Petrobras: Política de preços e de gestão de portfólio devem permanecer

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A greve dos caminhoneiros atropelou a passagem de Pedro Parente pela presidência da Petrobras. Na queda de braço entre a política de ajustes diários de preços dos derivados de petróleo produzidos pela estatal e a insatisfação dos consumidores perdeu o país a chance de reafirmar o primado da livre concorrência e da autonomia da companhia em relação aos humores governamentais.

As variações diárias foram se tornando impopulares por refletirem a alta das cotações internacionais do petróleo e também a variação cambial, ambos os fatores independentes da vontade da estatal. Como explicou o então presidente da Petrobras, a economia mundial está crescendo (3,8% em 2017, segundo o BIS, de Basileia, Suíça) e aumentando o consumo de petróleo e derivados. Pelo lado da oferta, a pressão está sendo exercida em sentido contrário, com restrição da produção venezuelana e do anúncio de novas restrições comerciais dos Estados Unidos ao Irã. Demanda maior com oferta maior resulta em alta de preços, que pularam da confortável faixa de US$ 32 a US$ 34 por barril (Brent), no primeiro trimestre de 2016, para US$ 67 no mesmo período de 2018.

Química e Derivados, Parente: parcerias no refino permitem criar concorrência
Parente: parcerias no refino permitem criar concorrência

A escalada das cotações do petróleo em 2017 foi amortecida pela taxa cambial, que recuou em comparação com o ano anterior. Basta lembrar que o dólar americano chegou a R$ 3,90 no primeiro trimestre de 2016, refletindo as tensões pré-impeachment. Em 2018, porém, petróleo e dólar subiram juntos, amplificando o impacto no bolso dos consumidores, em especial o dos caminhoneiros autônomos.

Para estes, o frete acertado com o embarcador na partida já se tornava deficitário no primeiro reabastecimento com óleo diesel. Sem conseguir prever os aumentos sucessivos e diários do combustível, os autônomos paralisaram o país (com a participação de transportadoras, como ficou demonstrado, e de oportunistas diversos) na metade de maio. Porém, ainda que o diesel ficasse mais barato, os problemas dessa categoria permaneceriam distantes de desparecer, pois estão mais ligados ao fato de haver mais caminhões disponíveis do que mercadorias a transportar, uma consequência direta do esfriamento da economia brasileira.

Química e Derivados, Petrobras: Política de preços e de gestão de portfólio devem permanecer, apesar da troca do presidente

Sem saber como controlar a manifestação, que se prolongou por duas semanas, o governo federal aceitou um acordo ruim, mediante o qual se comprometeu a acabar com os reajustes diários do diesel (que deveria ficar R$ 0,46 mais barato por litro, em todo o país) e a criar uma anacrônica tabela de preços dos fretes. Percebendo que seria desautorizado pelo acionista majoritário, o presidente Parente se demitiu em 1º de junho e sua saída derrubou a cotação das ações da estatal na bolsa de valores. Os investidores demonstraram dessa forma a sua insatisfação com as medidas anunciadas pelo governo para conter a crise.

Herança positiva – Parente deixou a estatal em situação muito melhor do que a encontrou ao tomar posse do seu principal cargo executivo, exatamente dois anos antes, em junho de 2016. As dívidas contraídas pela estatal chegavam a US$ 123 bilhões no terceiro trimestre de 2016, com prazo médio de amortização de 7,33 anos e taxa média de juros de 6,3% ao ano. No encerramento de 2017, a administração de Parente já havia conseguido reduzir as dívidas para US$ 109,3 bilhões, com prazo alongado para 8,62 anos e taxa de juros de 6,1%.

O lucro operacional da companhia cresceu de US$ 17,1 bilhões em 2016 para US$ 35,6 bilhões no encerramento de 2017. Parte significativa desse resultado se explica pelo aumento das exportações de petróleo com preços mais altos, puxados pelo mercado internacional. Mas o aumento da eficiência operacional (sem prejuízo da segurança, medida pela taxa de acidentes laborais) e a menor desvalorização (impairment) dos ativos da estatal também contribuíram para atingi-lo.

As prioridades internas foram revistas, preservando os investimentos em exploração e produção (E&P), concentrando esforços em projetos mais rentáveis, especialmente na região do pré-sal. A companhia obteve em 2017 o quarto recorde consecutivo de produção de petróleo no Brasil, chegando a 2.154 mil barris por dia. Isso foi conseguido com redução de 6% nos gastos operacionais dessa área, que baixaram e US$ 13,3 bilhões em 2016 para US$ 12,4 bilhões. Em 2017, o custo de extração médio subiu para US$ 11 por barril, dos quais US$ 0,6 se explicam pela variação cambial. O valor livre da pressão cambial ficou em US$ 10,4/bbl, ligeiramente superior aos US$ 10,3/bbl de 2016.

A companhia pretende instalar 19 sistemas de produção de petróleo e gás no litoral brasileiro até 2022, dos quais oito entrarão em operação ainda em 2018. Com isso, será possível garantir a oferta de 2,9 milhões de barris de petróleo nacional até 2022, volume mais que suficiente para atender a demanda local. Neste ano, os investimentos previstos pela Petrobras chegam a US$ 17,3 bilhões, dos quais US$ 14,2 bilhões apenas em E&P.

A melhoria dos resultados financeiros atinentes ao mercado interno se apoiou em três pilares. O primeiro foi o aperfeiçoamento dos controles internos, necessários para o aumento da eficiência operacional e a consequente redução de custos. O segundo é a venda de ativos e de participações consideradas como pouco relevantes para o negócio principal da companhia. Isso incluiu campos de produção de petróleo e gás que ela não teria condições de explorar nas atuais condições financeiras, mas também destilarias de etanol, fábricas de poliéster e intermediários, e das unidades de produção de fertilizantes nitrogenados (amônia/ureia). O terceiro pilar é exatamente o que custou o cargo de Parente: a política de preços dos derivados que acompanha o mercado internacional.

Ao longo dos seus 65 anos de atividades, a Petrobras já enfrentou diversos tipos de controles de preços de seus produtos. Alguns deles foram mais amigáveis, outros mais severos, a ponto de comprometer a sua saúde financeira, a exemplo do praticado de 2014 até meados de 2016, antes da mudança de comando da estatal.

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Aprisionar o preço de venda de derivados para criar nos consumidores a ilusão de maior poder aquisitivo é uma política ruim, com malefícios em várias frentes. Do ponto de vista ambiental, combustíveis baratos estimulam o aumento do consumo, elevando as emissões de gases poluentes. A receita esquálida na venda de derivados afeta o balanço da estatal, encolhendo seus lucros, parcela dos quais se destina aos cofres do seu maior acionista, a União. Ou seja, isso afeta as contas públicas. Ao mesmo tempo, por praticar preços distantes das referências internacionais, essa política afugenta eventuais interessados em participar do mercado de derivados por meio de importações.

Cabe ressaltar que há desequilíbrios na distribuição global das capacidades de refino e dos pontos de consumo de derivados. A evolução tecnológica dos motores de combustão interna permite produzir equipamentos mais eficientes, com menor consumo por quilômetro rodado ou por hora de serviço. Por isso, regiões mais desenvolvidas do planeta apresentam capacidades excedentes de refino de petróleo, erguidas para satisfazer momentos anteriores de mercado, mais energívoros.

Ao mesmo tempo, regiões de desenvolvimento tardio, como a Ásia e a América Latina, ainda são carentes na produção local de derivados de petróleo. Porém a construção de novas refinarias nesses locais exige uma cuidadosa avaliação de custo/benefício, considerando a disponibilidade de produtos no mercado internacional.

O Brasil, por exemplo, já esteve próximo de contar com capacidade própria de refino para abastecer seu mercado com os principais derivados, gasolina e diesel. A expansão artificialmente forçada da economia nacional, entre 2008 e 2012 provocou um aumento de consumo de combustíveis, levando o governo federal e a estatal a anunciar investimentos maciços em refinarias, para suprir uma demanda que cresceria à razão de 4% ao ano até 2025. Mais tarde se verificou que essas previsões e os projetos dela decorrentes atendiam mais aos desejos de obter propinas do que de abastecer o mercado. Passada a euforia de consumo, em sua maior parte movida a crédito caro, a taxa verificada de expansão de consumo ficou abaixo da metade da alardeada. A análise mais recente do panorama de refino elaborada pela companhia aponta uma taxa média de crescimento da demanda de 1,8% até 2030.

Segundo a estatal, a demanda por derivados no Brasil chegou a 2,3 milhões de barris por dia, para uma capacidade nominal de refino local de 2,2 milhões de bpd. Portanto, a necessidade de importações montaria a 100 mil bpd. Porém elas ficam acima disso. Em 2017, as importações ficaram em 181 mil bpd, volume bem menor que o de 2016, de 238 mil bpd.

Atualmente, a Petrobras mantém dois projetos expressivos na área de refino. O mais factível é instalar o segundo trem de produção da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), em Suape-PE, adicionando 115 mil bpd de capacidade. O segundo e mais tormentoso é a conclusão do Comperj, em Itaboraí-RJ, obra iniciada em 2009 e que já consumiu mais de R$ 20 bilhões sem conseguir completar nenhuma unidade produtiva. O projeto prevê uma unidade de processamento de gás natural (UPGN) para receber a produção do pré-sal. O refino deveria conter dois trens, cada qual para processar 165 mil bpd de petróleo. A estatal busca parceiros internacionais para assumir a obra do primeiro trem, mas ainda não há expectativas nesse sentido.

Considerando a conclusão de ambos os projetos, a Petrobras poderá processar 2,4 milhões de bpd de petróleo no Brasil até 2030, para um consumo projetado de 2,9 milhões de bpd. O déficit de 500 mil bpd poderia justificar o investimento em uma refinaria do tamanho da Replan, em Paulínia-SP, a maior do parque refinador nacional. Importar volume tão grande de derivados pode sair muito caro, além de sobrecarregar as estruturas logísticas.

Com a intenção de atrair investidores privados para o setor de refino, com o duplo objetivo de garantir a expansão do parque produtivo nacional e de fomentar a concorrência efetiva na cadeia de valor – o refino é o gargalo, com 99% da capacidade local em poder da Petrobras –, a estatal apresentou um esboço de reposicionamento estratégico.

A gestão Parente propôs vender 60% de seus ativos (refinarias e infraestrutura logística primária) nas regiões Nordeste e Sul, cada qual representando aproximadamente 20% do mercado nacional. Nada mudaria na região Sudeste, o filé mignon do mercado brasileiro, com nove refinarias e 36 terminais. Segundo a proposta, a Petrobras manteria posição dominante, embora com aumento de concorrência.

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“A privatização pura e simples da Petrobras não é interessante para o país, porque não traria diversificação de fornecedores; o modelo proposto assegura a integração da companhia que ainda terá 75% do mercado local, além de permitir o ingresso de recursos financeiros para reduzir o endividamento, é uma forma de gestão de portfólio, praticada por todas as empresas do ramo”, observou Parente em abril deste ano. “Temos parcerias semelhantes há décadas na área de exploração e produção, não é uma novidade para a companhia.”

Os parceiros privados teriam a obrigação de assumir os tormentosos projetos do trem 2 da Rnest e do Comperj, além de poder desenvolver planos adicionais. A antiga estratégia para o refino nacional previa a construção de refinarias premium no Ceará e no Maranhão, projetos abandonados ainda na gestão de Graça Foster. É exatamente na região Norte/Nordeste que se verifica maior aumento do consumo de óleo diesel, explicado pelo avanço da produção agropecuária na atual fronteira agrícola, denominada Mapitoba (acrônimo formado com as primeiras sílabas dos Estados do Maranhão, Piauí, Tocantins e Bahia). Lamentavelmente, os projetos abandonados eram os mais interessantes tecnicamente dentro do portfólio da estatal. Em ambos os casos, seriam erguidas refinarias Premium, com processos avançados e catalisadores especiais, de modo a obter apenas os produtos desejados, no caso, o diesel e o querosene de aviação.

Atualmente, o atendimento de parte das regiões Norte e Nordeste está sendo feito mediante importações de derivados comprados no Golfo do México, com vantagens econômicas em relação aos refinados brasileiros de outras regiões transportados por cabotagem. Isso explica o aumento de importações de derivados. O excedente de produção nas regiões Sul e Sudeste pode, assim, ser exportado para países vizinhos. Isso é facilitado pelo fato de a Petrobras praticar, até então, preços coerentes com os internacionais.

O novo presidente da estatal, Ivan de Souza Monteiro, que acumula a diretoria financeira e de relacionamento com investidores, declarou que manterá o andamento das propostas da gestão Parente. Isso incluiu o plano de desinvestimentos e parcerias, bem como a política de ajuste diário de preços dos derivados.

Fertilizantes – A Petrobras já anunciou que deixará de atuar na produção de fertilizantes nitrogenados, área na qual conta com fábricas no Paraná, Bahia (Camaçari) e Sergipe, além de comandar um projeto que está com mais de 80% de obras concluídas em Três Lagoas-MS (UFN III). O procedimento de alienação desses ativos prevê a divisão em dois grupos, um com os ativos da parte Sul e outro com as unidades do Nordeste.

O primeiro grupo, considerado de maior viabilidade econômica, está sendo negociado desde dezembro de 2017 com a empresa russa Acron, que atua em mais de 60 países, tendo comercializado 7,3 milhões de t de fertilizantes em 2017. O acordo inclui a Araucária Nitrogenados S.A. (Ansa, subsidiária integral de Petrobras), que usa resíduo asfáltico para produzir 1.303 t/dia de amônia, 1.975 t/dia de ureia, 450 m³/dia de Arla, 200 t/dia de CO2, 75 t/dia de carbono peletizado, e 6 t/dia de enxofre.

Também entra na negociação a UFN III, cujas obras estão paradas desde dezembro de 2014. O projeto em execução contempla o consumo de 2,2 milhões de m³/dia de gás natural, usado para se obter 2.200 t/dia de amônia e 3.600 t/dia de ureia, além de 290 t/dia de CO2.

Por sua vez, as unidades de Camaçari e Sergipe terão mais dificuldades para encontrar compradores, uma vez que são consideradas deficitárias. A companhia informou que a Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados (Fafen) de Camaçari apresentou prejuízo de R$ 200 milhões em 2017, enquanto a Fafen de Sergipe (Laranjeiras) foi ainda pior, com resultado negativo de R$ 600 milhões.

Química e Derivados, Petrobras: Política de preços e de gestão de portfólio devem permanecer, apesar da troca do presidente

Em 20 de março, a diretoria da estatal anunciou que colocaria as Fafens em hibernação a partir de 30 de junho, ou seja, a produção seria interrompida, mas os ativos seriam mantidos em excelente estado, capaz de retomar a produção a qualquer tempo. A pressão política foi forte contra esse movimento, que traria prejuízos para a agricultura nacional e também para a indústria química que se abastece de amônia. Com isso, a Petrobras recuou e concedeu prazo de 120 dias, após 30 de junho, para que fossem apresentadas alternativas para tornar viáveis as operações, adiando a hibernação. Aguarda-se o desdobramento dessas ações para os próximos meses.

O Brasil é um dos maiores consumidores de fertilizantes nitrogenados do mundo, a ponto de esses produtos representarem grande parte do déficit comercial químico do país. As Fafens sofrem, porém, com problemas logísticos, que agravam os custos para suprir a agricultura nacional, e também com o peso dos tributos sobre gás natural e eletricidade. É uma conta difícil de fechar.

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