, a estrutura de custos da produção contém, além dos custos de produção em si, os custos destas novas descobertas, e isto diferencia a indústria de petróleo de outras indústrias. Ou seja, além dos custos econômicos tradicionais (máquinas, salários, impostos, etc.), é acrescido um custo de produção das reservas. Assim sendo, a função custo desta empresa fica da seguinte forma, C r = C x + C d + C e, onde C r é igual ao custo de reprodução (por barril), C x é o custo de produção atual (por barril), C d é o custo de desenvolvimento (por barril adicionado de capacidade) e C e é o custo de exploração (por barril descoberto). Por isto quando a Petrobrás anuncia um preço de equilíbrio (como, por exemplo, de US$ 25) este valor é maior do que o custo individual de produção do barril. 8. Monopólio/oligopólio e rendas diferenciais A indústria de petróleo é um setor que tem uma forte característica de tendência a formação de monopólios e oligopólios (basta lembrar das Sete Irmãs). Isto se dá pelo enorme 8 A qual já expusemos alguns dados sobre na quarta coluna da Tabela 1.

15 valor de investimentos e por o que os economistas chamam de barreiras à entrada. Pinto Junior et al. (2016) enumera três fatores geradores desta barreira à entrada de novas empresas no setor de petróleo: (i) (ii) (iii) vantagens absolutas de custos, isto é, custos detidas pelas empresas estabelecidas decorreriam da posse de tecnologia mais eficiente protegida por patentes que impedem ou dificultam o acesso por parte de empresas entrantes (p. 45), do aprendizado acumulado, do acesso privilegiado às matérias-primas e do acesso às fontes de financiamento mais favoráveis; vantagens de economia de escala 9. Uma característica marcante na indústria petrolífera, isto faz com que uma determinada nova empresa tenha que começar a operar já em uma grande escala para poder ser lucrativa e competitiva; vantagens de diferenciação de produto detidas pelas empresas já em operação adviriam do fato de essas empresas desfrutarem de lealdade dos consumidores em relação às suas marcas (p. 45). Outra característica específica do setor de petróleo são as rendas diferenciais advindas de petróleos com custos de extração diferentes. Isto é, a exploração de petróleo apresenta custos diversos entre as diferentes jazidas, para além da qualidade em si do produto (já tratado por nós anteriormente). Sob o guarda-chuva de um preço internacional do petróleo (como o do brent), a oferta total de petróleo pode comportar o petróleo árabe, extraído a baixíssimo custo, em torno de US$ 2 por barril para determinados campos gigantes em terra; mas também pode contar com o petróleo produzido em águas ultra-profundas, cujos custos podem ultrapassar US$ 40 por barril e ainda assim ser ofertado no mercado internacional (Pinto Junior et al., 2016, p. 51). Como os autores chamam a atenção, a indústria de petróleo é a única no mundo onde é possível a existência de um produtor o qual sua estrutura de custos seja 20 vezes maior do que a da concorrência. Isto permite que empresas e países em regiões com jazidas com maior produtividade se apropriem de uma renda diferencial imensa, como é o caso dos sauditas. 9 A economia de escala ocorre quando o aumento da produção de um determinado bem vem acompanhado com a diminuição do seu custo médio, isto é, a partir de um determinado nível de produção (ou escala) o custo médio passa a ser menor do que anteriormente.

16 Um efeito destas diferentes estruturas de custos está ocorrendo agora. A viabilidade econômica de jazidas de petróleo está posta em xeque na atual crise do setor. O principal caso é o do xisto estadunidense. 9. A produção de petróleo e gás no Brasil e o comércio com o exterior Desde o pré-sal, o país começou a aumentar fortemente a sua produção de petróleo e gás. De 2008, início da produção do pré-sal, até 2019, a produção quase dobrou no Brasil. Em 2020, a produção continuou a subir. Em março de 2020, a produção havia crescido 16,1%, se comparado ao mesmo mês do ano anterior. Segundo a ANP, neste mesmo mês, 96,7% da produção havia sido marítima, 94,3% havia sido produzida, em consórcio ou não, com a Petrobrás, sendo que 43,3% foram de campos operados exclusivamente pela estatal. A produção no pré-sal já corresponde a 66,7% do total. Gráfico 5 Produção de petróleo e gás natural no Brasil (em milhões de barris equivalentes de petróleo) Fonte: ANP Um dos planos das últimas direções da Petrobrás, é torna-la uma exportadora de petróleo cru, e com o aumento da produção nacional de petróleo, isto vem sendo efetivamente posto em prática. De 2015 para 2019, houve um aumento de 59% na exportação de petróleo cru brasileiro, como pode ser visto no gráfico abaixo. Gráfico 6 Exportação de petróleo brasileiro (em milhões de barris equivalentes de petróleo)

17 Fonte: ANP Por outro lado, justamente por conta do aumento da produção nacional, há uma diminuição da importação de petróleo. Isto também ocorre pela melhora do tipo de petróleo produzido no país (aumento da produção de óleos leves), o que aumentou a carga de óleo brasileiro nas refinarias do país. Gráfico 7 Importação de petróleo por parte do Brasil (em milhões de barris equivalentes de petróleo) Fonte: ANP

18 O fenômeno da reprimarização da Petrobrás pode ser melhor compreendido ao complementarmos a questão com próximo item, o de número 10, quando veremos sobre o refino no país. 10. O refino no Brasil e no mundo Como afirmam Mendes et al. (2018), Produzir petróleo [...] e ter um parque de refino que atenda à demanda interna de derivados de petróleo são fatores que proporcionam economia de divisas na balança comercial da nação e viabilizam sua segurança energética, ao garantir o abastecimento contínuo de derivados de petróleo, insumos essenciais à vida contemporânea. Refinarias próximas aos centros de consumo de derivados, tanto quanto às regiões produtoras de petróleo, carregam um valor estratégico muito importante, pois maximizam a apropriação do valor agregado, bem como reduzem os custos de logística, não só para uma empresa, mas para o país. (p ) Diferentemente do upstream, o downstream é concentrado em regiões de consumo de produtos derivados de petróleo. Como D Almeida (2015) explica, explanando sobre o refino especificamente, a razão técnica é que é mais simples, barato e eficiente movimentar petróleo bruto do que derivados, o que faz com que refinarias devam se situar próximas aos grandes mercados consumidores (EUA, China) (p. 78). D Almeida (2015) também chama a atenção para que há claramente regiões exportadoras [de petróleo], como o Oriente Médio, África e América Latina; enquanto Ásia do Pacífico e América do Norte têm um perfil nitidamente importador (p. 79), justamente por conta da questão do refino. Enquanto que a Arábia Saudita produz 12,1% de todo o petróleo no mundo, o país árabe refina apenas 2,8% do petróleo. Por outro lado, enquanto a China produz apenas 4% de todo o petróleo mundial, refina 15,6%. A China já é, hoje, por exemplo, a maior importadora de petróleo cru brasileiro. No Gráfico 8 podemos ver os dez maiores refinadores do mundo, em capacidade instalada. Gráfico 8 Capacidade instalada de refino por país em 2018 (em percentual em relação ao total mundial)

19 18,8% 15,6% 6,6% 5,0% 3,3% 3,3% 2,8% 2,3% 2,2% 2,1% EUA China Rússia Índia Coreia do Sul Japão Arábia Saudita Brasil Irã Alemanha Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 O parque de refino brasileiro conta com 17 refinarias de petróleo, com capacidade para processar 2,4 milhões de barris/dia, além de uma unidade de processamento de xisto com capacidade para processar t/dia. Treze destas refinarias pertencem à Petrobrás e respondem por 98,2% da capacidade total de refino, sendo a Replan (SP) a maior delas, com a capacidade de 18% em relação ao total. Seguindo a mesma ideia do plano mundial, no Brasil as refinarias também estão nas regiões com mais demanda e com maior densidade populacional, como pode ser visto na Figura 2. Figura 2 Localização dos parques de refino no Brasil

20 Fonte: Mendes et al. (2018, p. 18) O país está dividido em dez cadeias logísticas para abastecimento de combustível, com a presença de uma ou mais refinarias em cada região: Amazonas, Pará, Maranhão, Pernambuco, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná e Rio Grande do Sul. Nos últimos anos, por conta da política de substituição de produção nacional por importados, a Petrobrás tem diminuído a utilização dos seus parques de refino. Como pode ser visto nos dois gráficos abaixo, o volume de petróleo refinado no país cresceu até o ano de 2014, quando refinou 776 milhões de bep e utilizou quase toda a sua capacidade instalada 10. O volume de petróleo refinado no país caiu 16,7% entre os anos de 2014 e Gráfico 9 Volume de petróleo refinado no Brasil (em milhões de bep) 10 O maior nível foi em 2013, quando atingiu 98,2%. O fator de utilização da capacidade instalada de 2014 foi menor, apesar do aumento da produção de refinados, por conta de um aumento da capacidade instalada no país, que passou de barris/dia para barris/dia, com a inauguração da primeira fase da Refinaria Abreu e Lima (RNEST).

21 Fonte: ANP O dado mais recente para as refinarias da Petrobrás, especificamente, mostra que no 1º trimestre de 2020 este fator subiu para 79%, diante de 76% no último trimestre de 2019, isto é, uma leve alta. No entanto, por conta da crise do Covid-19, a Petrobrás já informou que este percentual caiu para 60%. Gráfico 10 Fator de utilização da capacidade instalada das refinarias brasileiras 90,90% 91% 92,80% 96,30% 98,20% 94,30% 87,10% 80,10% 76,20% 75,80% Fonte: ANP

22 Segundo a Petrobrás, a diminuição da produção de derivados pela empresa no país é consequência do aumento da importação, ou nas palavras da empresa, principalmente em função do aumento da importação por terceiros 11. Este é um fenômeno importante a ser apreendido. A partir do ano de 2010, houve um acentuado aumento nas importações dos produtos derivados, fruto do aumento da demanda neste setor, suprido por produtos importados. Gráfico 11 Importações de produtos derivados em milhões de barris equivalentes de petróleo 159,1 176,2 157,8 177,6 181,5 147,2 159,8 205,4 188,2 197,9 101,8 104,5 96,3 75,4 66,9 62,6 77,7 92,8 104,8 109, Fonte: ANP Um outro dado reforça isto, o de importação líquida 12 de derivados. Segundo a ANP, este número passou de 2,1 mil m³/dia, em 2009, para 53,2 mil m³/dia em Somando-se ao item anterior, podemos verificar aqui a reprimarização da Petrobrás, que está transformando a empresa em uma exportadora de petróleo cru (principalmente do pré-sal) e importadora de produtos refinados. No Brasil, os principais produtos refinados são o diesel (39% do total), gasolina A (23%), óleo combustível (10%) e GLP (9%), como pode ser visto no gráfico abaixo. 96,3% de toda esta produção advém das refinarias, 2,3% das Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), 1,4% das centrais petroquímicas e um valor irrisório de outros produtores A subtração entre importações e importações de produtos derivados no país.

23 Gráfico 12 Produção de derivados (energéticos e não-energéticos) no Brasil em relação ao total produzido por tipo de derivado (2018) Querosene iluminante Gasolina de aviação Parafina Solvente Óleo lubrificante Asfalto Outros não-energéticos Nafta Coque QAV GLP Óleo combustível Gasolina A Óleo diese 0,01% 0,04% 0,12% 0,31% 0,56% 1,76% 2,36% 3,74% 4,13% 5,89% 9,32% 9,90% 23,16% 38,70% Fonte: ANP 11. A situação econômica atual A questão econômica atual do setor é a do preço do barril de petróleo. Como podemos ver no Gráfico 13, o preço do barril retornou à valores próximos ao do mundo pré-choque do Petróleo. Para termos uma base comparativa, a média do preço do barril no Século XX até 1973 foi de US$ 19,06, pouco abaixo do patamar atual, que está oscilando entre US$ 25 e US$ 30 (apesar de o brent ter chegado ao valor de US$ 19 no dia 21 de abril). No gráfico abaixo é possível observar o preço real (isto é, deflacionado para o ano de 2018), o que nos permite comparar períodos distintos da história de forma exata. Só no mês de abril, o brent acumulou perda de 61,71% em seu preço, enquanto que o WTI perdeu 69,15%, o que segundo o Valor Econômico, foi o pior mês de sua história 13. Gráfico 13 Preço do barril de petróleo em dólar de 2018 (média anual entre 1861 e 2019 e valores mensais de jan a mai/2020) 13

24 fev/20 140,00 120,00 128,88 112,24 124,20 100,00 80,00 60,00 35,21 40,00 26,16 21,35 18,60 13,64 20,00 19,59 19,33 0,00 Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2019 Esta queda brusca do preço do petróleo ocorreu por quatro fatores: (i) paulatina diminuição da atividade econômica mundial segurando o crescimento da demanda por petróleo; (ii) conflito entre Rússia e Arábia Saudita, no contexto da Opep+, para coordenar cortes na produção de petróleo; (iii) pandemia causada pelo Covid-19; e (iv) o consequente (causado por todos os fatores anteriores e pela superprodução de petróleo de xisto) excesso mundial de oferta de petróleo. Para os EUA, a principal questão é a viabilidade do xisto. Um dos motivos pelos quais a Rússia bancou uma enxurrada de oferta para diminuir o preço do barril foi o ataque endereçado aos produtores de xisto nos EUA. Normalmente se considera o valor de US$ 45 para a viabilidade econômica dos produtores de xisto. A derrocada dos preços deverá afetar, em muito, a produção estadunidense, poucos anos depois de retomar o pódio de maior produtor do mundo. Para a Petrobrás, este preço ainda não é o suficiente para destruir a empresa. Segundo o Valor Econômico, hoje, o ponto de equilíbrio da produção da Petrobras está em US$ 16 o barril. Esse é o preço de equilíbrio econômico de sua produção. Isso significa, segundo a estatal, que um barril a US$ 16 é suficiente para pagar 100% dos custos e despesas do campo - incluindo o descomissionamento, custos operacionais, afretamento das plataformas, mais a manutenção do ativo e pagamento de participações governamentais 14. No entanto, este número vale para os projetos já existentes, com estrutura instalada. Para os próximos anos, o ponto de equilíbrio prospectivo da empresa é de US$ 25 o barril, sendo US$ 21 no pré- 14

25 sal. Já para novos projetos (pra tirar do zero), o preço de equilíbrio está entre US$ 35 e US$ 45. Ainda não existem projeções confiáveis sobre o futuro do preço do barril de petróleo, no entanto, este ano provavelmente não terá uma recuperação considerável, o que irá gerar uma nova era para o setor. Referências D Almeida, Albino Lopes Indústria do Petróleo no Brasil e no Mundo. São Paulo: Blucher. Mendes, André Pompeo do Amaral, Cássio Adriano Nunes Teixeira, Marco Aurélio Ramalho Rocio, and Haroldo Fialho Prates Mercado de Refino de Petróleo No Brasil. BNDES Setor 24(48): Pinto Junior, Helder Queiroz et al Economia da Energia: Fundamentos Econômicos, Evolução Histórica e Organização Industrial. 2nd ed. ed. Helder Queiroz Pinto Junior. Rio de Janeiro: Elsevier.

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