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A PERSPECTIVA ESTRATÉGICA DA PETROBRAS COMO EMPRESA DE PETRÓLEO:
João Luis Ferreira Caetano
Victor Hugo Fontes dos Santos
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia de Produção da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro.
Orientador: Adriano Proença, Ph.D.
Rio de Janeiro
Agosto de 2019
UMA ANÁLISE CRÍTICA DO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2019-2023
iii
Caetano, João Luis Ferreira
Dos Santos, Victor Hugo Fontes
A perspectiva estratégica da Petrobras como empresa de petróleo:
uma análise crítica do Plano de Negócios e Gestão 2019-2023 – Rio
de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2019.
XI, 135 p.: il.: 29,7 cm
Orientador: Adriano Proença, D. Sc.
Projeto de Graduação – UFRJ/Escola Politécnica/Curso de
Engenharia de Produção, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 124-135
1. Estratégia Corporativa 2. O Setor de Petróleo 3. Estudo de
caso: o PNG Petrobras 2019-2023 4. Análise Crítica do PNG 2019-
2013 5. Considerações finais.
I. Proença, Adriano II. Universidade Federal do Rio de Janeiro,
UFRJ, Curso de Engenharia de Produção III. A Perspectiva
Estratégica da Petrobras como empresa de petróleo
iv
AGRADECIMENTOS
JOÃO CAETANO
Cheguei ao Rio de Janeiro em março de 2013 e, ao longo de seis anos e meio de
formação, colecionei um sem número de pessoas especiais pelas quais tenho uma dívida
prazerosa de gratidão.
Primeiramente, sou grato ao meu pai por ter confiado na loucura de um recém adulto de
se mudar para uma cidade onde jamais havia ido, e ter me dado o suporte necessário para me
manter aqui. À minha mãe, sou grato não só pelo sustento material, mas também pelo sustento
espiritual, que se mostrou mais necessário e mais rico de uns anos para cá. Não há palavras para
expressar o quão incrível é essa mulher.
Agradeço também aos companheiros de jornada, nomeadamente Guilherme, Gabriel,
Felipe, Vitor e Guilherme novamente, e, com igual carinho, agradeço aos queridos Lior, Dudu
e Schlee, que se juntaram ao grupo ao longo dos semestres. A vocês, sou grato sim por todos
os trabalhos, Simonis, noites viradas e períodos atrasados, mas o sou ainda mais pelo
acolhimento que me deram, independente da visão de mundo que eu tinha à época. Tenham
certeza que vocês têm uma parcela grande de participação na formação de quem me tornei.
Gratidão também devo a todos os amigos que fiz durante 2 anos França, em especial por
Felipe, Lucas, Sebastián, Andrea, Marco e Lorenzo. Ainda que estejamos espalhados em cantos
diferentes do mundo, carrego comigo todas as histórias, risadas e momentos partilhados. Eu
nunca pensei que seria possível fazer verdadeiros amigos durante um espaço tão curto de tempo,
mas vocês me provaram o contrário.
Finalmente, no que tange esse período final de formação, agradeço ao Victor Hugo,
minha dupla, que compartilhou comigo tanto a carga de fazer esse trabalho, quanto sonhos e
interesses profissionais. Agradeço também ao professor Adriano, que nos acompanhou nessa
jornada desde quando esse projeto era somente uma ideia, até tomar seu formato final.
A todas essas pessoas, e às demais que tiveram sua parcela na minha formação até a
obtenção do título de Engenheiro de Produção pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e
pela École des Mines de Saint-Étienne, meus sinceros agradecimentos. Espero fazer jus a tudo
o que vocês me proporcionaram.
v
AGRADECIMENTOS
VICTOR HUGO
Oportuna a inclusão de uma página de agradecimentos nesse projeto de graduação, pois
quando penso nos últimos 5 anos e meio que passei na UFRJ (e um pouco em Bolonha), a
principal ideia que vem na minha cabeça é essa: gratidão. Gratidão pela oportunidade de
aprender tanto, viver tanto, e encontrar pessoas as quais admiro e levarei para o resto da minha
vida.
Aos amigos feitos durante essa caminhada, meu muito obrigado pelo companheirismo
de sempre, e principalmente por estarem sempre buscando aproveitar ao máximo todas as
oportunidades de nos desenvolvermos. Em especial, gostaria de agradecer aos que estiveram
comigo desde o início - Nicole, Vítor, João Victor, Lorrayna, Marianna e Luiz Eduardo - e aos
que se embarcaram comigo na construção do UFRJ Consulting Club, foi um período incrível
da minha faculdade - Victor, Lucas, Fernanda, Tito e Pedro.
Aos professores, meu agradecimento pelos desafios propostos em cada prova e trabalho,
desde o primeiro período. Foram eles que me formaram e me fizeram evoluir constantemente.
Particularmente, gostaria de agradecer ao João, minha dupla nesse projeto, pelas nossas
discussões, muitas vezes em loop, e por todo o suporte nos momentos que precisei; ao nosso
orientador, Prof. Adriano, que nos guiou com excelência durante esse complexo trabalho; e à
banca examinadora, pelo interesse no nosso projeto e no tema que colocamos em questão.
Por último, e talvez o mais importante, não posso deixar de agradecer à minha família
por todo o suporte incondicional, não apenas durante a universidade, mas em toda a trajetória
que me trouxe até aqui. Sem eles, nada disso seria possível.
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro de Produção.
A PERSPECTIVA ESTRATÉGICA DA PETROBRAS COMO EMPRESA DE PETRÓLEO: UMA
ANÁLISE CRÍTICA DO PLANO DE NEGÓCIOS E GESTÃO 2019-2023
João Luis Ferreira Caetano
Victor Hugo Fontes dos Santos
Julho/2019
Orientador: Adriano Proença
Curso: Engenharia de Produção
Em um contexto de mudanças e incertezas quanto ao futuro da indústria do petróleo, a Petrobras
apresentou o plano de negócios para os anos de 2019 a 2023, que indica mudanças relevantes
da sua estratégia enquanto corporação integrada de petróleo. No documento, ela escolheu como
diretriz a exploração e produção de petróleo, com foco no pré-sal, realizando desinvestimentos
de outras atividades, como o refino, a distribuição de combustíveis e a produção de petróleo em
outras regiões. A partir de uma perspectiva técnica e econômica, este trabalho pretende
examinar criticamente as escolhas feitas no âmbito corporativo pela maior empresa brasileira
em valor de mercado. A análise utiliza como base os conceitos do campo de estudo da estratégia
corporativa, apresentados em revisão de literatura, o contexto global em que a Petrobras está
inserida, e a situação atual da empresa no mercado brasileiro.
Palavras-chave: Estratégia Corporativa, Petróleo, Petrobras
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Industrial Engineer.
THE STRATEGIC PERSPECTIVE OF PETROBRAS AS AN ENTERPRISE: A CRITICAL
ANALYSIS OF THE MANAGEMENT AND BUSINESS PLAN 2019-2023
João Luis Ferreira Caetano
Victor Hugo Fontes dos Santos
July/2019
Advisor: Adriano Proença
Course: Industrial Engineering
In a context of changes and uncertainty regarding the future of the oil industry, Petrobras
presented a business plan that indicates relevant changes in its strategy as an integrated
corporation of the oil chain. In this document, it made clear its choice to focus on oil exploration
and production, specially at the pre-salt basin, while divesting from other activities such as
refining, fuel distribution and crude oil production at other locations than the pre-salt. From a
technical and economical perspective, this project intends to examine critically the choices at
the corporate level made by the largest Brazilian company in market value. This analysis uses
as basis the concepts of the corporate strategy field of study, presented in literature review, the
global context of which Petrobras is part, and the current situation of the company in the
Brazilian market.
Keywords: Corporate Strategy, Oil, Petrobras
viii
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ................................................................................................................ 1
1.1. MOTIVAÇÃO .................................................................................................. 1
1.2. OBJETIVOS DO PROJETO ............................................................................ 2
1.2.1. Gerais ......................................................................................................... 2
1.2.2. Específicos ................................................................................................. 3
1.3. METODOLOGIA ............................................................................................. 4
1.4. ESTRUTURA ................................................................................................... 5
1.5. LIMITAÇÕES .................................................................................................. 6
2. ESTRATÉGIA CORPORATIVA ..................................................................................... 8
2.1. CONCEITOS GERAIS ..................................................................................... 8
2.2. ESTRATÉGIA CORPORATIVA .................................................................. 11
2.2.1. As dimensões da estratégia corporativa ................................................... 13
2.2.2. A gestão de portfólio ................................................................................ 15
2.2.3. Competências essenciais .......................................................................... 18
2.2.4. O papel das atividades .............................................................................. 21
2.2.5. Gestão corporativa: controle, coordenação e vantagem corporativa ....... 22
3. O SETOR DE PETRÓLEO ............................................................................................ 28
3.1. FATORES DE MERCADO ........................................................................... 28
3.1.1. Dinâmica de preços .................................................................................. 28
3.1.2. Fatores de Demanda ................................................................................. 29
3.1.3. Fatores de Oferta ...................................................................................... 33
3.2. CADEIA DE VALOR .................................................................................... 37
3.2.1. Exploração e Produção (E&P) ................................................................. 38
3.2.2. Logística de Transporte ............................................................................ 41
3.2.3. Refino ....................................................................................................... 41
3.2.4. Distribuição e Comercialização ............................................................... 45
ix
3.3. CENÁRIO COMPETITIVO ........................................................................... 47
3.3.1. Natureza da competição ........................................................................... 47
3.3.2. Principais Players .................................................................................... 48
3.3.3. Tendências do setor .................................................................................. 51
4. ESTUDO DE CASO: O PNG PETROBRAS 2019-2023 .............................................. 57
4.1. HISTÓRICO ................................................................................................... 57
4.1.1. Criação da empresa e primeiras operações .............................................. 57
4.1.2. Exploração offshore e crises do petróleo ................................................. 58
4.1.3. Mudanças regulatórias de 1997 ................................................................ 59
4.1.4. Descoberta do pré-sal e mudanças regulatória ......................................... 60
4.1.5. Crise recente (2010-2016) ........................................................................ 64
4.1.6. Nova política de preços e greve dos caminhoneiros ................................ 68
4.2. CONTEXTO ATUAL .................................................................................... 69
4.2.1. Visão geral e estrutura .............................................................................. 69
4.2.2. Resultados gerais ...................................................................................... 72
4.2.3. Visão por Unidades de Negócio ............................................................... 75
4.3. ESTRATÉGIA ANUNCIADA ....................................................................... 89
4.3.1. Plano de Negócios e Gestão 2019-2023 (PNG 2019-2023) .................... 89
4.3.2. Movimentos recentes ............................................................................... 97
5. ANÁLISE CRÍTICA DO PNG 2019-2023..................................................................... 99
5.1. DISCUSSÃO ESTRATÉGICA ...................................................................... 99
5.1.1. A lógica de maximização da rentabilidade .............................................. 99
5.1.2. A questão da “vantagem corporativa” ................................................... 105
5.2. INCERTEZAS E RISCOS ............................................................................ 116
5.3. DESDOBRAMENTOS DO PNG ................................................................. 119
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS ........................................................................................ 122
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS .......................................................................... 125
x
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Colagem de 6 manchetes de veículos de mídia que abordam decisões estratégicas da
Petrobras nos últimos 6 meses. Da esquerda para a direita e de cima para baixo: Valor
Econômico, Revista Exame, Poder 360, Carta Capital, G1 e Veja. ........................................... 2
Figura 2: Ilustração das dimensões da estratégia corporativa. ................................................. 13
Figura 3: Matriz BCG ............................................................................................................... 16
Figura 4: Matriz GE-McKinsey ................................................................................................ 17
Figura 5: Framework VRIO. .................................................................................................... 19
Figura 6: Hierarquia dos recursos a competências essenciais. ................................................. 20
Figura 7: Árvore das competências essenciais. ........................................................................ 21
Figura 8: Papel das competências essenciais na garantia de vantagem competitiva. ............... 22
Figura 9: O triângulo da estratégia corporativa ........................................................................ 23
Figura 10: Modelos de gestão corporativa. .............................................................................. 25
Figura 11: Demanda primária do petróleo por setor................................................................. 30
Figura 12: Cenários de oferta e demanda de petróleo. ............................................................. 31
Figura 13: Crescimento da demanda primária por energia....................................................... 32
Figura 14: Consumo por fonte de energia. ............................................................................... 33
Figura 15: Produção mundial e reservas comprovadas de petróleo (1998-2018) .................... 35
Figura 16: Localização das reservas mundiais de petróleo comprovadas em 2017. ................ 36
Figura 17: Localização das reservas de petróleo do Oriente Médio em 2017. ......................... 36
Figura 18: Preços do petróleo e eventos históricos. ................................................................. 37
Figura 19: Campos de extração de petróleo onshore - Punjtan Energy (à esquerda) - e offshore
- Petrobras -à direita. ................................................................................................................ 39
Figura 20: Refinaria da Lukoil na Rússia. ................................................................................ 42
Figura 21: Composição do preço da gasolina (à esquerda) e diesel (à direita) na bomba no Brasil.
.................................................................................................................................................. 46
Figura 22: Majors do petróleo mundial. ................................................................................... 49
Figura 23: Algumas das maiores NOCs pelo mundo. .............................................................. 49
Figura 24: Camadas para exploração de petróleo do pré-sal. ................................................... 61
Figura 25: Explicação da cláusula de cessão onerosa do pré-sal ............................................. 63
Figura 26:Valor das ações da Petrobras entre 2010 e 2016. ..................................................... 64
xi
Figura 27: Comparação de valor das ações da Petrobras, Shell e ExxonMobil entre 2010 e 2016.
.................................................................................................................................................. 65
Figura 28: Etapas do ciclo de destruição de valor da Petrobras (2010-2015). ......................... 66
Figura 29: Composição acionária da Petrobras ........................................................................ 70
Figura 30: Alguns resultados financeiros da Petrobras de 2016 a 2018 ................................... 75
Figura 31: Setores de atuação da Petrobras .............................................................................. 75
Figura 32: Evolução de indicadores da produção de petróleo no pré-sal ................................. 77
Figura 33: Participação das importações no mercado interno de derivados. ............................ 83
Figura 34: Participação de mercado da BR Distribuidora. ....................................................... 88
Figura 35: Distribuição do CAPEX da Petrobras entre as frentes de atuação. ......................... 93
Figura 36: Detalhamento do investimento em E&P para o período de 2019 a 2023. .............. 94
Figura 37: Fontes e usos dos recursos financeiros para o período de 2019 a 2023. ................. 95
Figura 38: Competências críticas mapeadas no PNG 2019-2023. ........................................... 96
Figura 39: Reprise: Triângulo da estratégia corporativa. ....................................................... 112
Figura 40: Previsões do PNG para os anos 2019-2023. ......................................................... 118
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1: Níveis de estratégia e definições de diferentes autores. ............................................. 9
Tabela 2: Alavancagem financeira de sete empresas de petróleo (1º tri/2019) ........................ 73
Tabela 3: Características das refinarias da Petrobras. .............................................................. 80
Tabela 4: Estratégia deliberada da Petrobras por setor e corporação. ...................................... 91
Tabela 5: Comparação entre as 3 etapas principais da cadeia do petróleo. ............................ 106
Tabela 6: Análise simplificada de portfólio da Petrobras ...................................................... 115
1
1. INTRODUÇÃO
1.1. MOTIVAÇÃO
A estratégia é um campo de estudo milenar. Ela perpassa os mais diferentes setores de
atuação (militar, econômico, geopolítico etc.), influenciando o cotidiano da sociedade de uma
maneira por vezes ignorada.
No contexto organizacional, a estratégia é essencial para a sobrevivência das
organizações, sendo condicionada tanto pelo mercado em que a empresa está inserida quanto
pelas suas competências e capacitações. Há uma gama de variáveis que individual e
coletivamente podem alterar o curso da existência, sucesso e fracasso de uma organização. Essa
complexidade intrínseca requer uma apurada visão sistêmica para ser compreendida, e essa é
uma habilidade essencial para um graduando no curso de engenharia de produção.
A estratégia corporativa, em especial, é um tópico relativamente menos explorado em
projetos de graduação da Engenharia de Produção. Ela corresponde ao nível estratégico mais
alto, que abrange as decisões estratégicas a serem tomadas no âmbito do conjunto de Unidades
Estratégicas de Negócio (UEN) de uma corporação. É de interesse dos autores colocar em
debate a forma como as empresas devem definir os mercados nos quais desenvolverão suas
atividades, aprofundando-se nesse tópico essencial que muitas vezes é analisado de forma
pouco técnica.
Considerando o caso da Petrobras, ele suscita interesse do ponto de vista estratégico em
razão de 2 pontos principais. Primeiramente, a Petrobras possui uma relevância inquestionável
no contexto econômico brasileiro. Em maio de 2019, o valor de mercado da Petrobras
ultrapassava R$ 350 bilhões (FORBES, 2019), fazendo dela a empresa brasileira de maior valor
de mercado. Em segundo lugar, desde sua concepção até os dias de hoje, a Petrobras é
controlada pelo Estado brasileiro, o que a faz um objeto de estudo estratégico mais complexo
que as empresas de capital privado.
Recentemente, as decisões estratégicas do corpo administrativo da empresa têm
levantado críticas positivas e negativas entre diferentes atores da sociedade. Entre os tópicos
mais notáveis, estão a venda do controle da BR Distribuidora e a intenção de venda de em torno
de 50% das refinarias do grupo, o que tiraria da Petrobras o controle atual de 99% desse
mercado. É possível encontrar nos veículos de mídia uma amostra da discussão oriunda da
crítica desses tópicos, como ilustrado na figura 1.
2
Figura 1: Colagem de 6 manchetes de veículos de mídia que abordam decisões estratégicas da Petrobras nos últimos 6 meses.
Da esquerda para a direita e de cima para baixo: Valor Econômico, Revista Exame, Poder 360, Carta Capital, G1 e Veja.
Fonte: Colagem feita por elaboração própria, com base em artigos encontrados nesses veículos.
Nesse contexto, sentimo-nos impelidos a participar dessa discussão, avaliando essas
mesmas decisões puramente sob o ponto de vista da estratégia corporativa, assumindo o desafio
de avaliar a estratégia declarada da empresa sem considerar os aspectos políticos e sociais que
a caracterizam, em particular o seu papel como instrumento do Estado nacional.
1.2. OBJETIVOS DO PROJETO
1.2.1. Gerais
O objetivo primário desse estudo é realizar uma análise crítica da estratégia da Petrobras,
conforme apresentada no seu Plano de Negócios e Gestão 2019-2023 e proferida pelos seus
dirigentes atuais. Escolheu-se realizar essa análise assumindo um papel de tomador de decisões
estratégicas da maior empresa brasileira, tendo como base o campo da estratégia corporativa, o
comportamento presente e futuro do mercado onde a empresa está inserida, e seu
posicionamento atual dentro desse mercado, levando em conta sua estrutura, portfólio de
negócios, estrutura de capital, história e outras características interna relevantes para análise.
Embora sejam reconhecidas as particularidades da Petrobras enquanto empresa estatal
e seu papel na sociedade brasileira, tomou-se a decisão expressa de fazer essa análise usando
somente critérios que poderiam ser aplicados a empresas que não compartilham dessas
características. Em outras palavras, a análise levou em conta os fatores que um estrategista
3
empresarial utilizaria, de modo a fazer com que a empresa gere o máximo de valor e se
consolide em uma posição à frente de suas competidoras, e desconsiderando o papel de ser um
instrumento de políticas de Estado. Reconhece-se, portanto, que há margem para
enriquecimento da análise apresentada, uma vez que esta não pretende abranger todas as
dimensões e alcance da estratégia da Petrobras como ente social e estatal. A análise também
não tratará os processos e os preços adotados no contexto das perspectivas de alienação e de
compra de ativos considerados pela empresa.
1.2.2. Específicos
O primeiro objetivo deste projeto é definir o que é estratégia corporativa e fornecer um
panorama sobre os principais conceitos desse campo e sobre as alavancas de geração de valor
entre os negócios de uma corporação. Nisso consistirá o arcabouço teórico e acadêmico para a
análise crítica que se pretende entregar como resultado final.
Em seguida, os autores buscaram compreender de maneira ampla a estrutura do setor de
petróleo, explorando a dinâmica desse mercado, as perspectivas globais para ele, a natureza das
atividades de cada etapa da cadeia de valor do petróleo, e as tendências apresentadas pelas
empresas do setor. Essa compreensão foi essencial para interpretar e analisar a estratégia da
Petrobras em relação ao contexto global que ela se encontra e se encontrará no futuro. Para os
autores, foi de grande valor desenvolver um entendimento sobre essa indústria tão relevante a
nível global, nacional e local.
Nota-se que, ainda que Petrobras esteja presente em outros mercados, como o de gás,
biocombustíveis e energias renováveis, decidiu-se focar a análise sobre suas atividades na
cadeia do petróleo, uma vez que esse é o mercado onde ela possui maior relevância, que lhe dá
maior retorno financeiro, e que mais interessa à opinião pública, segundo a visão dos autores.
Somente depois de cumpridos esses dois primeiros objetivos foi possível realizar o
estudo de caso sobre o Plano de Negócios e Gestão (PNG) da Petrobras, que é o objeto da
análise crítica demandada neste trabalho. Com essa etapa, objetivou-se primeiro entender a
trajetória da empresa e o caminho que a trouxe até o momento atual, para então estudar a
situação atual da corporação e de suas unidades de negócio, bem como os planos divulgados
para os próximos anos. O propósito do estudo foi construir uma visão que fornecesse o devido
embasamento para a análise. Ademais, conhecer bem a maior empresa brasileira em valor de
4
mercado1, inclusive seu papel na história e no desenvolvimento do país, é de grande utilidade
para a participação ativa na sociedade brasileira e nos debates que a permeiam.
Por fim, o objetivo da análise crítica foi apontar se os caminhos escolhidos pela
Petrobras para o âmbito corporativo entre 2019 e 2023 encontram justificativas na literatura
sobre o tema, no contexto de seu mercado e na sua situação enquanto empresa.
1.3. METODOLOGIA
Esse projeto foi desenvolvido a partir de uma pesquisa exploratória sobre os conceitos
de estratégia corporativa e sobre a estrutura e tendências da indústria do petróleo, acrescido por
um estudo do caso do PNG da Petrobras, focando especialmente em sua estratégia corporativa
para os anos de 2019 a 2023 no âmbito da cadeia de petróleo.
Primeiramente, buscou-se embasamento técnico acerca do tema da estratégia
corporativa em diferentes fontes literárias. Dentre as que mais contribuíram para o
conhecimento do assunto, destacam-se a segunda e a terceira edições de “A estratégia e o
cenário dos negócios: texto e casos”, de Pankaj Ghemawat, a primeira edição de “Estratégia:
em busca da vantagem competitiva”, organizado por Cynthia Montgomery e Michael Porter, e
a terceira edição de “Strategic Management”, de Frank Rothaermel. Também foram usados
como insumos artigos acadêmicos de Montgomery (1994), Montgomery e Collins (1998),
Porter (1985, 1997, 1999), Prahalad e Hamel (1990), Javidan (1998), entre outros.
Em segundo lugar, buscou-se embasamento também para entender e explicar o setor
econômico de interesse. Foram particularmente importantes para o estudo da estrutura da
indústria o livro “Oil 101”, de Morgan Downey, e o artigo “The Global Oil and Gas Industry”,
de Andrew Inkpen. Também foram de relevância para entendimento do tema relatórios emitidos
por organismos respeitados, como a Organisation for Economic Co-operation and
Development (OECD), a Agência Nacional de Petróleo brasileira (ANP) e a U.S. Energy
Information Agency (EIA). Para compreender as perspectivas futuras para a indústria, foram
explorados relatórios emitidos por empresas de renome e relevância, como a British Petroleum
(BP), especialmente em relação à evolução do mercado de energia, e Deloitte, PwC e Oliver
Wyman, para tendências gerais da atuação de empresas de petróleo. Ainda, foram buscados
relatórios e planos estratégicos das principais empresas para entender a estratégia que elas têm
1 FORBES. Global 2000: The world`s largest public companies. 2018.
https://www.forbes.com/global2000/#7221b81335d8. Acesso em 22 de fevereiro de 2019.
5
perseguido. Finalmente, artigos acadêmicos especialmente relevantes como o de Stevens
(2016) e Maugeri (2004) complementaram o conteúdo apresentado nessa etapa.
O estudo de caso sobre a estratégia corporativa anunciada pela Petrobras baseou-se em
documentos emitidos pela própria empresa, notoriamente o Plano de Negócios e Gestão (PNG)
2019-2023 e os relatórios de atividades e integrados dos anos 2018, 2017 e 2016. O relatório
de Morais (2013), pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (IPEA), foi uma base
importante para a explicação da história da empresa no setor de petróleo, especialmente no
offshore. Também foram utilizados com frequência matérias de veículos de imprensa de
negócios, não apenas para explicar a história recente da empresa (últimos 10 anos), como
também seus movimentos mais recentes (últimos 6 meses), relacionados à execução da
estratégia explicitada no PNG.
Todo material aqui mencionado serviu de base para a análise crítica apresentada no
capítulo 5, que é a contribuição primária desse estudo.
1.4. ESTRUTURA
A primeira parte desse texto é composta pelas seções 2 e 3, destinadas a definir as bases
para a discussão, apresentando, respectivamente: uma breve introdução ao conceito de
estratégia, seu histórico e seus tipos; o embasamento literário sobre Estratégia Corporativa,
baseado nas obras de autores como Michael Porter, Cythia Montgomery, D. Collins, C. J.
Prahalad, G. Hamel e outros; e o setor de petróleo, destacando sua estrutura de mercado, as
diferentes etapas de sua cadeia de valor e o cenário competitivo a nível global. De maneira
geral, é a perspectiva geral de base sobre a qual o argumento final se sustenta.
Em seguida, na quarta seção, o foco passa à Petrobras, objeto de estudo principal do
projeto. Será apresentada a trajetória da empresa, colocando em pauta não apenas aspectos
históricos como acontecimentos recentes que tiveram grande impacto sobre ela. Em seguida,
será abordado o contexto atual das operações da corporação de acordo com os relatórios de
gestão mais recentes. Por último, será exposta a estratégia deliberada no Plano de Negócios e
Gestão mais recente (2019-2023) e nos últimos comunicados à imprensa, com foco nos aspectos
ligados ao escopo de atuação da empresa.
Finalmente, o projeto conclui com a análise crítica das decisões estratégicas da
corporação Petrobras na cadeia de petróleo, levando em conta os conceitos de estratégia
corporativa e a situação da empresa. Nessa seção, será feita uma análise técnica, considerando
a visão da Petrobras enquanto empresa, com foco no último Plano de Negócios e Gestão
6
divulgado pela companhia. Adicionalmente, serão levantados fatores de risco que podem afetar
o plano estratégico da atual gestão e também considerações extras, reiterando as premissas e
limitações assumidas, e indicando qual pode ser o significado social e os possíveis
desdobramentos da estratégia perseguida pela empresa, considerando a tensão existente entre o
papel da Petrobras como instrumento de Estado e como corporação com fins lucrativos, e
apontando caminhos que poderiam ser seguidos para dar continuidade ao estudo.
1.5. LIMITAÇÕES
Há quatro limitações claras ao estudo realizado nesse projeto: (1) o debate
primariamente no nível da estratégia corporativa; (2) o foco na cadeia do petróleo e não em
todas as unidades de negócio; (3) a discussão da estratégia anunciada em vez da estratégia
realizada; (4) o uso de argumentos estratégicos e econômicos para a análise, omitindo
argumentos políticos ou sociais;
Como explicado anteriormente, o escopo do projeto é analisar a Petrobras do ponto de
vista da Estratégia Corporativa, que é o nível estratégico que abrange o contexto geral da
corporação e do conjunto das suas unidades de negócio. Desse modo, ele não visa realizar uma
análise financeira detalhada da empresa, limitando-se à sua estrutura de capital, e tampouco
detalhará a operação interna de suas unidades de negócio. O que será discutido são as vantagens
e desvantagens de gerir seu negócio na cadeia do petróleo de maneira integrada ou separada,
dentro da corporação diversificada que é a Petrobras.
A análise será aprofundada na cadeia de petróleo e em suas diferentes etapas, desde a
exploração de poços até a venda dos derivados ao consumidor final. Não serão exploradas a
fundo outras unidades de negócio da Petrobras, como o gás natural, as termelétricas,
fertilizantes, biocombustíveis e as energias renováveis, visto que o foco principal da empresa é
hoje a cadeia do petróleo, tal como já observado anteriormente.
Ainda a respeito do objeto de análise, será avaliada a estratégia anunciada ou pretendida
pela Petrobras, e não a estratégia efetivamente realizada pela empresa. Fatores exógenos ou
endógenos à sua operação podem impactar os planos e, com isso, a estratégia explícita nos
planos de negócio da empresa não vai ser necessariamente igual à estratégia realizada. Só será
possível observar as diferenças quando essas iniciativas forem colocadas em prática
(MINTZBERG e WATERS, 1985).
Por último, o presente também não abordará os aspectos políticos e de Estado (por
exemplo, política industrial, gestão de preços, inflação etc.), que geralmente são trazidos nas
7
discussões da sociedade civil acerca da Petrobras. Parte-se, aqui, de um ponto de vista
estritamente técnico em estratégia empresarial, avaliando as melhores alternativas que se
apresentam dos pontos de vista competitivo e estratégico. Dessa forma, existem argumentos de
outras naturezas os quais esse trabalho não se propõe a analisar.
8
2. ESTRATÉGIA CORPORATIVA
2.1. CONCEITOS GERAIS
“Estratégia” é uma palavra de origem grega, do termo “strategos”, que designa “chefe
magistrado” ou “comandante militar” (GHEMAWAT, 2000). Foi usada no contexto bélico em
outras inúmeras vezes para designar ação de comandar ou conduzir exércitos em tempo de
guerra. Foi na década de 60 e 70 que ela emergiu enquanto objeto do estudo acadêmico e
aplicação nas organizações empresariais, assim como foi nesses anos que as maiores firmas de
consultoria estratégica da atualidade tomaram corpo (idem).
As definições de estratégia durante as últimas décadas são inúmeras. Por exemplo,
Wright, Kroll e Parnell (2000) definem o termo em referência aos planos da alta administração
para alcançar resultados consistentes com a missão e os objetivos gerais da organização;
Rothaermel (2017) diz que estratégia é um conjunto de ações direcionadas a objetivos que uma
empresa toma para ganhar e manter uma performance superior à de seus competidores. Johnson,
Scholles e Whittington (2008) definem estratégia como a direção e o escopo de uma
organização no longo prazo, que alcança vantagens em um ambiente mutável por meio da
configuração de recursos e competências, com o objetivo de corresponder às expectativas dos
stakeholders. Para Mintzberg e Quinn (1991), estratégia é um modelo ou plano que integra os
objetivos, as políticas e as ações sequenciais de uma organização, em um todo coeso. Já Rumelt
(2011) afirma que uma boa estratégia começa com o diagnóstico de aspectos críticos
específicos, que devem ser endereçados por meio da definição de uma política orientadora de
ações coordenadas, tendo em vista a superação dos obstáculos identificados.
É possível traçar um domínio de interseção entre os conceitos a fim de determinar a
estratégia como um conjunto de ações determinadas intencionalmente a serem executadas para
atingir um objetivo futuro2, à luz de um diagnóstico sobre a situação.
Quando duas organizações competem, essas possuem um conjunto de características
que garantem vantagem ou desvantagem sobre os demais competidores. Uma empresa que
atinge performance superior relativa aos outros competidores ou que à média desses, possui
uma vantagem competitiva (ROTHAERMEL, 2017). Para obter essa vantagem, uma empresa
precisa ou (1) prover produtos que tenham maior valor percebido pelos consumidores em
2 Pode-se também afirmar que o contexto competitivo remete às origens bélicas da estratégia. Da mesma forma
que quando dois exércitos combatem ambos possuem vantagens e desvantagens sobre o outro em características
como tamanho da infantaria, qualidade das armas e de quem as empunha, posição no terreno.
9
comparação aos dos competidores, ou (2) fornecer produtos com valor similar, porém a preços
mais baixos (o que implica ter custos mais baixos, visando ter uma operação sustentável no
tempo) (PORTER, 1997). Por conclusão, a vantagem competitiva é sempre descrita em
comparação com os competidores, não mensurada em valores absolutos.
Diante disso, é possível inferir que a competição entre empresas ocorre dentro dos
setores onde elas atuam, e pode-se considerar que não há competição direta entre corporações
atuando em setores diversos. Nesse sentido, entender o funcionamento do setor em que a
empresa está inserida é essencial para a definição de uma boa estratégia empresarial. Dentre os
aspectos a serem investigados no setor, podem ser citados o número de concorrentes e o valor
que entregam ao público, a natureza da concorrência, os agentes externos envolvidos, dentre
outros.
A estratégia existe em diferentes níveis em uma organização. Johnson, Scholes e
Whittington (2008) e Wright, Kroll e Parnell (2000) definem 3 desses níveis, enquanto Porter
(1999) e Fahey e Randall (1999) trazem 2. Apesar da diferença na quantidade, em termos gerais
todos seguem uma linha de raciocínio comum ao definir o primeiro nível estratégico como
correspondendo ao âmbito da corporação e o segundo ao âmbito das unidades de negócio. O
terceiro nível é apresentado como o correspondente ao âmbito operacional ou funcional, o qual
se refere a como as partes componentes de uma organização entregarão eficientemente o valor
proposto por ela.
A tablea 1 resume os autores e como cada um define resumidamente os níveis
estratégicos.
Tabela 1: Níveis de estratégia e definições de diferentes autores.
Autores A nível da corporação A nível dos negócios A nível das operações
Johnson, Scholes &
Whittington (2008)
“O primeiro, a estratégia a
nível da corporação, se
concerne com o escopo
geral da organização e
como será adicionado valor
às diferentes partes
(unidades de negócio) da
organização). ”
p. 11
“O segundo nível
estratégico pode ser
pensado a nível de negócio,
que é sobre como competir
com sucesso em
determinados mercados”
p. 11
“O terceiro nível está na
ponta operacional da
organização. Aqui estão as
estratégias operacionais,
que se concernem a como as
partes componentes de uma
organização entregam
efetivamente as estratégias a
nível corporativo e de
negócios em termos de
recursos, processos e
pessoas.”
p. 12
10
Wright, Kroll & Parnell
(2000)
Estratégias de nível
empresarial
“Nesse nível, a questão
essencial é ‘Em que negócio
ou setores deveria a
empresa estar atuando? ”
p. 41
Estratégias de unidade de
negócio
“[...]a questão que deve ser
respondida é ‘como deveria
uma empresa competir em
cada um de seus negócios
ou setores em que escolheu
atuar? ”
p. 41
Estratégias funcionais
“[...] são as estratégias de
produção, marketing, P&D,
finanças etc.”
p. 41
Porter (1999) “Estratégia corporativa – ou
da totalidade do grupo
empresarial”
“Estratégia das unidades de
negócio (ou competitiva”
-
Fahey & Randall (1999) “A estratégia corporativa se
preocupa com três
importantes questões que
executivos devem abordar:
1. O escopo corporativ o:
em quais negócios a
corporação deveria atuar?
2. A relação entre as partes:
em quais bases as unidades
de negócio deveriam ser
relacionadas?
3. Os métodos para gerir o
escopo e a relação entre
unidades de negócio: que
método deve ser empregado
para fazer mudanças
específicas nesses dois
pontos? ”
p. 55
“A estratégia das unidades
de negócio lida com como
competir com sucesso
dentro de uma indústria
dada [...] Há cinco
elementos chave para gerir
a estratégia ao nível das
unidades de negócio:
1. Definir o escopo da
unidade.
2. Definir os objetivos da
unidade de negócio.
3. Definir as bases para
vantagem competitiva
4. Desenhar a constelação
de valor
5. Gerir a cadeia interna de
calor do negócio assim
como sua integração com as
cadeias de valor dos
parceiros e clientes. ”
p. 84
-
Fonte: Elaboração própria.
Os quatro autores apresentados definem claramente que a competição ocorre no nível
das unidades de negócio. Desse modo, pode-se concluir que a vantagem competitiva é algo
aplicável somente a esse nível, visto que corporações não competem entre si.
11
2.2. ESTRATÉGIA CORPORATIVA
Recapitulando, a estratégia corporativa é o primeiro nível estratégico, aquele que
observa o âmbito de toda a corporação. Ela apresentou grande desenvolvimento, principalmente
a partir da década de 1970, quando o fenômeno da reestruturação empresarial ganhou impulso
com o desenvolvimento tecnológico dos meios de comunicação e dos transportes, passando a
predominar uma dinâmica de interação e integração a nível mundial (CAMARGOS, DIAS
2003).
Contudo, antes de aprofundar no conceito de estratégia corporativa, faz-se necessário
primeiro entender por que algumas empresas buscam diversificar seus negócios além da oferta
de um único produto e uma única unidade de negócio. Montgomery (1994) apresenta a síntese
de 3 visões, desenvolvidas por outros autores, sobre as razões pelas quais uma empresa decide
diversificar:
a. Visão do poder de mercado - uma empresa diversificada pode se utilizar dos
rendimentos de seus diferentes negócios para sustentar uns aos outros. Essa visão é
tradicionalmente levantada por economistas preocupados com seus potenciais efeitos
anticompetitivos. O argumento que sintetiza essa preocupação é apresentado pela
afirmação que as empresas diversificadas não prosperam por serem mais eficientes que
as não diversificadas, mas sim porque aquelas têm acesso ao que é chamado de “poder
de conglomeração” – uma corporação pode abaixar o preço de venda dos produtos de
uma determinada unidade de negócio, a um nível inferior ao de produção, e absorver
essa perda nos ganhos de outra unidade de negócio, configurando uma concorrência
desleal no setor daquela primeira (HILL, 1985, apud. MONTGOMERY, 1994).
b. Visão de agência - coloca a diversificação como interesse daqueles que gerem o
negócio, como forma de crescer sua responsabilidade e importância, e de diminuir seus
riscos “empregatícios”, relacionado ao risco de a empresa ir à falência. De acordo com
essa visão, a diversificação não seria em prol da criação de valor para a empresa ou para
um negócio, e sim para os agentes que gerem a corporação.
c. Visão de recursos - essa visão expressa que uma empresa pode buscar a diversificação
por um excesso de capacidade dos seus recursos, sejam eles tangíveis ou intangíveis.
Aqui incluem-se ativos que a empresa adquiriu do mercado, serviços que a empresa
gerou com esses ativos e conhecimento que ela acumulou ao longo do tempo. Desse
modo, na medida em que expandir a gama de negócios é um meio de usar de forma
12
lucrativa os recursos subutilizados, alcançando economias de escopo ao compartilhá-
los entre unidades de negócio, a empresa tem um incentivo para diversificar.
Os dois primeiros pontos resumem uma visão comum de estudiosos das áreas
econômica e financeira, que seguem a premissa econômica geral de competição perfeita do
mercado e, consequentemente, veem a diversificação como amplamente desnecessária, abaixo
do nível ótimo ou mesmo ilegitimamente induzida pelos interesses próprios daqueles que
gerenciam as organizações (WAN, HOSKISSON, SHORT & YIU 2011).
Em contraste, a terceira visão foi construída sobre a hipótese de que o mercado é
imperfeito – caso contrário, o adicional de recursos de uma empresa poderia ser vendido de
forma eficiente para o mercado – o que significa que a diversificação só seria justificável devido
aos altos riscos e custos de troca. Nesse sentido, ela enfatiza a responsabilidade da camada
gerencial em criar valor dentro desse contexto, utilizando-se dos recursos que a empresa possui
para alavancar os seus negócios diversos. Os gerentes deixam de ser inerentemente auto
direcionados e passam a constituir um recurso chave para que a estratégia de diversificação crie
valor (WAN, HOSKISSON, SHORT & YIU 2011). Essa teoria baseada em recursos foi
desenvolvida ao longo dos anos em estudos como os de Rumelt (1982), Wernerfelt (1984),
Barney (1991) e outros, com base no trabalho de Penrose (1959).
Para o prosseguimento deste trabalho, será assumida a premissa que a diversificação
pode ser uma fonte de criação de valor, e consequentemente, de “vantagem corporativa”, que é
o objetivo buscado pela estratégia corporativa3. Será utilizado o termo “vantagem corporativa”
para designar a vantagem competitiva sustentável que cada unidade de negócio ganha, em seu
próprio mercado, por fazer parte da corporação em que se encontra, definição apresentada por
Montgomery e Collins (1998).
Finalmente, conceituando o termo “estratégia corporativa”, nas palavras de Rothaermel
(2017, p. 255):
Estratégia corporativa inclui as decisões que a gestão sênior faz e as ações que essa
toma em direção aos objetivos determinados, na busca por vantagem competitiva em
várias indústrias e mercados simultaneamente. Ela provê respostas para a questão
chave de onde competir. A estratégia corporativa determina as fronteiras de uma
firma em três dimensões: integração vertical, ao longo da cadeia de valor;
3 Para maior aprofundamento, o artigo de WAN, HOSKISSON, SHORT & YIU 2011 traz uma listagem de 63
estudos acerca do tema de diversificação, conceituais e de campo, que se estruturam sobre a teoria baseada em
recursos.
13
diversificação (ou integração horizontal) de produtos; e escopo geográfico, seja
regional, nacional ou global.
2.2.1. As dimensões da estratégia corporativa
Seguindo a definição de Rothaermel (2017), a estratégia corporativa possui três
dimensões: uma horizontal, uma vertical e uma geográfica, divisão também apresentada por
Ghemawat (2000). Os próximos itens descreverão mais detalhadamente essas dimensões - ou
escopos - e suas vantagens e desvantagens, com base na obra de ambos os autores.
Figura 2: Ilustração das dimensões da estratégia corporativa.
Fonte: Elaboração própria.
2.2.1.1. Escopo horizontal
O escopo horizontal refere-se à possibilidade de operar em diferentes frentes de negócio
cujos produtos finais não entregam a mesma proposição de valor para o cliente final - ou seja,
que não são concorrentes.
Os princípios de possibilidade de substituição e complementaridade são particularmente
úteis na solução de questões relacionadas a esta dimensão: (1) uma corporação não deveria
buscar ter unidades estratégicas de negócio que ofereçam produtos que podem substituir os
produtos das demais, visto que esses competirão entre si; e (2) ter unidades estratégicas de
negócio que forneçam produtos complementares ou tenham ativos com essa característica pode
ser uma boa estratégia para a corporação, visto que as vendas de produtos complementares
possuem uma relação diretamente proporcional entre si.
Quando não está claro se é mais vantajoso assumir uma amplitude horizontal estreita ou
ampla, pode ser útil analisar o cenário com base em ambas. Uma definição estreita focaliza a
14
análise em cada negócio e a ampla ajuda a minimizar o risco, uma vez que, quanto mais
diferentes forem as naturezas dos negócios do grupo, menos provável será que a causa de
fracasso de um dentre eles venha a ser causa de fracasso para os outros. Variáveis exógenas
como legislações trabalhistas, mudanças de hábito do consumidor, crises econômicas etc.,
podem comprometer uma frente de negócio, mas deixar outras intactas.
2.2.1.2. Escopo vertical
Considera a diversificação de negócios ao longo da cadeia de valor. Com relação a esse
escopo, a questão chave é quantos estágios verticalmente ligados da cadeia fornecedor-
comprador a empresa deve ocupar. Ghemawat (2000) coloca que, de modo geral, se existe ou
pode ser criado um mercado competitivo para vendas a terceiros entre os estágios verticais,
estes devem ser separados; caso esse mercado seja imperfeito ou usá-lo seja custoso, os
negócios devem ser integrados.
Coase (1937) introduziu pela primeira vez essa noção de que os custos de transação não
podem ser ignorados pelas empresas em seus mercados, entre eles os custos de busca, de
negociação, de formulação dos contratos, de monitoramento, de execução, entre outros.
Williamson (1979) aprofundou esse tema, e relacionou os custos de transação à escolha das
empresas dentro do espectro existente entre a integração vertical total e o uso de contratos de
curto prazo – quanto mais numerosos e mais valiosos eles fossem, maior deveria ser a tendência
à integração. Mitchell (1976), ao escrever sobre a integração vertical na indústria do petróleo,
complementa que, transportando essa visão econômica para o mundo dos negócios, a
manifestação das vantagens de integrar se dá pela busca por oferta segura, demanda garantida,
menor risco e maior disponibilidade de informação. Em uma corporação integrada verticalmente, são integradas uma unidade de negócio
fornecedora e a que a segue na cadeia. Dado que os objetivos estratégicos as unidades de
negócio devem ser coerentes entre si, de modo a ter um único objetivo a nível da corporação,
elas podem trabalhar juntas a fim de melhorar a cadeia intencionalmente, praticar contratos
comerciais vantajosos para ambas, e fazer com que mais valor seja agregado ao produto final
ao longo da cadeia.
2.2.1.3. Escopo geográfico
Nessa questão, define-se a amplitude do cenário dos negócios em termos geográficos.
Em diferentes situações, pode ser mais vantajoso considerar um contexto de negócio local,
regional ou global. Um critério chave para resolver essa questão é a independência das posições
15
competitivas em diferentes mercados geográficos – caso a vantagem em uma região não se
traduza em vantagem em outras regiões, o contexto do negócio tende a ser mais local.
Diferentes posicionamentos geográficos colocam uma unidade de negócio sob a
influência de diferentes variáveis externas a suas operações, por exemplo variáveis
macroeconômicas ou regulatórias. Por consequência, expandir o escopo geográfico muitas
vezes pode ser considerado uma estratégia para minimizar o risco do negócio ao diversificar às
fontes de riscos às quais se está exposto.
* * * *
Porter (1999) afirma que a diversificação dos riscos deve ser vista como um subproduto
da estratégia corporativa, e não como sua motivação principal, que é gerar valor. Visto que há
esses custos associados à operação de diversificação nas três dimensões, quais são os benefícios
de ter uma corporação diversificada e como usufruir desses benefícios, de modo que o valor
capturado seja positivo, com os benefícios superando os custos?
As próximas seções buscam responder a essa questão, primeiro apresentando uma das
ferramentas históricas mais populares do ramo, a gestão de portfólio, em seguida, apresentando
os conceitos de competências essenciais, atividades e gestão corporativa, e como eles proveem
vantagem competitiva às Unidades de Negócio.
2.2.2. A gestão de portfólio
Nos anos 60 e 70, a gestão de portfólio se tornou uma prática comum entre as grandes
corporações, e se concentrava quase que exclusivamente sobre situações onde buscava-se a
resposta às seguintes questões: quais negócios devem ser descontinuados? Quais devem receber
mais investimento de recursos?
Algumas das maiores empresas de consultoria estratégica da atualidade se
impulsionaram ao desenvolverem metodologias de análise do tema. Dentre elas, uma das que
mais se destaca é o The Boston Consulting Group, que desenvolveu uma matriz de avaliação
do portfólio de produtos, que leva o nome da empresa.
Bruce Henderson, fundador do BCG, explica em seu artigo original (HENDERSON,
1970) que o portfólio de produtos de uma empresa pode ser classificado de acordo com uma
matriz cujo eixo horizontal corresponde à participação relativa no mercado daquele produto, e
o eixo vertical corresponde à taxa de crescimento do mercado onde aquele produto está inserido.
Nessa matriz, há quatro quadrantes utilizados para classificar os produtos, de acordo com as
posições deles nos eixos: produtos “estrelas”, produtos “vacas leiteiras”, produtos “cachorros”
16
ou produtos “ponto de interrogação”. A matriz do BCG e seus respectivos quadrantes são
apresentados na figura 3.
Figura 3: Matriz BCG
Fonte: Elaboração propria, baseado em Henderson (1970).
No referido artigo, é apresentada uma direção estratégica a ser tomada para cada produto
em seu respectivo quadrante (HENDERSON, 1970):
1. Um produto que garante à empresa uma alta participação relativa no mercado, mas
possui baixo crescimento é classificado como um produto “vaca leiteira”. Esse é um
produto que garante altos retornos além do reinvestimento necessário para manter a
posição no mercado. É um produto em fase de maturidade avançada.
2. O quadrante de “cachorros” é destinado aos produtos de mercados de baixo
crescimento e que devem receber ainda mais investimentos para garantir a posição
competitiva da empresa no mercado. No geral, esses produtos devem ser
desinvestidos.
3. Já os produtos de um mercado de alto crescimento e alta participação relativa no
mercado são classificados como “estrelas”. As estrelas eventualmente se
transformam em vacas leiteiras, na medida em que a taxa de crescimento do mercado
vai diminuindo.
4. Finalmente, os produtos que possuem baixa parcela de mercado, mas a taxa de
crescimento desse é grande, são classificados como “pontos de interrogação”. São
produtos que ainda exigem altos investimentos para crescer sua parcela de
participação no mercado, mas ainda sem garantias de que se tornará uma estrela.
17
Na mesma linha que o BCG, a McKinsey & Company também criou uma matriz de
avaliação de portfólio, derivada de um projeto desenvolvido com a General Electric no início
da década de 70 (MCKINSEY, acesso em 2019). A matriz GE-McKinsey, como ficou
conhecida, foi fruto de uma análise da estrutura corporativa da GE feita pela empresa de
consultoria, a pedido de Fred Broch, CEO da General Electric na época. A GE possuía mais de
200 centros de custos e 145 departamentos, divididos em 10 grupos.
Nessa análise, a McKinsey recomendou que os departamentos da GE não fossem mais
classificados de acordo com critérios de controles financeiro internos, mas sim por unidades
estratégicas de negócio, dando uma relevância maior para as condições externas do mercado de
cada unidade e tomando uma abordagem mais orientada para o futuro, que para os resultados
financeiros passados. Então, foi criada a matriz composta de nove caixas que oferecem uma
abordagem sistemática para que a corporação avaliasse suas unidades de negócio, utilizando
como critérios de comparação a força competitiva da unidade de negócio (no eixo horizontal)
e a atratividade da indústria onde aquela unidade se insere (no eixo vertical).
Figura 4: Matriz GE-McKinsey
Fonte: Elaboração propria baseado em McKinsey (acesso em 2019).
Posicionando as unidades de negócio dentro da matriz, é possível ter um direcionamento
para a gestão de portfólio da corporação: as unidades localizadas acima da diagonal principal
(alta força competitiva e alta atratividade da indústria) são as melhores candidatas para receber
investimentos da corporação; as unidades localizadas ao longo da diagonal principal podem
receber de investimentos seletivos; e as unidades localizadas abaixo da diagonal principal
18
(baixa força competitiva e baixa atratividade da indústria) são passíveis de desinvestimentos. A
figura abaixo retrata a matriz e suas nove caixas.
Ghemawat (2000) afirma que essas duas técnicas e as subsequentes aplicações foram
importantes para introduzir a segmentação de corporações em unidades estratégicas de negócio.
Na década de 70, cada uma das consultorias mais importantes utilizava algum tipo de análise
de portfólio. Esse conceito foi amplamente aceito especialmente após a crise do petróleo de
1973, quando as corporações se viram obrigadas a reavaliar seus planos de longo prazo de
diversificação frente ao alto custo energético – basicamente, foram forçadas a parar de expandir
os negócios e avaliar quais deveriam ser descontinuados.
O autor também relata que a análise de portfólio passou por alguns momentos de
descrédito, diminuindo sua popularidade ao longo dos anos que se seguiram. O autor cita por
exemplo um estudo acadêmico de Wind, Mahajan e Swire (1983), que aplicaram 4 técnicas de
análise de portfólio diferentes em um grupo de 15 UENs de uma corporação do Fortune 500, e
somente uma dentre as 15 unidades foi posicionada na mesma porção de cada uma das 4
matrizes, e somente 5 das 15 UENs foram similarmente classificadas em termos de 3 das 4
matrizes. Também cita uma crítica, de autoria de Hayes e Abernathy (1980), professores de
Harvard, que classificaram essas técnicas como ferramentas que levam a gerência a focalizar
na minimização dos riscos financeiros em vez de no investimento em novas oportunidades que
requeririam um comprometimento de longo prazo de seus recursos.
Todavia, esse processo deixou um legado importante para os trabalhos de estratégia
corporativa que se seguiram, pois ressaltou a necessidade de focalizar nos dois aspectos
essenciais da análise de portfólio: a atratividade da indústria e o posicionamento competitivo
das unidades de negócio (GHEMAWAT, 2000). As demais seções desse capítulo abordam com
mais profundidade como a corporação pode beneficiar ou prejudicar o posicionamento
competitivo das UENs.
2.2.3. Competências essenciais
Competência é uma integração e coordenação interfuncional das capacitações
(capabilities) de uma organização. As capacitações, por sua vez, se referem às habilidades das
organizações em explorar seus recursos, traduzidas em uma série de processos e rotinas que
gerem a interação entre eles e seu uso. Finalmente, recursos são os insumos utilizados no
processo de criação de valor de uma organização. Dessa maneira, pode-se concluir que o
desenvolvimento de competências organizacionais pode ser crítico para criar vantagem
19
competitiva sustentável para uma organização (ROTHAERMEL, 2017), que é um dos fatores
de grande interesse para a estratégia.
O trabalho de Barney (1995), um dos principais autores da teoria baseada em recursos,
apresenta o framework VRIO, usado para avaliar se um recurso, capacitação ou competência
trazem essa vantagem competitiva para uma empresa. Cada uma das letras da sigla indica uma
dimensão que deve ser avaliada: (1) Valor; (2) Raridade; (3) Imitabilidade; e (4) Organização
Para atingir esse objetivo de maneira sustentável, portanto, o autor defende que o elemento deve
(1) ter valor, para constituir uma vantagem; (2) ser raro, ou seja, não ser comum a todos os
competidores; (3) ser difícil de ser imitado, para que a vantagem não seja temporária; e (4) a
organização como um conjunto tem de ser capaz de capturar o seu valor. O framework de
análise é apresentado na figura 5, extraída de Rothaermel (2017).
Figura 5: Framework VRIO.
Fonte: ROTHAERMEL 2017, P 113.
Dentro do contexto da estratégia corporativa e da diversificação, de modo geral, alguns
autores expõem a importância da criação e da gestão de competências organizacionais que
ultrapassem os limites das Unidades Estratégicas de Negócio e que permeiem toda a
corporação. Essas “competências essenciais” são habilidades e áreas de conhecimento que são
compartilhadas através das unidades de negócio e resultam da integração e da harmonização
das competências das UEN (JAVIDAN, 1998). Considerando que esse compartilhamento exige
uma grande habilidade de coordenação a nível mundial, o grau de dificuldade para gerir as
competências essenciais cresce, mas também cresce o valor criado a nível organizacional. A
figura 6 mostra a hierarquia da competência, de Javidan (1998), ilustrando o aumento de valor
criado e dificuldade ao longo dos níveis.
20
Figura 6: Hierarquia dos recursos a competências essenciais.
Fonte: JAVIDAN 1998, P 62.
Segundo Prahalad e Hamel (1990), que introduziram o conceito na literatura acadêmica,
as competências essenciais requerem aprendizado, envolvimento e comprometimento coletivo
da organização para cruzar a integração entre as UEN. Para eles, a competitividade deriva da
capacidade de construir, a custos mais baixos e mais rapidamente que os concorrentes, as
competências essenciais que geram produtos não antecipados.
Os autores ilustram que:
A corporação diversificada é uma grande árvore. O tronco e os galhos principais são
os produtos essenciais, os galhos menores, unidades de negócios; as folhas, flores e
frutos são os produtos finais. O sistema de raiz que provê nutrição, sustentação e
estabilidade é a competência essencial. Você pode deixar de perceber a energia dos
concorrentes se somente olhar para seus produtos finais, da mesma forma que você
deixará de perceber a da árvore se você somente olhar para as folhas. (PRAHALAD
& HAMEL 1990, p. 4)
21
Figura 7: Árvore das competências essenciais.
Fonte: PRAHALAD & HAMEL 1990, P 5.
Para identificar se uma competência é ou não essencial do ponto de vista corporativo,
os autores ditam que: (1) ela precisa prover um acesso potencial a uma variedade ampla de
mercados; (2) ela proporciona uma contribuição significativa para o valor percebido pelo
consumidor final nos produtos finais; e (3) ela é difícil de ser imitada por ser derivada de uma
harmonização complexa de tecnologias individuais e habilidades de produção (PRAHALAD &
HAMEL, 1990).
2.2.4. O papel das atividades
Porter (1997) argumenta que a vantagem competitiva de uma unidade de negócio não é
fruto somente de duas ou três competências que ela possui, mas de uma série de atividades
complementares que se reforçam mutuamente. Levando o termo para o contexto corporativo,
uma empresa que tenha desenvolvido uma série de atividades partilhadas ou coordenadas entre
as diferentes unidades de negócio consegue expandir essa vantagem competitiva ao longo de
toda a corporação.
O argumento de Porter não é antagônico, mas complementar ao conceito de
competências essenciais de Prahalad e Hamel. Apesar de não citarem expressamente o termo
“atividades”, é possível interpretá-lo como estando presente na teoria que esses formularam,
uma vez que um “produto essencial” é fruto de uma sequência de atividades executadas pela
23
tem a visão macro para identificar e criar estratégias com a finalidade de desenvolver as
competências essenciais da corporação. A decisão de como se dará a estrutura de governança e
gestão da corporação é crítica, visto que ela pode facilitar ou dificultar a criação de vantagem
competitiva.
Montgomery e Collins (1998) afirmam que muitos executivos são relutam em violar a
autonomia e responsabilidade das unidades de negócio, e que outros temem que criar estruturas
desnecessariamente grandes e burocráticas. No estudo que os autores conduziram junto a 50
empresas, eles relataram que em muitas delas os gestores focalizavam apenas um dos elementos
da estratégia corporativa – recursos (incluindo, no modelo do autor, as capacitações e
competências organizacionais), negócios ou estrutura organizacional. O que faltava era a
compreensão do que transforma esses elementos em um todo integrado. Segundo eles, isso é a
essência da vantagem corporativa: a maneira como uma empresa cria valor através da
configuração e coordenação de suas atividades em múltiplos negócios (MONTGOMERY &
COLLINS, 1998).
Os autores ilustram seu ponto na figura de um equilíbrio triangular entre os três
elementos da estratégia corporativa que elencam, retratado na figura 9.
Figura 9: O triângulo da estratégia corporativa
Fonte: MONTGOMERY & COLLINS, 2005.
Onde recursos são entendidos em seu sentido amplo (incluindo capacitações e
competências); a configuração organizacional está ligada à estrutura da corporação, ao conjunto
de políticas e rotinas que governam o comportamento da organização e a seus processos; e os
negócios são os diferentes mercados nos quais a corporação atua. No vértice superior do
24
triângulo, “vantagem competitiva” refere-se à vantagem garantida às unidades de negócio ao
fazerem parte da corporação.
Novamente, nas palavras dos autores:
As grandes estratégias corporativas vêm, em primeiro lugar, da força de cada lado
do triângulo: recursos de alta qualidade, negócios com fortes posições de mercado
em setores atraentes e uma configuração organizacional eficiente. Mas a verdadeira
vantagem corporativa exige um ajuste perfeito em cada ângulo também. Quando os
recursos de uma empresa são críticos para o sucesso de seus negócios, o resultado é
uma vantagem competitiva. Quando a organização está configurada para alavancar
esses recursos nos negócios, a sinergia pode ser capturada e a coordenação
alcançada. Finalmente, o ajuste entre os sistemas de medição e recompensa de uma
empresa e seus negócios produz controle, que é estratégico para a corporação.
MONTGOMERY & COLLINS 1998, p. 72.
É da relação entre as três arestas e seus vértices, alinhada com a visão, metas e objetivos
da corporação, que a vantagem corporativa é criada.
É necessário reafirmar que, para Montgomery e Collins, o termo “recursos” abrange não
só os insumos utilizados no processo produtivo de uma organização, mas também seus ativos,
capacitações e competências desenvolvidas ao longo do tempo4.
Baseado no trabalho desses autores, Ghemawat (2007) apresenta 3 modelos de gestão
corporativa de uma empresa diversificada, segundo a respectiva abrangência do escopo de
negócios:
a. Corporações de negócios dominantes: empresas que possuem poucas unidades
de negócio fundamentais para o grupo e outras periféricas. Investem em uma
natureza de recursos extremamente especializada e compartilham os recursos e
atividades, em geral provenientes das poucas unidades de negócio fundamentais
da corporação. Também tendem a ter escritórios corporativos grandes, para
desenvolver os negócios, controlar e coordenar a utilização de recursos.
b. Corporações de negócios relacionados: possuem mais unidades de negócio que
as corporações de negócios dominantes, assim como análises de lucratividade
diferentes para cada negócio, mas ainda assim é possível identificar algumas
poucas unidades centrais que unem as demais. Elas podem buscar tanto o
compartilhamento total de recursos quanto a transferência de habilidades e a
coordenação de atividades entre unidades de negócio, diminuindo ou
4 Ver também Montgomery (1994).
25
aumentando a autonomia das UENs, respectivamente. Portando um número
maior de unidades, é mais provável que surjam conflitos entre elas, gerando a
necessidade de uma gerência corporativa para coordenar os negócios
intercruzados.
c. Corporações de negócios não relacionados ou holdings: no outro extremo da
régua, as corporações de negócios não relacionados possuem uma carteira
grande de unidades independentes umas das outras. Os recursos comuns sobre
os quais a corporação desenvolve sua estratégia são genéricos, dada a
independência dos negócios. São desenvolvidos métodos de controle financeiros
rígidos, a fim de otimizar o gerenciamento de caixa, aumentar a liquidez e definir
a alocação de recursos. Como as unidades de negócio possuem maior
independência, o grupo gerencial corporativo tende a ser menor.
A figura 10 ilustra o posicionamento desses três modelos de organização corporativa
dentro do continuum que demonstra as inúmeras possibilidades de variantes de cada um.
Figura 10: Modelos de gestão corporativa.
Fonte: GHEMAWAT (2007) baseado em MONTGOMERY & COLLINS (1997), P 164.
Não há indicações de melhor desempenho econômico de um modelo sobre o outro outro
(GHEMAWAT, 2007). Montgomery e Collins (1997) afirmam que é possível encontrar
26
excelentes estratégias corporativas em todo o decorrer do continuum. Por outro lado, sua
pesquisa sugere que a maior parte dos executivos das empresas estudadas cria estruturas
organizacionais padrão, como se existisse um modelo ótimo a ser seguido, em vez de desenhar
seu arranjo de modo a favorecer sua estratégia corporativa.
É necessário salientar que todo sistema corporativo de governança gera custos inerentes
à empresa – especialmente de governança e coordenação entre as unidades de negócio.
PORTER (1999) exemplifica esse ponto claramente ao relatar que em uma corporação as
unidades de negócio precisam se justificar ao núcleo de gestão, esforçando-se para se
adequarem aos sistemas e planos coletivos, além de respeitar as diretrizes corporativas. O
objetivo, então, é buscar um modelo de gestão corporativa em que o valor agregado à
corporação por ele seja superior aos seus custos inerentes.
* * * *
Entende-se, portanto, que uma estratégia consiste no estabelecimento de um conjunto
definido de ações a serem executadas para atingir um objetivo desejado. No âmbito empresarial,
o principal propósito da definição das estratégias é a construção de vantagem em relação aos
competidores, para garantir um desempenho superior. Nessa busca, a escolha dos diferentes
mercados em que a empresa atuará representa o nível corporativo da estratégia, em que são
discutidas a configuração e a coordenação entre as unidades de negócio.
Fazer parte de uma corporação pode ser uma fonte de vantagem competitiva para uma
unidade de negócio, e isso ocorre quando ela consegue atingir uma performance superior por
participar de um grupo diverso de negócios – esse conceito foi definido como vantagem
corporativa por Montgomery e Collins (1998), e é o objetivo da estratégia corporativa.
Por conclusão, entende-se que uma estratégia corporativa excelente não é uma coleção
aleatória de blocos individuais, mas um sistema de partes interdependentes cuidadosamente
construído (MONTGOMERY & COLLINS, 1998). Ela é o que faz com que o grupo represente
mais do que a soma de suas unidades de negócios (PORTER, in PORTER & MONTGOMERY
1998).
A fim de cultivar uma posição sustentável no cenário de negócios, uma corporação não
deve basear suas escolhas estratégicas somente nos resultados individuais de seus produtos
finais. Para atingir esse objetivo, é preciso identificar quais são as competências essenciais da
corporação, montar uma carteira de negócios cujos recursos (no sentido amplo do termo) sejam
correlatos, e desenhar uma estrutura de gestão que fortaleça e desenvolva a estratégia
27
corporativa da organização, garantindo vantagem competitiva sustentável às suas unidades de
negócio, e a sustentabilidade no longo prazo da corporação como um todo.
28
3. O SETOR DE PETRÓLEO
Toda escolha estratégica é consequência de uma combinação da realidade na qual a
empresa compete com suas capacitações e funções internas. Assim, para examinar os
movimentos da Petrobras é essencial não só ter uma visão sobre os conceitos de estratégia
corporativa, mas também compreender a estrutura e as tendências da indústria onde ela se
insere, objeto de estudo desse capítulo. Vale lembrar que esse projeto limitar-se-á a analisar a
cadeia do petróleo, principal negócio da Petrobras, mencionando outras unidades de negócio
apenas quando estiverem proximamente ligadas a algum aspecto desta cadeia.
3.1. FATORES DE MERCADO
3.1.1. Dinâmica de preços
O petróleo em seu estado cru pode ser considerado uma commodity. Segundo a revista
inglesa The Economist (2017), commodities são produtos comerciais padronizados, com preços
relativamente uniformes ao redor do mundo (excluindo custos de transporte e impostos) e que
servem de matéria-prima para outros produtos. Sua produção em larga escala permite que
constituam mercados altamente líquidos, inclusive com opções futuras (acordos para compra e
venda no futuro) para que produtores e consumidores se protejam de oscilações no preço.
Ainda segundo a The Economist (2018), o mercado de petróleo começou a se tornar
global apenas depois da Segunda Guerra Mundial, com o aumento da quantidade de produtores
e a evolução do comércio mundial. Até 1970, enquanto os Estados Unidos possuíam capacidade
de produção em excesso, os preços eram fixados pela Texas Railroad Comission através do
controle da oferta. Nesse ano, o país deixou de ter capacidade ociosa, e com isso a capacidade
ociosa e consequentemente a possibilidade de regular os preços mundiais ficou na mão de um
grupo de países exportadores que compunha a Organização dos Países Exportadores de Petróleo
(OPEP), que começaria então a controlar a oferta para determinar os preços. A OPEP havia sido
criada em 1960 por Arábia Saudita, Kuwait, Irã, Iraque e Venezuela, para defender os interesses
nacionais perante as empresas norte americanas que exploravam petróleo em seus territórios no
modelo de concessão. Nessa época, quase todo o petróleo era negociado em contratos de longo
prazo, com preços fixos, pois o comprador negociava quantidades específicas de petróleo em
datas específicas no futuro. (DOWNEY, 2009).
Downey (2009) explica que, a partir da década de 80, entretanto, o petróleo começou a
ser negociado por contratos spot, que consistem na venda de petróleo no curto prazo, para
entrega o mais rápido possível. Com o tempo, esse tipo de negociação foi ganhando relevância,
29
e foram criados benchmarks internacionais de preço para servirem de referência. Os
benchmarks são definidos ao final de cada dia de negociações para diferentes tipos de óleo (cru
ou refinado) com base nos preços spot negociados naquele dia.
De acordo com a The Economist (2018), como a qualidade e a disponibilidade de óleo
cru podem variar muito de acordo com sua origem, existem diferentes valores de referência. O
mais relevante deles é o Brent, relativo ao óleo extraído do Mar do Norte, por ser um óleo fácil
de refinar e transformar em produtos refinados. Contudo, com o crescimento da relevância de
outras regiões produtoras e a queda na produção do Mar do Norte, novos valores de referência
tem ganho relevância, como o West Texas Intermediate (WTI), negociado nos EUA e o Shangai
crude futures, um rival asiático criado em 2018 para fazer frente aos benchmarks internacionais
ocidentais.
Hoje em dia, com a evolução dos mercados internacionais, todos os contratos são
negociados tendo em mente os benchmarks para os diferentes tipos de óleo. Como esses
contratos funcionam como um leilão, eles acabam refletindo o maior valor pelo qual
compradores estão dispostos a obter óleo cru naquele dia, de acordo com as notícias mais
recentes do mercado internacional (DOWNEY, 2009).
Considerando a “Lei da Oferta e da Demanda”, os níveis de preço em um mercado
competitivo são definidos pelo nível de oferta e de demanda. Como o petróleo é um produto
negociado de maneira concorrencial a nível mundial através dos benchmarks, como exposto
anteriormente, para entender a evolução dos seus preços é preciso aprofundar-se nas questões
relacionadas à demanda e à oferta agregadas de petróleo a nível global.
3.1.2. Fatores de Demanda
Depois de começar a ser explorado apenas para servir como combustível para a
iluminação, no final do século XIX (DOWNEY, 2009), é consenso que atualmente o petróleo
é um produto central para a sociedade e a economia a nível mundial. De uma forma geral, os
óleos crus extraídos precisam ser refinados para se transformarem nos diferentes tipos de
produtos para diversos usos em setores essenciais como combustível para transporte,
aquecimento e eletricidade, asfalto, lubrificantes, propano e milhares de produtos
petroquímicos que vão desde carpetes a óculos a vestuário, o que faz com que a indústria
impacte a segurança nacional, as eleições, a geopolítica e os conflitos internacionais (INKPEN,
2016).
30
De acordo com a Agência de Informação de Energia Norteamericana (EIA, 2018), o
setor de transportes corresponde a mais de 50% da demanda por petróleo, seguido pelas
indústrias petroquímica, da construção civil e eletricidade.
Figura 11: Demanda primária do petróleo por setor.
Fonte: The future of petrochemicals: Towards more sustainable plastics and fertilizers – EIA, 2018, p. 27
Devido à sua essencialidade no mundo moderno, Downey (2009) explica que a demanda
por petróleo pode ser considerada inelástica, isto é, independentemente do nível de preços.
Assim, exceto quando o gasto com petróleo começa a crescer muito em relação ao PIB (acima
de 4%, por exemplo), não há retração de demanda, e as variações de preço acabam sendo mais
dependentes do excesso ou falta de oferta em relação a essa demanda agregada (as questões
relativas à oferta serão exploradas na próxima seção).
Para analisar a demanda agregada, como o petróleo é uma fonte de energia é preciso
avaliar a demanda mundial por energia, que envolve as diversas outras fontes como carvão, gás
natural, renováveis, entre outras - especialmente num momento em que se buscam cada vez
mais fontes limpas de energia para reduzir o impacto ambiental. Assim, com base no relatório
Global Energy Outlook: 2019 Edition, da British Petroleum, podem ser avaliados algumas
tendências desse setor.
Para avaliar as mudanças no setor energético e de petróleo, o relatório da BP considera
possíveis cenários com diferentes premissas a respeito da intensidade de mudanças políticas,
tecnológicas e comportamentais que têm impacto sobre a demanda de energia, como a
regulação das emissões de gás carbônico, o crescimento da economia mundial e os ganhos de
eficiência energética para as diferentes fontes de energia. Apesar dos diferentes possíveis
resultados, em todos os contextos avaliados há dois pontos em comum (BP, 2018):
31
a. O petróleo continuará tendo uma participação muito importante na matriz energética
mundial em 2040, com um consumo diário entre 80 milhões de barris por dia (Mb/d) e
130 Mb/d frente a um consumo em 2018 de aproximadamente 95 Mb/d;
b. Serão necessários “níveis significativos de investimento” de “vários trilhões de dólares”
nos próximos 20 anos para atender a essa demanda global por petróleo, uma vez que,
caso não sejam emitidas novas licenças de exploração de petróleo a partir de 2019, a
oferta de petróleo cairá para mais ou menos 35 Mb/d.
Figura 12: Cenários de oferta e demanda de petróleo.
Fonte: BP Energy Outlook - 2019, p.85
O cenário-base escolhido pelo relatório para detalhar suas previsões é o cenário da
transição em evolução, mas a incerteza é tamanha que não se pode falar em cenário mais
provável. No cenário considerado, as evoluções governamentais, sociais e tecnológicas
continuam a evoluir da maneira vista no passado recente, assim como o comportamento da
população. Em suma, nele não acontecem mudanças extremas.
Para formar a demanda mundial por energia e prever sua evolução, a perspectiva da
British Petroleum leva em conta três vetores principais de variação da demanda: a população
mundial; o PIB per capita; e a “intensidade energética”, relacionada aos ganhos de eficiência
pelo avanço da tecnologia (BP, 2018). O primeiro considera que o crescimento da população
32
mundial aumentará a demanda mundial por energia, e o segundo relaciona o desenvolvimento
econômico, especialmente em países emergentes, como um fator que aumenta o PIB per capita
e o consumo de energia por pessoa. Por último, a “intensidade energética” considera que os
avanços tecnológicos fazem com que se consiga extrair mais energia dos mesmos recursos, e
com que se consuma menos energia com os mesmos aparelhos, contribuindo para a redução da
demanda por energia ao longo dos anos. Assim, são dois fatores de crescimento e um fator de
redução da demanda.
Com a desaceleração do crescimento populacional a nível mundial, o principal fator
para o crescimento da demanda por energia seria o aumento do PIB per capita, que causa um
maior consumo de energia por pessoa – uma contribuição superior a 10 bilhões de toneladas de
óleo equivalentes por ano até 2040. Entretanto, grandes avanços no campo da intensidade
energética compensam esse aumento, proporcionando uma redução também próxima de 10
bilhões de toneladas de óleo equivalente a nível mundial em 2040.
Com isso, a previsão é que a demanda por energia cresça numa média próxima de 1%
ao ano até 2040. Ela passaria de aproximadamente 14 bilhões de barris de óleo equivalentes em
2017 para aproximadamente 18 bilhões em 2040 (BP, 2018).
Figura 13: Crescimento da demanda primária por energia.
Fonte: BP Energy Outlook – 2019, p. 21
Com o aumento da demanda por energia e uma demanda praticamente estável por
petróleo, como mostram os gráficos anteriores, é de se imaginar que a previsão de participação
do petróleo na matriz energética seja decrescente, enquanto outras fontes ganham importância.
Essa percepção se confirma nos gráficos abaixo, que mostram uma busca cada vez maior por
uma mistura menos intensiva em carbono, traduzida pelos renováveis, que representam o
33
segmento de maior crescimento (7,1% a.a.) e o petróleo em com um crescimento médio de
0,3% a.a. e estável a partir de 2030 (BP, 2018).
Figura 14: Consumo por fonte de energia.
Fonte: BP Energy Outlook – 2019, p.79.
De forma geral, pode-se afirmar que, apesar da transição energética para uma matriz
mais limpa devido à necessidade de se reduzir as emissões de gás carbônico, a demanda por
petróleo não deve diminuir nas próximas décadas. As previsões da BP indicam que mantido o
ritmo atual de mudança, o aumento da participação de energias renováveis na matriz energética
e os ganhos de eficiência não compensarão o aumento da demanda por energia devido ao
crescimento populacional e econômico.
Caso a previsão fosse de forte crescimento da demanda por petróleo, haveria uma
pressão para o aumento dos preços. Se estivesse prevista uma retração da demanda, esperar-se-
ia uma redução dos preços. Contudo, como o crescimento da demanda por petróleo será apenas
tímido, praticamente tendendo para a estabilidade, esse fator, por si só, não deve conduzir a
uma mudança considerável no patamar de preços do recurso
3.1.3. Fatores de Oferta
O petróleo é um recurso finito pela sua formação geológica, que demora milhões de
anos e requer condições ambientais específicas que talvez não voltem a se repetir. Por ser
encontrado debaixo do solo (no fundo do mar ou em terra firme) e espalhado ao redor da Terra,
é um grande desafio quantificar suas reservas e mapeá-las.
Dessa forma, a descoberta de novas reservas é o que sustenta a indústria, caso contrário
a produção inevitavelmente seguiria um caminho decrescente independentemente da demanda.
34
Contudo, não basta apenas encontrar as reservas. Inkpen (2016) ressalta que é necessário
também que elas sejam economicamente viáveis, tornando o desafio ainda mais complexo,
porque muitas vezes pode ser custoso demais obter o petróleo num dado local, dependendo dos
preços praticados no mercado. Ao mesmo tempo, avanços técnicos tornam viável a retirada de
petróleo em locais antes inexplorados, como aconteceu com o shale nos EUA e o pré-sal no
Brasil.
Desde os anos iniciais da indústria tanto as empresas produtoras de petróleo como os
consumidores temem que eventualmente o óleo disponível acabe. Assim, foi desenvolvida a
teoria do “Pico de Hubbert”, ponto a partir do qual a produção de petróleo começaria a declinar
devido à falta de reservas para suportar o ritmo de produção. Esse ponto de produção máxima
aconteceria quando a produção acumulada atingisse a metade do total de petróleo existente
(ROSA e GOMES, 2004).
Essa teoria, entretanto, é motivo de debates constantes. Em momentos diversos, alguns
analistas afirmaram que o pico já teria sido atingido, enquanto outros acreditam que essa teoria
não passa de um mito. A grande dificuldade consiste em estimar todo o petróleo disponível no
mundo: em 1950, por exemplo, o Serviço Geológico dos Estados Unidos estimou que as
reservas exploráveis seriam de cerca de um trilhão de barris, mas 50 anos depois essa estimativa
havia subido para 3 trilhões. É por isso que Maugeri (2004 apud INKPEN, 2016) afirmou em
artigo na revista científica Science:
Apesar de os hidrocarbonetos serem indiscutivelmente finitos, ninguém sabe
exatamente o quanto. O petróleo está preso em rochas porosas no subsolo, o que
torna difícil estimar quanto do recurso existe e quanto dele pode ser efetivamente
extraído. Muitas áreas ainda são relativamente inexploradas ou foram pobremente
analisadas. Além disso, o conhecimento sobre o petróleo no solo aumenta
dramaticamente à medida em que um reservatório é explorado. (MAUGERI, 2004
apud INKPEN, 2016, p.1)5.
As estatísticas internacionais de energia da EIA mostram que o Pico parece não ter sido
atingido ainda, já que a produção cresceu 24% desde 1998, ao mesmo tempo em que a taxa
Reservas/Produção (R/P) aumentou em 31%. A taxa R/P mostra em quantos anos as reservas
se esgotariam se mantido o nível atual de produção, indicando assim a sustentabilidade da
indústria. Ou seja, mesmo com o aumento da produção, as descobertas têm acontecido em nível
5 Tradução própria.
35
suficiente para não apenas compensar o que está sendo produzido, como também para aumentar
a longevidade antevista da indústria (ver Figura 13).
Figura 15: Produção mundial e reservas comprovadas de petróleo (1998-2018)
Fonte: Elaboração própria, baseado nos dados fornecidos pela EIA International Energy Statistics. Disponível em
https://www.eia.gov/beta/international/. Acesso em 15 jun. 2019.
Apesar dos números indicarem que a carência de reservas a nível mundial não tem sido
um problema para atender a demanda por petróleo, existem outras questões envolvidas no que
se refere à oferta do óleo. Como afirma Inkpen (2016), apesar de todos os países serem
consumidores, apenas um pequeno conjunto de países detêm a maior parte das reservas
mundiais. Esses grandes países exportadores, como explica Downey (2009), fundaram a OPEP
na segunda metade do século XX para fazer frente à produção dos Estados Unidos e controlar
a quantidade de petróleo no mercado, a fim de garantir preços e margens altas a todos. Assim,
movimentos de controle da oferta são comuns nessa indústria, para não inundar o mercado e
baixar os preços.
Um outro fator relevante para a oferta de petróleo é a geopolítica, pois grandes
quantidades de petróleo estão localizadas em países instáveis. Essa configuração já provocou
choques nas décadas de 70 e 80 devido a conflitos entre países que possuem grandes reservas
e os países desenvolvidos (DOWNEY, 2009). De acordo com dados da EIA, o conturbado
Oriente Médio concentrava 48,8% do total de reservas mundiais em 2017, especialmente a
Arábia Saudita (16%), o Irã (10%), o Iraque (9%), o Kuwait (6%) e os Emirados Árabes (6%).
Além disso, a Venezuela, também bastante instável nos últimos anos, possuía a maior reserva
36
entre todos os países, com 18,3% do total mundial. Isso significa que no ano de 2017 pelo
menos 67% das reservas provadas estavam em regiões de instabilidade política.
Figura 16: Localização das reservas mundiais de petróleo comprovadas em 2017.
Fonte: EIA – International Energy Statistics. Disponível em https://www.eia.gov/beta/international/. Acesso em 15 jun. 2019.
Figura 17: Localização das reservas de petróleo do Oriente Médio em 2017.
Fonte: EIA – International Energy Statistics. Disponível em https://www.eia.gov/beta/international/. Acesso em 15 jun. 2019.
É por essa razão que o preço do petróleo depende diretamente de questões políticas: por
mais que haja oferta suficiente para atender à demanda mundial, já houve diversos momentos
em que a incerteza conjuntural e conflitos diplomáticos colocaram em risco o acesso a esse
recurso, e fizeram o preço subir intensamente. O gráfico abaixo (BP, 2018 – Figura 15) mostra
a reação do preço do barril de petróleo a eventos históricos como a Guerra de Yom Kippur, a
Revolução Iraniana e outros. Nos momentos de instabilidade, o preço tende a subir.
37
Figura 18: Preços do petróleo e eventos históricos.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy. 2018. p. 20
De uma forma geral, independente do pico já ter ou não ter sido atingido, o petróleo
continuará sendo uma fonte muito relevante de energia para a sociedade. A dificuldade em
determinar a quantidade de reservas depende de fatores tecnológicos, de mercado e políticos,
tornando difícil prever a disponibilidade no longo prazo. Contudo, os avanços tecnológicos da
indústria revelam cada vez mais novas fontes, que antes eram consideradas inviáveis (INKPEN,
2016). Considerando que a dinâmica de distribuição da produção não deve mudar muito - com
alguns países mantendo o poder de regular a oferta, e conflitos geopolíticos sem solução
próxima - não parecem existir razões para que, também pelo lado da oferta, haja aumentos ou
reduções bruscas e duradouras de preço do petróleo, apesar de ser impossível prever com
precisão o futuro dessa indústria e os movimentos dos grandes países produtores de petróleo.
3.2. CADEIA DE VALOR
Do subsolo até o uso pelo consumidor final na forma de combustíveis ou produtos
petroquímicos, o petróleo percorre uma longa e complexa cadeia de valor. Essa cadeia “do poço
ao posto” é tradicionalmente dividida em três etapas principais, que podem ser olhadas de
maneira independente, cada uma com características e atividades específicas, compondo assim
o processo de produção e distribuição do produto (DOWNEY, 2009):
38
a. O upstream, chamado também de “exploração e produção” (E&P), no Brasil, consiste
na busca e extração de óleos crus e é a parte mais custosa, arriscada e lucrativa da cadeia.
b. O midstream, relacionado ao transporte de óleo cru e de produtos refinados por
oleodutos, navios-tanque, trens-tanque, caminhões-tanque ou aviões-tanque.
c. O downstream, também conhecido como R&M, do inglês Refining & Marketing,
engloba as atividades de refino, armazenamento e venda dos produtos acabados, e
normalmente apresenta um maior número de empresas no mercado.
Para essa seção, aplicaremos uma divisão em 4 etapas principais de acordo com as
atividades desenvolvidas, subdividindo o downstream em duas etapas: (1) Exploração &
Produção; (2) Transporte; (3) Refino & Distribuição; (4) Comercialização.
3.2.1. Exploração e Produção (E&P)
As atividades do Upstream, também chamadas de Exploração e Produção (E&P) podem
ser agrupadas em 3 grupos, mais a atividade preliminar de licenciamento: exploração,
desenvolvimento e produção. Depois de conseguir uma licença, a primeira etapa consiste em
investigar a existência de petróleo e encontrar as reservas. Posteriormente se deve investir na
preparação para tornar o poço operante, que é a fase de desenvolvimento. E, por fim, pode-se
começar a extrair petróleo do poço na fase de produção, que é o regime normal de operação de
um poço.
O processo mais comum para iniciar a exploração de um poço passa por negociação ou
leilão com o Estado nacional do país onde a área se encontra, devido ao regime de soberania
nacional em que operam a maior parte dos países do mundo, inclusive o Brasil. De fato, antes
mesmo de iniciar a exploração e ter certeza sobre a existência de petróleo em uma região, pode
ser necessário passar por um processo longo, custoso e burocrático junto ao poder público para
obter uma licença de exploração. As empresas petroleiras, portanto, acabam quase sempre tendo
que lidar com os governos locais e suas questões políticas como parte essencial de seu negócio
(INKPEN, 2016).
Uma vez obtida a licença, passa-se então à primeira fase, cujo objetivo é entender o
tamanho, a forma, o conteúdo e o potencial de produção da área em questão. Busca-se
determinar a quantidade aproximada de “reservas provadas” (probabilidade de 90% de extrair
ao menos essa quantidade de petróleo de forma viável economicamente), mas esse processo é
extremamente complexo e incerto devido às dificuldades de estimar algo que está a milhares de
metros de profundidade abaixo do solo. Por isso, a etapa de Exploração é considerada a mais
39
arriscada, já que existe uma chance considerável de as expectativas iniciais em relação a
quantidade ou qualidade de petróleo não se confirmarem, de não haver petróleo na área ou de
sua extração ser inviável (DOWNEY, 2009).
Em seguida, na fase de Desenvolvimento, acontece o setup para que se comece a extrair
óleo daquele reservatório, incluindo a perfuração dos poços. Dependendo da localização e das
condições da reserva, que pode apresentar diferentes tipos de óleo, ser onshore (continente) ou
offshore (aquática), rasa ou profunda, entre outras diferenças, essa fase pode ser mais ou menos
custosa e mais ou menos tecnicamente complexa, mas tipicamente os investimentos são
bastante elevados.
Figura 19: Campos de extração de petróleo onshore - Punjtan Energy (à esquerda) - e offshore - Petrobras -à direita.
Fonte: http://www.punjtanenergy.com/home e http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/. Acesso em 15 mai. 2019
Por fim chega-se à fase de Produção, em que o óleo passa a ser extraído e os lucros
auferidos para retornar o alto investimento realizado nas duas fases anteriores. Ao contrário do
que comumente se imagina, o petróleo não é obtido por meio de bombas que o empurram para
a superfície. O transporte acontece, na realidade, devido à diferença de pressão entre o
reservatório subterrâneo e a superfície, que empurra a coluna de óleo através do tubo até a
superfície ou próximo dela. Contudo, à medida que o petróleo vai sendo extraído, a pressão
diminui, e é preciso abandonar o poço antes de o petróleo se esgotar, sendo o fator de
recuperação (FR)6 mundial médio de 30%. Dessa forma, o principal desafio da fase de Produção
é determinar e seguir a forma e a taxa de produção ótimas que maximizam a quantidade de
petróleo extraída naquele poço – algumas vezes, por exemplo, é injetado gás para manter a
pressão alta e maximizar o óleo obtido (DOWNEY, 2009).
6 O Fator de Recuperação é a razão entre o volume recuperável e o volume original de um fluido em um reservatório
de hidrocarbonetos.
40
A lucratividade do setor upstream, de acordo com Inkpen (2016), é uma função do valor
de mercado do petróleo e dos custos para extraí-lo e transportá-lo até o mercado.
Historicamente, essa é a etapa da cadeia na qual as principais empresas auferem seus maiores
lucros. Contudo, Flowers (2017) ressalta que as margens de E&P ficam prejudicadas quando
há excesso de oferta de petróleo e os preços mantêm-se baixos por um período prolongado. Por
isso, as empresas precisam se planejar para serem lucrativas mesmo quando o imprevisível
preço do petróleo está baixo.
Um conceito bastante empregado na indústria é o de preço de equilíbrio, que
corresponde ao momento a partir do qual a operação começa a ser lucrativa. Quanto maior ele
for, menor a margem do upstream para qualquer nível de preços do petróleo. Como exemplo,
Inkpen (2016) cita que a produção onshore na Arábia Saudita e no Kuwait historicamente tem
os menores preços de equilíbrio, de cerca de 20 dólares por barril, enquanto para projetos
offshore na Angola esse valor chegava a 70 dólares por barril.
É seguro afirmar que as margens árabes são maiores do que as angolanas nesse caso,
mas os custos de produção mudam ao longo do tempo com o avanço das tecnologias, e esses
valores tendem a decrescer. O pré-sal brasileiro e o shale americano são dois exemplos de
reservas que não se acreditava serem viáveis pelos altos custos de produção, mas que se
tornaram reservas promissoras com o avanço da tecnologia, e são cada vez mais competitivas
no mercado internacional. A Petrobras apresentou, em 2018, um custo de extração menor que
7 dólares por barril no pré-sal (PETROBRAS, 2018) e analistas estimam que o preço de
equilíbrio do shale pode chegar a até 5 dólares por barril no futuro (INKPEN, 2016).
A gestão de reservatórios é uma competência muito importante para as empresas que
operam nessa fase da cadeia. Elas precisam planejar-se para que as reservas atuais sejam geridas
da maneira mais eficiente, diminuindo o preço de equilíbrio, e para que as reservas antigas a
serem abandonadas sejam progressivamente substituídas por novas reservas, o que demanda
altos investimentos e precisa passar pelos incertos processos de licenciamento, exploração e
desenvolvimento. Por isso, tecnologia de ponta para explorar e produzir nos melhores campos
de petróleo e capacitação de negociação de ativos com governos nacionais são muito
importantes nessa etapa da cadeia, garantindo a substituição da produção de petróleo e o seu
crescimento.
41
3.2.2. Logística de Transporte
O midstream consiste apenas o transporte de óleo cru e produtos acabados, e muitas
vezes acaba analisado em conjunto com o downstream. O petróleo e derivados são
transportados através de um dos cinco meios de transporte: oleodutos, navios-tanque,
caminhões-tanque, trens-tanque e aeronaves-tanque. No caso dos óleos crus, eles devem ser
transportados do seu local de produção até refinarias que compõem o setor downstream para
virarem produtos acabados, enquanto produtos acabados precisam ser levados ao seu mercado
consumidor (DOWNEY, 2009).
Os navios-tanque e os oleodutos são os meios mais comuns de transporte, facilitado pelo
estado líquido do petróleo. Os primeiros acabam sendo uma parte da indústria bem pouco
regulada por navegarem a maior parte do tempo em águas internacionais, enquanto os segundos
possibilitam a extração de petróleo em lugares altamente remotos, e frequentemente se tornam
objeto de disputas políticas, especialmente quando cruzam territórios de diferentes países
(INKPEN, 2016).
De acordo com DeLallo (2018), a receita do setor midstream vem principalmente do
preço cobrado para transportar um barril de óleo pela sua rede, seja por meio de oleodutos ou
outros veículos. Ele pode ser definido pela própria empresa operadora ou em alguns casos é
regulado pelo Estado. O sistema funcionaria como uma espécie de pedágio, o que garante uma
menor volatilidade nas receitas e nos lucros das empresas que operam no midstream, já que os
valores cobrados não dependerão do preço de benchmark internacional do petróleo nem dos
custos de exploração do recurso sendo transportado, reduzindo assim o risco e a incerteza.
3.2.3. Refino
As refinarias, que compõem a primeira etapa do downstream, recebem como input óleos
crus de diferentes naturezas (também chamados de feedstocks) que passam por processos
fisicoquímicos para serem transformados nos produtos finais desejados pelo mercado, desde
gases leves como metano e propano até produtos pesados como óleo combustível marítimo ou
industrial, passando por combustíveis como a gasolina e produtos sólidos especializados como
o asfalto. (DOWNEY, 2009)
Parques de refino são ativos caros e especializados que, diferentemente dos ativos das
etapas anteriores, normalmente estão localizados próximos aos mercados consumidores de
produtos finais, uma vez que os países desejam ter controle sobre a oferta de produtos acabados
em seus mercados, e os investidores buscam locais com maior estabilidade (diferentemente dos
42
principais países produtores de petróleo) (DOWNEY, 2009). Isso justifica a diferença da
porcentagem da produção de óleo cru e produtos refinados da OPEP em relação ao mundo: 37%
e 9%, respectivamente, no ano de 2014 (EIA, 2019).
Figura 20: Refinaria da Lukoil na Rússia.
Fonte: Site da empresa <http://www.lukoil.com/>, acesso em 05 de maio de 2019.
A lucratividade do setor de refino é definida pela margem de refino, que é a diferença
entre o preço dos óleos crus usados como insumo e o preço de venda dos produtos refinados,
da qual ainda são subtraídos os custos de operação, que dependerão da sua localização, da
eficiência e da qualidade dos seus produtos. Por causa disso a performance financeira do
downstream é bastante volátil por questões exógenas no médio prazo, já que o preço dos
produtos acabados não acompanha as variações mais intensas do preço do cru que, como visto,
flutua bastante pela incerteza da oferta devido às questões geopolíticas e de exploração
(INKPEN, 2016).
Olhando para o lado da oferta dessa equação, um relatório da Organização para a
Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OECD, 2013) explica que o preço pago por uma
refinaria pelo seu óleo cru dependerá da qualidade do óleo necessário (relacionada a
especificidades da demanda, como os tipos de combustível e fatores regulatórios); da
localização da refinaria, por causa dos custos de transport; e de fatores políticos, relacionados
normalmente ao acesso a fontes de petróleo.
Isso significa que a grande maioria das refinarias, na realidade, não compra seu insumo
nos preços de benchmark negociados no mercado internacional, como o Brent. Esse valor serve
apenas como referência e é ajustado pela qualidade – quanto mais pesado o óleo, menor o seu
preço, mas maior o custo e a dificuldade de refinar - pelos custos de transporte e por outros
fatores, entre os quais o câmbio, já que o mercado internacional negocia sempre em dólares
(OECD, 2013).
43
Quanto ao preço de venda dos produtos refinados, em mercados nacionais livres onde
não há barreiras à importação de combustíveis (inclusive logísticas), ele não dependerá do custo
de refino nas refinarias domésticas ou nos preços de referência internacional, mas sim do mix
de produtos produzidos pela refinaria e do Preço de Paridade Internacional (PPI) dos
combustíveis.
O mix de produtos produzidos dependerá da complexidade da refinaria, que é o nome
dado a sua capacidade de transformar óleos crus em produtos refinados de alto valor. Quanto
mais complexa for uma refinaria, mais produtos de alto valor ela será capaz de produzir a partir
de uma determinada quantidade de óleo de uma qualidade específica (CROSS et al., 2013). De
acordo com a McKinsey (2019), a maior parte da margem de uma refinaria vem dos produtos
leves, de maior valor, como a gasolina, o diesel e o querosene de aviação, cujo processo de
produção inevitavelmente gera produtos de menor valor agregado (como o óleo combustível).
Algumas refinarias, ainda, são capazes de gerar valor incremental produzindo produtos de
nicho, de baixo volume, porém especializados e caros.
O PPI é o preço que os distribuidores pagariam para importar combustíveis refinados
no exterior, já considerando gastos como transporte, seguros, desembarque, prêmio de
qualidade, etc. A lógica por trás disso é que os refinadores não têm incentivo para precificar
mais alto do que o PPI, já que nesse caso seus clientes optariam pelas importações, nem mais
baixo, pois não haveria alternativas ao mesmo preço para os consumidores e a oportunidade
não estaria sendo aproveitada. Pode-se entender, assim, de que forma as importações exercem
pressão competitiva nas refinarias domésticas (OECD, 2013).
Devido a essas características e a necessidade máximo por eficiência, o planejamento
das operações de uma refinaria é altamente complexo: todos os dias, tendo em vista a
otimização dos inputs e outputs, é preciso definir quais óleos crus serão usados, em que
unidades de refino, sob que condições, para produzir quais produtos. Ainda, precisam ser
levados em conta as manutenções programadas e o nível de estoques. Quando é necessário
controlar um grupo de refinarias e coordenar suas atividades, essa complexidade é ainda maior.
Por isso, a matemática é usada extensivamente em operações desse tipo, em especial a
programação linear (CROSS et al., 2013).
Inkpen (2016) explica ainda que, nos períodos de queda nos preços do petróleo, as
refinarias apresentam boa performance, até que os preços dos combustíveis ao consumidor final
reajam a essa queda, e o preço de venda de refinaria também seja reduzido. O mesmo atraso
acontece com o aumento de preços, pelo atraso entre o aumento dos preços do petróleo cru e o
44
preço dos combustíveis. Pode-se dizer, portanto, que existe um hiato temporal entre as variações
de preço do óleo cru e dos combustíveis.
Considerando essa estrutura, Inkpen (2016) afirma que historicamente os lucros nessa
etapa da cadeia seriam menores que nas outras para as empresas integradas. Isso aconteceria
como consequência de sua posição intermediária entre os mercados comoditizados de óleo cru
e de produtos refinados como a gasolina – de forma que não há controle nem sobre o preço dos
insumos nem sobre o dos produtos. As refinarias estão sujeitas às variações internacionais no
preço do óleo cru, não havendo espaço para aumentar suas margens por meio da redução do
preço desses insumos. Do outro lado, vendem seus produtos para distribuidoras que também
buscarão sempre o preço mais baixo pela pouca diferenciação entre os produtos para o público
final. Assim, seu espaço de atuação para se diferenciarem e garantirem lucros altos é limitado,
dependendo principalmente da eficiência operacional como forma de garantir o máximo
aproveitamento dos recursos disponíveis.
De acordo com Flowers (2017), entretanto, recentemente as principais companhias do
setor vêm apresentando sólidos resultados no refino não por uma questão exógena relacionada
às variações dos preços, mas sim por mudanças estruturais empreendidas depois de diversos
anos de excesso de capacidade e resultados ruins. De acordo com o autor, essas mudanças foram
feitas de maneira a evitar o problema crônico da sensibilidade dos lucros aos ciclos de variações
de preços por questões geopolíticas e macroeconômicas que afetam a indústria do petróleo.
Dessa forma, ele argumenta que o setor upstream poderia aprender com três competências
principais que foram perseguidas em downstream pelas empresas mais lucrativas para garantir
seus lucros mesmo em momentos complicados da indústria:
a. Redução de capacidade e gestão agressiva de portfólio: Concentração dos portfólios
nos ativos mais valiosos, vendendo ou fechando ativos poucos competitivos para
aumentar o retorno sobre capital empregado (ROCE). Entre 2010 e 2017, as
principais empresas internacionais (majors) reduziram 20% de sua capacidade
produtiva.
b. Disciplina rígida de capital: Melhor uso do capital investido, não necessariamente
cortando investimentos para poupar dinheiro, mas investindo para obter o máximo
de retorno dos ativos principais, para se posicionar em mercados de alto crescimento,
e para desenvolver tecnologias que promovem a diferenciação ou redução de custos.
De uma forma geral, trata-se de desenvolver uma estratégia de investimentos tendo
em vista o retorno no longo prazo.
45
c. Gestão para margem: Foco agressivo em aumentar a performance por meio da
redução de custos ao menor nível possível, sem comprometer a segurança da
operação, para garantir uma margem saudável. Isso inclui iniciativas como alocação
eficiente de capital humano, gestão eficiente de operações e processos com uso de
tecnologia, entendimento profundo da cadeia de suprimentos, e análise da
lucratividade de cada ativo, de acordo com o autor.
3.2.4. Distribuição e Comercialização
Os produtos produzidos nas refinarias precisam então ser distribuídos e vendidos, e essa
é a segunda etapa do downstream. Os combustíveis para uso final constituem a maior parte das
vendas, mas diversos outros produtos intermediários são usados como insumos para outras
indústrias, das quais a mais relevante é a petroquímica, que continua o processo de
transformação até que tenhamos, por exemplo, os produtos plásticos que usamos no nosso dia-
a-dia. Existem dois tipos de consumo existem: a população em geral que consome a varejo nos
postos de combustíveis (podendo ser integrados ou não) e grandes consumidores comerciais ou
industriais aos quais pode ser feita venda direta.
Nessas etapas atuam as distribuidoras do setor de petróleo, que podem ser companhias
de petróleo integradas verticalmente, empresas independentes e até mesmo empresas de outros
setores - tipicamente de supermercados em locais como os EUA e a Europa. A primeira etapa
é a distribuição de grandes quantidades a partir das refinarias por meio de dutos ou grandes
veículos a terminais de onde se faz a distribuição com maior capilaridade. (OECD, 2013)
Os impostos são um dos principais componentes do preço do combustível na bomba em
grande parte dos países. Apesar de apresentarem baixa volatilidade, normalmente são uma
proporção grande do preço final, e por isso acabam justificando diferenças de preços entre
países ou entre diferentes combustíveis. Ao mesmo tempo, o outro fator relevante e que introduz
volatilidade no preço final é o valor pago aos refinadores pelo combustível, que, como discutido
anteriormente dependerá, para economias abertas, do Preço de Paridade Internacional. Enfim,
em geral apenas uma pequena parte do preço dos combustíveis depende da atividade das
distribuidoras, a chamada margem de distribuição (OECD, 2013).
Como exemplo, abaixo se encontra a proporção de diferentes fatores no preço final de
combustíveis no Brasil, conforme divulgado semanalmente pela Petrobras em seu site. No país
existe ainda a parcela relativa ao custo dos biocombustíveis que fazem parte da composição,
mas ainda assim percebe-se que os impostos (44% para a gasolina e 24% para o diesel) e o
46
custo do insumo, representado por “Realização Petrobras” (33% para a gasolina e 56% para o
diesel) são os principais elementos, sobrando apenas 11% ou 14% para todos os custos de
distribuição e revenda mais a margem de lucro dessa etapa.
Figura 21: Composição do preço da gasolina (à esquerda) e diesel (à direita) na bomba no Brasil.
Fonte: Site oficial da Petrobras <http://www.petrobras.com.br/pt/produtos-e-servicos/composicao-de-precos-de-venda-ao-
consumidor/gasolina/>, acesso em 05 de maio de 2019.
No nível de varejo, ainda, de acordo com o relatório da OECD, a demanda é “dispersa
e atomizada”7, uma vez que os consumidores são parte de um grande grupo de motoristas
individuais, que compram combustíveis nos diversos postos próximos de suas rotas habituais.
Isso mostra a importância de as distribuidoras terem pontos de venda bastante espalhados, com
alta capilaridade da rede, atendendo a essa característica do consumo de combustíveis por parte
da população nos postos de combustíveis.
Além disso, sabe-se que a demanda total pode ser considerada inelástica (DOWNEY,
2009), mas como os combustíveis são percebidos como um produto homogêneo pelos clientes,
a demanda de uma única empresa dependerá bastante dos preços praticados frente aos seus
concorrentes, pois os consumidores tendem a fazer pesquisa de preços. Assim, investimentos
em marca frequentemente foram considerados duvidosos (INKPEN, 2016). Alguns operadores,
contudo, buscam se diferenciar para aumentarem suas receitas e lucros, focando em
características diferentes, como maior qualidade percebida do produto ou programas de
fidelidade, e serviços adicionais como lojas de conveniência, lavagem de carros ou serviços de
manutenção. (OECD, 2013)
7 Tradução própria.
47
Inkpen (2016) afirma nesse contexto que a competição no setor é intensa, e que as
margens diminuíram consideravelmente ao longo das últimas décadas com a entrada de novos
agentes, como os supermercados, que aumentaram a competitividade e a guerra de preços. De
forma geral, considerando as características do mercado, pode-se dizer que (1) uma extensa
rede de distribuição para atender aos mercados locais e garantir altos volumes de venda; e (2) a
fidelização dos clientes para se diferenciar dos competidores e assim aumentar as baixas
margens, são fatores chave nessa etapa da cadeia.
3.3. CENÁRIO COMPETITIVO
3.3.1. Natureza da competição
Cada etapa da cadeia de petróleo e seus refinados apresenta mercados diferentes em sua
estrutura e abrangência, mesmo que as características competitivas de cada etapa influenciem
o preço final cobrado ao consumidor. Práticas anticompetitivas como concentração de mercado
e acesso exclusivo a recursos em qualquer parte da cadeia impactarão os preços finais no varejo.
Apesar de todos os elos estarem conectados e serem interdependentes, variam as dimensões
geográficas de competição, desde global até local, e as principais características necessárias
para ser uma empresa bem-sucedida em cada uma das atividades (OECD, 2013).
Mercados de óleo cru tem competição em nível global, de acordo com a oferta e
demanda agregadas que definem o nível de preços. Os preços são iguais aos benchmarks
negociados em mercados internacionais, entre os quais o mais famoso é o Brent, e um
explorador pode vender a refinarias do mundo inteiro, desde que o custo logístico não seja
proibitivo a ponto de a transação ser inviável (DOWNEY, 2009 e OECD, 2013). Dessa forma,
uma capacitação essencial é extrair o máximo de óleo possível dos campos de exploração ao
menor custo, para garantir o maior retorno sobre o investimento realizado, já que uma empresa
e principalmente um poço não tem efeito nenhum sobre o preço de venda dos seus produtos.
Importa muito a capacitação técnica de exploração da empresa no tipo de poço que ela está
explorando.
No setor de refino, em geral se segue a fórmula da paridade de preço internacional para
a definição dos preços locais, indicando uma competição ao menos internacional, mas cada
mercado é único, e os contratos dependem das alternativas de fornecimento e da capacidade
ociosa que existe, tanto a nível internacional como nacional.
Em alguns mercados podem existir barreiras à importação, tais como altas taxas,
dificuldade de acesso ou controle dos ativos logísticos. Portanto, nem sempre os mercados são
48
internacionais, e isso limita as alternativas dos consumidores (OECD, 2013). Em outros, como
o Brasil, o Chile e a Colômbia, o setor de refino ainda é um monopólio, e nesse caso o
monopolista tem poder de mercado. É interessante ressaltar, entretanto, que isso não
necessariamente significa que os preços ao consumidor serão maiores. No Brasil houve diversos
momentos em que o governo atuou através da Petrobras, uma monopolista, para reduzir os
preços dos combustíveis e evitar pressões inflacionárias e/ou populares.
Por último, os mercados de venda de combustíveis no varejo têm fortes características
locais, uma vez que a maior parcela do consumo está no fluxo casa-trabalho dos cidadãos.
Existe uma sensibilidade grande aos preços entre postos de combustíveis vizinhos, apesar de a
demanda global ser considerada inelástica. Tradicionalmente, os postos eram operados pelas
grandes empresas integradas ou por bandeiras independentes, mas ocorreu um fenômeno
recente nos EUA e na Europa, que foi a entrada de supermercados e hipermercados nesse setor,
competindo a preços e margens mais baixos, porque normalmente os postos servem como uma
forma de atrair clientes para seu negócio principal (INKPEN, 2016 e OECD, 2013). Esse
fenômeno provocou uma onda de redução dos investimentos das companhias integradas nesse
setor ao redor do mundo, vendendo suas estações para um mix de franqueados, distribuidores
atacadistas, e especialistas em lojas de conveniência (INKPEN, 2016 e OLIVER WYMAN,
2009).
3.3.2. Principais Players
Com essa cadeia de produção complexa para tirar o petróleo dos poços e levá-lo até os
consumidores, Downey (2009) explica que as empresas desse setor normalmente pertencem a
um dos seguintes grupos quanto à sua organização e atuação:
a. Companhias integradas de petróleo (IOCs): Empresas privadas que operam nos
diversos segmentos da indústria, normalmente apresentando operações do poço ao
posto. As 6 empresas principais desse grupo são conhecidas como Majors -
ExxonMobil, Chevron, British Petroleum (BP), Shell, ConocoPhillips e Total.
b. Companhias de Petróleo Nacionais (NOCs): Grupo em que a Petrobras se enquadra,
corresponde às empresas estatais criadas para garantir a propriedade sobre o óleo
encontrado nos territórios nacionais, controlando assim a maioria das reservas
mundiais de óleo cru. Apesar dessa origem no upstream, os níveis de integração
variam dentro do grupo.
49
c. Independentes: Empresas normalmente de menor porte, que participam apenas de
uma das etapas da cadeia de produção, e tendem a apresentar o maior risco/retorno
da indústria.
Figura 22: Majors do petróleo mundial.
Fonte: Elaboração própria.
Figura 23: Algumas das maiores NOCs pelo mundo.
Fonte: Elaboração própria.
A estrutura do setor, entretanto, nem sempre foi assim. Em seus anos iniciais, na segunda
metade do século XIX, a nova indústria era monopolizada pela empresa norteamericana
Standard Oil Company, de John D. Rockefeller. A empresa controlava 90% do mercado em
1890 e mantinha quaisquer competidores fora do mercado, comprando-os ou executando
50
práticas anticoncorrenciais, como corte de preços. Essa situação se manteve até 1911, quando
a empresa foi dividida em 34 partes pela Lei Antitruste Norteamericana. Essa partição formou
a base para o surgimento de algumas grandes empresas atuais: ExxonMobil, Chevron e Conoco
Phillips, por exemplo (DOWNEY, 2009).
Grandes descobertas começaram a acontecer ao redor do mundo ao longo da primeira
metade do século XX, e com isso ganharam relevância empresas de outros países. Para evitar
uma situação de superoferta, a Texas Railroad Comission (TRC) controlou a oferta e os preços
do petróleo a nível mundial entre 1931 e 1971, período em que o mercado mundial era
dominado por um grupo de empresas conhecido como As Sete Irmãs. Depois de uma onda de
consolidações, as Sete Irmãs formaram as atuais ExxonMobil, Chevron, British Petroleum (BP)
e Shell (DOWNEY, 2009).
Essa situação de domínio das Sete Irmãs acontecia por um modelo de concessões em
que os lucros eram divididos igualmente entre a IOC exploradora e o país dono das reservas.
Entretanto, ao longo dos anos essa situação acordada foi se deteriorando, com a desconfiança
dos governos locais a respeito da justiça dessa divisão, e começaram a ganhar forças
movimentos de nacionalização, como no Irã em 1951 e no Egito em 1952. Nestes, os ativos de
E&P e refino eram forçadamente comprados ou tomados pelo governo para formar empresas
nacionais de petróleo, as NOCs. (DOWNEY, 2009)
O grupo dos 5 principais países exportadores de petróleo ricos em reservas haviam
fundado a OPEP em 1960, mas foi apenas a partir de 1971 que as Majors perderam o controle
através da TRC e a OPEP, já com mais membros, passou a controlar a oferta mundial de óleo
cru devido ao início do declínio da produção norteamericana. Ainda hoje, a OPEP controla a
maior parte das reservas mundiais de petróleo, e tem poder de mercado considerável no cenário
mundial (DOWNEY, 2009)
Foi dessa forma que, apesar do pioneirismo das IOCs e de sua extrema relevância no
setor, as NOCs foram ganhando relevância, e chegamos ao momento atual em que, de acordo
com Inkpen (2016), elas controlam 90% das reservas de petróleo com expectativas de
crescimento desse número. Apesar disso, o autor afirma que as NOCs são vistas com bastante
desconfiança pelo mercado, por serem tipicamente ineficientes, burocráticas e submetidas aos
interesses políticos dos Estados nacionais, salvo raras exceções como a norueguesa Equinor.
Assim, não é consenso se algum dia essas empresas participarão efetivamente da competição
mundial, ou manter-se-ão apenas como braços de seus governos nacionais. O que é inegável
51
que as Majors têm e continuarão tendo um grande problema de acesso às reservas de seu
principal produto (INKPEN, 2016).
Stevens (2016) explica que, durante a década de 2000, com o acesso dificultado a
reservas e um histórico fraco de aumento de capacidade, as IOCs não tiveram alternativa senão
buscar projetos de maior custo e complexidade tecnológica para atender a suas expectativas de
crescimento da demanda e manutenção dos preços. Por isso, o autor afirma que ficou difícil
para essas empresas atender a uma de suas diretrizes estratégicas centrais de crescer suas
reservas, e isso têm sido um dos motivos para apresentarem desempenho fraco nos indicadores
financeiros e de performance para os investidores.
Stevens (2016) conclui que nesse novo contexto a única opção realista para as IOCs
seria uma reestruturação, desinvestindo de diversos de seus ativos, e focando nas áreas
funcionais e geográficas onde conseguem obter retornos satisfatórios para seus acionistas. Isso
requereria uma grande mudança cultural, mas seria o melhor caminho para garantir sua
sobrevivência, na opinião do autor.
3.3.3. Tendências do setor
O setor do petróleo sempre apresentou alta volatilidade devido aos altos e baixos nos
preços e na oferta do recurso. Apesar disso, havia sempre uma razoável previsibilidade, uma
vez que os preços eram fixados de acordo com o que determinava uma instituição que dominava
a oferta (primeiro a TRC e depois a OPEP). Hoje em dia essa previsão se tornou mais difícil,
devido a uma combinação de preços erráticos de commodities (que variam com frequência
maior), ambiguidade sobre o futuro dos combustíveis fósseis, e negociações contenciosas ao
redor do mundo, trazendo questionamentos para os quais não se tem resposta (PwC, 2019). A
mudança é uma constância nesse setor, na medida que os preços oscilam e as empresas se
adaptam, de forma que ninguém é capaz de prever exatamente o que acontecerá nos 12 meses
seguintes. Apesar disso, é importante tentar entender como o ambiente de negócios pode evoluir
(DICKSON, 2018).
A PwC (2019) entrevistou 99 presidentes de empresas de óleo e gás ao redor do mundo,
34 delas com receita superior a 1 bilhão de dólares, para definir algumas das tendências para o
ano de 2019 na indústria. Num cenário de baixos preços do barril e preocupação cada vez maior
com as mudanças climáticas, as empresas tendem a buscar menos um crescimento acelerado
em ciclos de bonança e mais valor incremental de suas operações atuais e novas. A conclusão
foi que as empresas - especialmente as pequenas e médias, já que as grandes têm maior
52
disponibilidade para perseguir múltiplas alternativas - precisam tomar uma decisão central que
consiste em uma entre três opções: (1) aceleração forte em combustíveis fósseis; (2)
diversificação do portfólio; ou (3) investimento pesado em renováveis. Independente do
caminho escolhido, a empresa de auditoria e consultoria pontua quatro fatores
estratégicos/táticos críticos para as empresas de óleo e gás nesse momento de mudanças:
a. Definir uma estratégia e uma identidade baseadas nas suas capacitações e na visão
de como elas podem ser melhor empregadas no setor de energia: um passo simples,
porém difícil, com o objetivo de desinvestir do que não seja vantajoso para
desenvolver os negócios centrais e investir nos negócios futuros.
b. Revisão de portfólio para focar nas forças e nas áreas de crescimento: altos níveis
de atividade principalmente na formação de alianças estratégicas para complementar
capacitações e na racionalização dos portfólios, com venda de ativos fora do core
para investir nas competências centrais.
c. Investimento em agilidade por meio da inovação digital: busca de vantagem
competitiva com novas tecnologias digitais para melhorar a eficiência das operações
e da gestão ao longo de toda a cadeia.
d. Atrair e reter os melhores talentos: segunda maior ameaça na visão dos CEOs,
especialmente nas áreas de skills digitais, devido às mudanças nas expectativas dos
entrantes no mercado de trabalho.
Em estudo similar feito pela Deloitte, Dickson (2018) - líder da prática de óleo, gás e
químicos da empresa - afirma que a confiança na recuperação está retornando aos executivos
do setor, com expectativas positivas a respeito do crescimento econômico, do preço de
commodities e do nível de investimentos. Independente do cenário de curto prazo, o executivo
afirma que o longo-prazo é cada vez mais a principal preocupação na indústria, especialmente
em relação a sua sustentabilidade. O relatório da Deloitte aponta cinco tendências principais
que devem impactar o setor em 2019
a. Disciplina no planejamento de investimentos e busca por produtividade: o período
recente de baixa na indústria trouxe ganhos relacionados à contenção de custos, à
alocação de capital e à eficiência operacional, e essas capacitações continuarão
sendo um diferencial num cenário instável.
b. Atenção aos investimentos em infraestrutura de transporte: a construção de
infraestrutura de transporte e distribuição de produtos é uma parte essencial, mas
frequentemente desvalorizada da cadeia. Contudo, os ciclos de planejamento e
53
construção desses ativos parecem estar se tornando mais complexos e longos, e as
empresas do setor precisam estar atentas porque isso pode impactar a capacidade de
transportar seus produtos e consequentemente suas margens.
c. Crescimento do gás natural: com a abundância do produto e a continuidade da busca
por uma matriz menos intensiva em carbono, espera-se que o mercado de gás natural
continue crescendo ao redor do mundo.
d. Sustentabilidade no centro das estratégias: Antes um nicho adicionado às estratégias,
a questão ambiental vem se movendo para o centro das atenções e dos investimentos,
com o aumento da consciência da população e das expectativas da sociedade.
e. Avanço das tecnologias digitais ao longo de toda a cadeia: Cada vez mais as
empresas do setor buscam oportunidades de aumentar sua geração de valor com o
uso de tecnologias como inteligência artificial, análise de dados, robótica e
blockchain que permitem aumentar a eficiência, produtividade, confiabilidade e
previsibilidade das operações8.
Dickon (2018) conclui afirmando que a consciência operacional e a disciplina de capital
continuam sendo fatores críticos para garantir retornos saudáveis aos investidores nesse período
de mudanças. Por isso, as dinâmicas externas devem ser trazidas para o centro das tomadas de
decisão, e o setor deve continuar na vanguarda das inovações tecnológicas, agora
principalmente no espectro digital, ao longo da cadeia.
A Ernst & Young (EY), outra renomada empresa de auditoria e consultoria, reafirma
que os preços mais voláteis das commodities levaram a um foco maior por parte das empresas
de petróleo na alocação de capital, com avaliação constante de que geografias, tipos de ativos
e áreas da cadeia de valor ofereceriam as melhores oportunidades. A gestão ativa do portfólio
tem sido, assim, uma atividade central para as empresas do setor. O estudo da EY detalha alguns
aspectos dessa diretriz que vem sendo perseguida (EY, 2018):
a. 87% dos executivos planejam realizar desinvestimentos nos próximos dois anos;
b. 78% das empresas estão desinvestindo para financiar novos investimentos em
tecnologia visando melhorar a eficiência operacional e atender às necessidades em
mudança do consumidor;
c. 97% dos executivos afirmam que o maior direcionador de desinvestimentos é uma
posição competitiva fraca da unidade de negócios;
8 Tradução própria.
54
d. 70% dos executivos afirmam ter mantido ativos por tempo demais quando deveriam
ter desinvestido;
e. 97% das empresas usaram analítica avançada para entender o real valor do ativo em
seu último desinvestimento;
f. Majors desinvestiram 23,1 bilhões de dólares frente a 23,2 bilhões de dólares de
investimentos em 2017.
Buscando explorar alguns exemplos específicos, em seguida serão analisadas as
estratégias anunciadas de algumas empresas relevantes de petróleo: as Majors BP, Shell,
ExxonMobil e Chevron, e as NOCs Equinor, Pemex.
A BP acredita que ter um portfólio balanceado, com upstream diferenciado (de baixo
custo/alta margem), downstream competitivo e uma diversidade de atividades de baixo carbono
permite maior resiliência frente à incerteza da transição energética. A empresa afirma que
investirá fortemente no upstream, na parte de varejo do downstream e em fontes de baixo
carbono, e afirma estar gerindo ativamente seu portfólio para isso, com mais de 10 bilhões de
dólares de desinvestimentos previstos nos próximos 2 anos (BP, 2019).
A Shell afirma que sua estratégia é fortalecer sua posição como uma empresa líder no
mercado de energia, oferecendo óleo, gás e energias renováveis na medida em que o sistema
mundial de energia se transforma. A execução dessa estratégia se baseia na transformação em
uma empresa mais simples e orientada ao consumidor, com foco na disciplina de capital para
garantir retornos e fluxos de caixa crescentes, através do investimento em projetos
competitivos, da redução dos custos e da venda de negócios fora do core. Foram realizados
desinvestimentos de 30 bilhões de dólares entre 2016 e 2018, sendo 7 bilhões de dólares no
último ano, distribuídos entre os setores upstream de petróleo (Irlanda, Iraque, Noruega e Omã;
US$ 2,2 bi), downstream de petróleo (Argentina; US$ 1,7 bi) e gás natural (Tailândia, Malásia
e Nova Zelândia; US$ 3,1 bi) (ROYAL DUTCH SHELL, 2019).
A ExxonMobil, líder em diversos aspectos dos setores de energia e químicos, define a
estratégia de “abastecer o mundo com segurança e responsabilidade”. A empresa acredita em
cinco diferenciais para a construção de sua vantagem competitiva: integração, tecnologia,
escala, excelência funcional e pessoas. A empresa defende a integração ponta a ponta nas
cadeias de hidrocarbonetos para aumentar a escala, compartilhar instalações de suporte, e
capturar sinergias nas capacitações organizacionais, especialmente entre as refinarias e os polos
petroquímicos. A Exxon acredita ainda que atividades integradas permitem capturar o valor na
cadeia independentemente da evolução dos mercados, que pode mudar a posição de maior
55
valor. Além disso, afirma que a diversificação horizontal ajuda a mitigar os efeitos dos ciclos
de preço do petróleo em seus resultados (EXXON MOBIL, 2019).
A Chevron define também o foco nos retornos financeiros em todas as etapas da cadeia,
desenvolvendo oportunidades de alto valor no upstream, investimentos mais direcionados no
downstream e excelência no midstream para fortalecer os resultados das outras etapas. Para
entregar esses resultados, prioriza a excelência operacional disciplinada, a gestão responsável
do capital e a eficiência de custos (CHEVRON, 2019).
A Equinor, NOC da Noruega anteriormente denominada Statoil, afirma estar ativamente
buscando um portfólio mais diverso, resiliente e rico de opções, mas mantem o foco em quatro
áreas principais: exploração da bacia norueguesa, áreas internacionais core de exploração (entre
elas, o pré-sal do Brasil), novas fontes de energia e midstream e marketing de energia. A
empresa define quatro princípios estratégicos para a gestão ativa do seu portfólio: capacidade
de geração de caixa, flexibilidade dos investimentos, captura de valor acíclica e vantagem na
economia de baixo carbono (EQUINOR, 2019).
A Pemex, estatal mexicana, apesar de não publicar relatórios anuais desde 2013,
reafirma seu foco na Exploração e Produção continental e de águas rasas (77% do investimento)
em apresentações ao mercado de 2019. Reforça ainda a necessidade de uma estrutura de custos
enxuta e uma alocação ótima do capital para garantir a lucratividade e a criação de valor,
especialmente objetivando a redução do endividamento da empresa (PEMEX, 2019).
Quanto à CNPC, não se encontrou informações relevantes sobre o futuro estratégico da
empresa.
Percebe-se que não há uma unidade nas estratégias apresentadas quanto às etapas de
foco na cadeia de valor do petróleo ou até mesmo dentro do setor de energia. Entretanto, em
quase todos os casos, com exceção da ExxonMobil, a disciplina na gestão do capital com foco
em ativos relativamente específicos para garantir a geração de fluxo de caixa é uma prioridade
estratégica.
Desinvestimentos relevantes são mencionados pela inglesa BP e pela holandesa Shell,
e as duas, assim como a Equinor (as três companhias europeias do grupo), enfatizam os
investimentos em energia renováveis, enquanto as companhias americanas (ExxonMobil e
Chevron) parecem mais lentas nesse aspecto e ainda direcionam seu foco para segmentos mais
tradicionais.
* * * *
56
Com base na explanação feita nesse capítulo sobre as perspectivas do mercado de
energia e a estrutura do setor de petróleo, é possível concluir com relativa segurança que o
petróleo ainda será uma fonte bastante relevante de energia nas próximas décadas. Apesar de o
recurso perder participação na matriz energética para os renováveis e o gás, a demanda ainda
deve apresentar certo crescimento até 2030 e estabilizar depois disso. Nesse cenário, pela
necessidade de substituição dos poços, os investimentos tendem a ser maiores no upstream que
nas outras etapas da cadeia, em que os ativos não requerem substituição.
Mantido o contexto atual em que grande parte das reservas se encontra em países
“instáveis”, a busca por fontes seguras de petróleo tende a ser uma das prioridades das empresas
desse mercado. Além de seguras, o histórico recente de baixos preços e a incerteza quanto ao
futuro parece direcionar a busca para fontes de baixo custo que permitam um baixo preço de
equilíbrio, garantindo resiliência ao negócio. Assim, a disciplina de investimentos, focando nos
melhores ativos, e de operações, buscando eficiência de custos e melhorias operacionais, são
tendências que vêm sendo perseguidas pela maioria das empresas de toda a cadeia, a fim de
combaterem o efeito cíclico da economia sobre a indústria.
57
4. ESTUDO DE CASO: O PNG PETROBRAS 2019-2023
4.1. HISTÓRICO
4.1.1. Criação da empresa e primeiras operações
A indústria do petróleo no Brasil começou com grande atraso em relação ao mercado
mundial. Enquanto os Estados Unidos começaram a produzir a matéria-prima comercialmente
em 1859, no Brasil da década de 1930 ainda se explorava o recurso de forma bastante amadora
em meio a debates sobre como deveria ser estruturado esse setor no Brasil em relação ao Estado,
ao capital privado nacional e ao capital privado estrangeiro. Grupos que defendiam a
participação de empresas privadas se opunham aos que desejavam o monopólio estatal e
acusavam os adversários de serem “entreguistas” (DIAS E QUAGLINO, 1993 e MORAIS,
2013).
Nesse contexto, em 1938 foi dado o primeiro passo para a regulamentação por meio da
criação do Conselho Nacional de Petróleo (CNP) por meio de decreto do presidente Getúlio
Vargas durante o Estado Novo, definindo o controle governamental sobre toda a indústria, sem
descartar a concessão de áreas de exploração e refino para a inciativa privada (CPDOC, 1997).
Durante a década de 40, começaram a ser descobertos poços com potencial comercial,
começando em 1941 com o poço de Candeias, na Bahia. Contudo, o debate continuou e se
intensificou: em 1948 a discussão sai dos círculos oficiais e tem início a forte campanha popular
“O Petróleo é Nosso”, com manifestações e eventos defendendo o monopólio estatal sobre o
petróleo (MORAIS, 2013).
A campanha continua em meio à votação de uma proposta de lei enviada por Getúlio
Vargas ao Congresso em 1951, que definia uma empresa de capital misto. Modificada pelo
poder Legislativo, a lei 2.004 definiu o monopólio estatal das atividades de exploração,
produção, refino e transporte de petróleo e, em 3 de outubro de 1953, foi criada a empresa
estatal de capital misto “Petróleo Brasileiro S.A.”, atualmente conhecida apenas como Petrobras
(ACERVO O GLOBO, 2013b).
No momento de sua criação, as expectativas em relação a Petrobras eram que a empresa
conseguisse, a partir do investimento em atividades exploratórias de petróleo e construção de
refinarias, reduzir a dependência brasileira em relação ao petróleo estrangeiro até o ponto da
autossuficiência. Entretanto, nos seus anos iniciais a empresa enfrentou sérios problemas de
carência tecnológica e de mão-de-obra qualificada, que a levaram a investir fortemente em
pesquisa, especialmente junto à Universidade do Brasil (atual Universidade Federal do Rio de
58
Janeiro). Contudo, o cenário de dependência continuou em curso, após descobertas de petróleo
onshore se mostrarem pouco promissoras para reduzir a dependência (MORAIS, 2013).
4.1.2. Exploração offshore e crises do petróleo
Durante a década de 60, a Petrobras decidiu deixar em segundo plano a exploração
terrestre e direcionar suas iniciativas de prospecção para o litoral marítimo. Foi um movimento
ousado, visto que a existência de petróleo não estava confirmada, e que a exploração offshore
apresenta condições de elevado grau de dificuldade quando comparada à exploração no
continente. Por consequência, o movimento exigiria um alto nível de investimento, como
Morais (2013) explica. O autor separa essas complicações em três grupos:
a. Condições ambientais marítimas e das rochas abaixo do leito do oceano, como
pressões hidrostáticas, correntes marinhas, maleabilidade da camada de rochas,
entre outras.
b. Distância entre as plataformas e os reservatórios, no fundo dos oceanos, e entre as
plataformas e o continente, que encarecem a operação do poço e o transporte do
petróleo.
c. A falta de visibilidade das operações dentro do mar, tanto dos equipamentos
localizados no fundo do mar como dos tubos que os conectam às plataformas.
Para contornar esses pontos, foi necessário desenvolver recursos tecnológicos próprios
e não antes criados na história da indústria. Felizmente, a empresa descobriu reservas de
petróleo no litoral do Nordeste e no litoral do estado do Rio de Janeiro já em 1968 (MORAIS,
2013).
A década de 70 trouxe momentos de instabilidade para o setor de petróleo. Devido a
conflitos políticos no Oriente Médio, a comunidade internacional, liderada pelos Estados
Unidos e pela União Soviética, impôs embargos econômicos aos países da região, e o preço do
óleo cru subiu de 14 dólares em 16 de outubro de 1973 a 50 dólares em 1º de janeiro de 1974,
em valores de 2009 - mais de 250% em dois meses e meio. A partir desse momento, as
incertezas fizeram com que preços baixos e estáveis de petróleo se tornassem uma coisa do
passado (DOWNEY, 2009).
Durante esse período de crise, o Brasil vivia seu momento de “milagre econômico”: as
taxas de crescimento econômico estavam altas, e isso tornava a demanda por petróleo cada vez
maior. Essa situação fez com que aumentassem os esforços para desenvolver a produção
59
nacional e reduzir a dependência externa, ainda que isso exigisse altos níveis de investimento
para acelerar o desenvolvimento da tecnologia para explorar petróleo no mar.
Um dos movimentos realizados foi a permissão da celebração de contratos entre a
Petrobras e empresas estrangeiras, para buscar petróleo, entre 1975 e 1987. Esses contratos com
empresas estrangeiras ficaram conhecidos como “contratos de risco”, mas resultaram apenas
em pequenos poços novos. A solução para o problema se daria, afinal, por meio da própria
Petrobras (CASTRO FILHO et al., sem data).
Em 1976, depois de uma série de descobertas offshore de pequeno e médio porte,
começaram a ser encontrados reservatórios gigantes na Bacia de Campos, que levaram a
grandes aumentos na produção nacional. Esse momento marcou o início do sucesso da
exploração offshore no Brasil, e deu embasamento para que fossem investidos mais recursos
nessa atividade. Até hoje, a Bacia de Campos é a principal área produtora do Brasil (AGÊNCIA
PETROBRAS, 2013).
4.1.3. Mudanças regulatórias de 1997
Até a década de 90, toda a operação de exploração, produção, refino e distribuição era
controlada pela Petrobras. Foi em 1995, com a Emenda Constitucional 9/1995, que se
determinou o fim do monopólio estatal, de acordo com lei a ser publicada. No ano de 1997,
promulgou-se a Lei nº 9.487/97, as mudanças foram colocadas em prática, e o mercado foi
aberto às empresas privadas – porém, era garantida à União a propriedade sobre todos os
recursos minerais no subsolo.
Também nessa época foi criada a Agência Nacional de Petróleo (ANP). A ANP tornou-
se responsável por gerir o monopólio estatal sobre o petróleo, de forma a garantir o aumento da
produção com inserção de capital privado para tornar a indústria mais competitiva. Foram
instituídos dois regimes para as diferentes atividades (SANTOS e AVELLAR, 2016):
a. Regime de Partilha de Produção: os custos da atividade são assumidos pela empresa
contratada, que divide os lucros e a operação com o Estado. Esse modelo foi
associado, na época, a etapas menos nobres da cadeia, de menor risco e menor
necessidade de investimento, como transporte, refino e comercialização.
b. Regime de Concessão: foi aplicado principalmente à etapa de E&P, e consiste na
realização de um processo licitatório para conceder licenças de exploração a
empresas interessadas, que assumem o compromisso de pagar royalties e outras
taxas ao governo federal e aos estados produtores, proporcionais à produção
60
realizada. Além disso, foram instituídos investimentos obrigatórios em P&D para
essa parte da cadeia. Esse modelo oferece maior liberdade na operação, com menos
interferência estatal.
A partir desse momento, a Petrobras passa a operar em regime de mercado, precisando
pagar tributos dos quais antes era isenta, e participar das licitações para conseguir direitos de
exploração, tendo que pagar o bônus necessário para ganhar os blocos ofertados pela ANP. A
empresa precisou se submeter também à fiscalização por parte da ANP, repassando todo seu
conhecimento técnico à agência, e aderir às regras aplicadas a todas as empresas. A União
manteve o controle acionário, com obrigação de manter a propriedade sobre ao menos 50%
mais uma das ações com capital volante da empresa (CÂMARA et al., 2008).
4.1.4. Descoberta do pré-sal e mudanças regulatória
Em 2006 a Petrobras anunciou a descoberta do campo de Tupi, parte de um grande
reservatório de petróleo localizado abaixo da camada de sal, a milhares de metros de
profundidade tanto em termos de lâmina d’água como no subsolo: o pré-sal – abaixo de mais
ou menos 2 mil metros de água e 5 mil metros de rocha de pós-sal e sal. A camada do pré-sal
ocupa uma área de 800 km de extensão e 200 km de largura, a cerca de 300 km da costa entre
os estados de Santa Catarina e Espírito Santo.
Os grandes volumes recuperáveis, a alta produtividade e a boa qualidade do óleo, que é
do tipo leve (o mais valorizado pelo mercado, diferente do comumente encontrado no Brasil),
fazem do pré-sal uma das principais descobertas recentes na indústria de energia global e
principalmente para o Brasil (AGÊNCIA PETROBRAS, 2013).
Entretanto, as dificuldades apresentadas anteriormente para a exploração offshore são
ainda mais intensas quando se trata de águas profundas. As condições físicas de operação dos
equipamentos tende a ser mais extrema, principalmente devido à pressão da coluna de água,
que exige reforços estruturais; as distâncias são maiores, e a operação passa a ser não apenas
invisível de fora do mar mas também inacessível, uma vez que a presença de mergulhadores
humanos só é possível até os 300 metros de profundidade. Tamanhos eram os desafios que a
tentativa de exploração na área de Tupi teria sido a última antes de se abandonar a exploração
do pré-sal, devido a esse alto custo e às dificuldades técnicas (MORAIS, 2013).
O que foi decisivo para capacitar a Petrobras a explorar reservatórios nessas condições
extremas foi seu arranjo de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) construído nos Programas de
61
Capacitação Tecnológica em Águas Profundas (PROCAPs) para 1.000, 2.000 e 3.000 metros
de profundidade de lâmina aquática (MORAIS, 2013).
Em vez de investir de forma autárquica, adotou-se um modelo de cooperação entre o
Centro de Pesquisas e Desenvolvimento (CENPES), localizado na Ilha do Fundão no Rio de
Janeiro, e universidades, instituições de pesquisa e outras empresas, que possibilitou
desenvolver o estado da arte e obter avanços excepcionais. Os PROCAPs buscavam
potencializar o P&D resolvendo também problemas internos de compartilhamento de práticas
e aprendizado entre departamentos da própria empresa (MORAIS, 2013)
Para coordenar as iniciativas tecnológicas para e retirar o petróleo do pré-sal, a Petrobras
criou um programa de P&D chamado Programa Tecnológico para o Desenvolvimento da
Produção dos Reservatórios do Pré-sal (PROSAL). Os dois principais desafios eram o alto custo
dos poços perfurados e o desconhecimento sobre o tipo de rocha predominante nas perfurações.
Figura 24: Camadas para exploração de petróleo do pré-sal.
Fonte: Site WikiGeo http://wikigeo.pbworks.com/w/page/36435679/Camada%20Pr%C3%A9-Sal. Acesso em 25 mai. 2019.
Nessa época, o Governo Federal, então comandado pelo presidente Luiz Inácio Lula da
Silva, propôs uma mudança no marco regulatório de petróleo preexistente, da década de 90,
para que o Estado pudesse ter mais participação, ficando com maior parte do lucro gerado, de
forma a gerar retorno para a sociedade. A proposta foi feita sob o argumento de que a descoberta
do pré-sal significava uma fonte de baixo risco exploratório e alto potencial para as empresas
62
do setor. O primeiro argumento foi bastante criticado por investidores e por outras empresas de
petróleo, que afirmavam que nenhum tipo de operação de E&P apresenta baixo risco
(PEIXOTO, 2009).
No dia 22 de dezembro de 2010, dessa forma, depois de aprovado no Congresso
Nacional e no Senado Federal, o novo marco regulatório foi sancionado pelo então presidente.
Os quatro projetos de lei colocados em prática nesse momento foram os seguintes (OLIVEIRA,
2009):
1. PL 5.938/09: substituiu para as áreas estratégicas o modelo de concessão então em
vigência pelo modelo de partilha, em que o Estado entra como sócio nas atividades
de E&P. Com isso, ficou determinado que a Petrobras deveria ser a operadora única
dos poços, com no mínimo 30% de participação e responsabilidade pela condução
de todas atividades de exploração, avaliação, desenvolvimento e produção. Foi
definido também que o critério para escolher o vencedor das licitações seria a
quantidade de óleo ofertado à União.
2. PL 5.939/09: criou a Petro-Sal, posteriormente renomeada Pré-Sal Petróleo,
empresa estatal responsável por gerir os contratos de partilha de produção do novo
modelo, contratar a empresa responsável por comercializar o petróleo do governo, e
representar a União nos acordos de produção.
3. PL 5.940/09: determinou que os lucros arrecadados com a venda de petróleo por
parte da União deveriam ser depositados em um Fundo Social, constituindo uma
poupança pública que deveria ser aplicada exclusivamente em projetos de
desenvolvimento social.
4. PL 5.941/09: autorizou a “cessão onerosa” para garantir o capital necessário para a
exploração do pré-sal. Nessa operação, o governo cedeu à Petrobras o direito de
explorar um máximo de 5 bilhões de barris de petróleo sem licitação, em uma região
determinada, por 42,5 bilhões de dólares. Para conseguir pagar por esse contrato e
ter o capital necessário para os investimentos de exploração e produção, a empresa
realizou uma oferta secundária de ações na bolsa, em 2010, na qual levantou um
total de 70 bilhões de dólares (a maior operação do tipo na história). Dessas ações
ofertadas, o governo comprou uma boa parte, pois desejava aumentar a sua
participação na companhia, e assim passou de 40% para 48% de participação
societária. (PEIXOTO, 2010 e FAZENDA, 2010).
63
O projeto de lei que determinou a cessão onerosa (Lei nº 12.276/2010) previa ainda
que, caso fosse obtido mais petróleo na área cedida que os 5 bilhões de barris
previstos, o excedente deveria ser leiloado, e que os valores do contrato
(especialmente o preço por barril de 8,50 dólares) poderiam ser revisados,
considerando a possibilidade de variarem os preços de mercado do petróleo ou as
especificações dos produtos obtidos na lavra dos campos (PLANALTO, 2010a).
Esses dois pontos serão retomados mais à frente.
Figura 25: Explicação da cláusula de cessão onerosa do pré-sal
Fonte: Elaboração própria
Esse modelo de exploração, com maior participação do Estado na exploração de
petróleo (quando comparado ao modelo de 1997) vigorou até 2016. Nesse ano, foi assinada a
Lei nº 13.365, que terminou com a exclusividade da operação da Petrobras nos poços do pré-
sal. A empresa passou a ter apenas o direito de preferência sobre a operação dos poços, podendo
optar por exercê-lo ou não dependendo dos seus interesses. O principal argumento favorável à
aprovação dessa lei era desobrigar a Petrobras de investir em todos os poços, o que seria
benéfico para a empresa, considerando seu momento complicado (como explicado na próxima
seção), em que não tinha condições para realizar tal investimento (AGÊNCIA SENADO, 2016).
Esse direito de preferência foi posteriormente regulamentado por decreto presidencial em 2017,
que determinou que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) passaria a ser o
responsável por definir o percentual de participação da Petrobras nos consórcios, caso ela
manifestasse o interesse antes do leilão, entre o mínimo de 30% e o desejo expresso pela
companhia. Se a Petrobras não exercer a preferência, é realizada uma licitação para o bloco em
questão, em que a empresa ainda pode participar em condições de igualdade com os demais
exploradores (PORTAL PLANALTO, 2017).
64
4.1.5. Crise recente (2010-2016)
Damadoran (2015) explica que o período entre 2002 e 2010 apresentou uma mudança
drástica do papel da Petrobras, de pequena companhia de petróleo de um país emergente para
uma gigante global, devido a três fatores: (1) a descoberta das enormes reservas de petróleo do
pré-sal, que colocou a companhia em posição de destaque em termos das reservas provadas, (2)
o alto preço do petróleo durante a maior parte desse período, que viabilizou a exploração dessas
reservas e (3) a redução geral do risco brasileiro, exemplificada pela queda do spread bancário
de 14,3% em 2001 para 1,4% em 2010.
O que se seguiu a isso foi uma destruição de valor muito intensa devido ao modelo de
gestão imposto à Petrobras entre 2010 e 2015. Uma série de fatores fez com que o preço das
ações da empresa caísse de R$ 35,39 em março de 2010 para R$ 4,84 em janeiro de 2016, uma
impressionante queda de 86,3% em seu valor de mercado. Nesse mesmo período, o nível de
endividamento aumentou muito, com a dívida bruta passando de R$ 102,2 bilhões ao final de
2010 para R$ 493 bilhões ao final de 2015 (5,1x o seu lucro antes de impostos, juros,
depreciação e amortização (EBITDA) neste ano), ao mesmo tempo em que o resultado líquido
passou de um lucro de R$ 35,2 bilhões em 2010 para um prejuízo de R$ 34,8 bilhões em 2015.
(PETROBRAS, 2010 e 2017).
Os gráficos apresentados nas figuras 26 e 27 ilustram essa queda em valor de mercado,
e mostram que ela não aconteceu de maneira generalizada para todas as empresas do setor, com
a ExxonMobil e a Shell sofrendo valorizações no período, indicando a existência de motivos
específicos da empresa além de fatores conjunturais.
Figura 26:Valor das ações da Petrobras entre 2010 e 2016.
Fonte: Yahoo Finance https://br.financas.yahoo.com/chart/PETR4.SA. Acesso em 16 de maio de 2019
65
Figura 27: Comparação de valor das ações da Petrobras, Shell e ExxonMobil entre 2010 e 2016.
Fonte: Yahoo Finance https://br.financas.yahoo.com/chart/PETR4.SA. Acesso em 16 de maio de 2019
Apesar de não serem os únicos fatores que levaram a essa queda, três acontecimentos
de diferentes naturezas que aconteceram nesse período ajudam a explicá-la:
1. Política de controle dos preços dos combustíveis: Durante o governo Dilma (2010-
2014), os preços administrados do setor de energia (incluindo os combustíveis)
foram controlados como mecanismo de combate à inflação. Esse controle dos preços
fez com que a Petrobras vendesse seus produtos refinados no Brasil abaixo dos
valores internacionais do mercado, renunciando a receitas, e vendesse combustíveis
importados abaixo do preço que comprava no mercado internacional. Estima-se que
o prejuízo da empresa com essa política tenha sido de 98 bilhões de reais entre 2011
e 2014 (ALMEIDA et al., 2015).
2. Operação Lava Jato: Em março de 2014 veio à tona uma investigação do Ministério
Público Federal, que viria a ser a maior operação contra corrupção e lavagem de
dinheiro da história do Brasil (de acordo com o site do Ministério Público Federal).
No centro desse enorme esquema de corrupção estava a Petrobras, cujos
funcionários recebiam propinas através de contratos superfaturados com
empreiteiras e outras prestadoras de serviço. A Polícia Federal (PF) estima que o
prejuízo financeiro da estatal com a corrupção tenha sido de 42 bilhões de reais
(DIONÍSIO, 2015). Apesar de a empresa ter lançado em dezembro de 2014 o
Programa Petrobras de Prevenção da Corrupção (PPPC), é inegável que a revelação
deste esquema de corrupção afetou de maneira duradoura a credibilidade da empresa
frente ao mercado de capitais.
66
3. Corrosão dos preços do petróleo no mercado internacional: Entre os anos de 2014 e
2016 o Brent, benchmark internacional para os preços de petróleo cru, caiu
vertiginosamente. De 115 dólares em junho de 2014 o preço do barril passou ao
valor mínimo de 26 dólares em janeiro de 2016, uma queda de 77,3% (EIA, 2019).
Essa queda abrupta está relacionada a um crescimento fraco da demanda global,
associado a um aumento da oferta por parte dos Estados Unidos com a descoberta
de novas reservas do shale, e por parte da OPEP devido a questões geopolíticas
(especialmente o Irã e a Arábia Saudita) (OLIVEIRA e TURRER, 2016). Um preço
tão baixo reduz de forma generalizada as expectativas sobre as empresas do setor
petrolífero, e pode tornar inviável a exploração de reservas com custo mais alto,
como o pré-sal brasileiro e o shale norteamericano.
Damadoran (2015) explica a forma como o ciclo de destruição de valor sofrido pela
Petrobras se deu em cinco etapas, conforme explicado na figura 28. Vale ressaltar que ele
apresenta a evolução apenas entre 2010 e 2014, eliminando o efeito da queda do preço do barril
de petróleo que aconteceu após esse ano.
Figura 28: Etapas do ciclo de destruição de valor da Petrobras (2010-2015).
67
Fonte: Damadoran (2015). Tradução própria.
O primeiro passo, de acordo com o autor, foi a Petrobras investir demais sem se
preocupar necessariamente com a rentabilidade dos investimentos, prejudicada pela “ingerência
política e pela corrupção”. Enquanto as grandes IOCs investiam em média 15 a 20% da receita,
a Petrobras investia pelo menos 30%, mesmo alcançando um retorno sobre o investimento de
apenas 5%, em um momento que o barril de petróleo passava de 100 dólares.
Esses investimentos fizeram com que a receita da empresa aumentasse
consideravelmente, mas suas margens caíram muito no mesmo período, que é o passo 2 do
ciclo. Nesse caso, tanto a corrupção como o controle dos preços dos combustíveis contribuíram
para a redução drástica da lucratividade, com a margem EBITDA caindo de 34% em 2009 para
21% em 2014.
Em seguida, o terceiro passo é a continuidade do pagamento de dividendos, mesmo
quando a empresa apresentava fluxo de caixa negativo, isto é, indicando não haver recursos
para isso. O autor afirma que isso aconteceu porque a Petrobras possui uma estrutura de capital
em que há muitas ações sem poder de voto, o que seria justificado pelo desejo do governo de
manter o controle da companhia. Esses investidores requereriam, portanto, maior pagamento
de dividendos para compensar o controle exclusivo por parte do Estado.
Para sustentar os altos investimentos, a queda da margem e o pagamento de dividendos,
chega-se ao quarto passo, que é o aumento da dívida. A Petrobras precisou captar dinheiro novo
para cobrir todos esses gastos, e dessa forma sua dívida mais do que quadruplicou entre 2008 e
2014, tornando-a a companhia mais endividada do setor de petróleo.
Esse ciclo termina no quinto passo, que é a queda do valor da empresa como
consequência das escolhas tomadas ao longo do ciclo. Maior endividamento com menor lucro
leva à redução desse valor, e a manutenção dos elevados e pouco rentáveis investimentos
realimenta o ciclo.
Apesar desse período de crise e forte queda no preço das ações ter prejudicado a
reputação internacional da Petrobras, vale ressaltar que, após uma troca de gestão em 2015, a
empresa realizou uma captação de 2,5 bilhões de dólares em títulos com validade inédita de
100 anos, e teve alta demanda do mercado internacional (13 bilhões de dólares). A empresa
precisou pagar juros relativamente altos, de 8,45% ao ano (comparável aos de empresas sem
grau de investimento), por causa do seu alto endividamento e dos escândalos de corrupção, mas
68
isso mostra que, mesmo havendo incertezas e problemas, o mercado não perdeu a confiança na
capacidade da Petrobras de gerar valor no longo prazo (DECLOEDT et. al, 2015).
4.1.6. Nova política de preços e greve dos caminhoneiros
Com a queda da ex-presidente Dilma Rousseff devido ao processo de impedimento
finalizado em 2016, o presidente interino Michel Temer indicou para a presidência da Petrobras
Pedro Parente, ministro da Casa Civil durante o segundo mandato de Fernando Henrique
Cardoso. Como explicitado no Relatório Integrado de 2016, na carta de Nelson Carvalho, então
presidente do Conselho de Administração, os dois objetivos principais da nova gestão eram
reduzir o nível de acidentes nas instalações da Petrobras e reduzir o endividamento e a
alavancagem financeira. Naquele momento, a Petrobras possuía a maior dívida entre todas as
empresas de petróleo do mundo (PETROBRAS, 2017).
O plano estratégico daquele ano determinou cinco iniciativas para garantir o
cumprimento das metas: (1) reforço dos aspectos comportamentais da segurança de processos;
(2) adoção de nova política de preços para os combustíveis, baseada na paridade internacional;
(3) busca pela eficiência dos investimentos; (4) redução dos custos, sem prejuízos à segurança
e aos objetivos de produção; e (5) realização de parcerias e desinvestimentos no biênio 2017/18.
(PETROBRAS, 2017)
Poucos meses após a posse de Pedro Parente, portanto, em outubro de 2016, a Petrobras
adotou uma nova política de preços dos combustíveis, com o objetivo de afastar a intervenção
estatal, e reconstruir o caixa e a imagem da empresa perante o mercado. A partir daquele
momento, os preços de saída da refinaria passaram a acompanhar as variações internacionais
do petróleo e da taxa de câmbio, sendo revisados ao menos uma vez por mês. A princípio, não
seriam mais praticados preços abaixo da paridade internacional (MOURA, 2018).
Depois de um pouco menos de um ano com essa política, a empresa resolveu rever a
frequência de atualização dos preços, para ganhar mais agilidade na resposta à volatilidade
internacional, garantindo maior aderência aos preços de referência. Os reajustes passaram a ser
feitos a qualquer momento que fosse identificada variação significativa (MOURA, 2018).
De acordo com cálculos do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), depois do
anúncio dessa nova política de preços, o preço do óleo diesel subiu 56,5% na saída das refinarias
em 10 meses, em linha com os preços internacionais, devido ao aumento do preço do petróleo
e à desvalorização do real. Entretanto, esse aumento deixou os caminhoneiros insatisfeitos com
o crescimento dos seus custos, o que resultou num protesto que se transformou em greve de 10
70
com seu último fact sheet divulgado aos investidores, o valor de mercado da empresa é de 99,3
bilhões de dólares (considerando valor das ações em 31/03/2019) e há mais de 63 mil
colaboradores ativos. (INVESTIDOR PETROBRAS, 2019)
Figura 29: Composição acionária da Petrobras
Fonte: Fact sheet (10/05/2019). Disponível em
https://www.investidorpetrobras.com.br/fck_temp/1001_6/file/factsheet_RI_maio-PORT.pdf. Acesso em 16 de junho de
2019
A Petrobras define seis tipos de recursos que são essenciais para a geração de valor para
os agentes envolvidos:
a. Capital humano: consiste nos funcionários da empresa usando sua capacitação
técnica e sua experiência para realizar o trabalho com competência e segurança;
b. Capital intelectual: formado pelas muitas décadas de pesquisa e desenvolvimento,
relaciona-se com a capacitação tecnológica para realizar as atividades;
c. Capital social e de relacionamento: trata-se das interações com as diferentes partes
da sociedade envolvidas nos processos, especificamente os canais de diálogo
estabelecidos, os investimentos sociais e as iniciativas de gestão da marca;
d. Capital financeiro: o recurso mais clássico, é o dinheiro mobilizado (próprio ou de
terceiros) para estabelecer e rodar a atividade produtiva;
e. Capital produtivo: composto pelos ativos imobilizados por meio dos quais se realiza
a atividade produtiva, como as plataformas, refinarias, oleodutos e outras
instalações;
71
f. Capital natural: consiste nos recursos naturais necessários ao processo, caso das
reservas de óleo e gás, ou impactados por ele, caso do meio ambiente e da
biodiversidade.
De acordo com a empresa, esses capitais são habilitadores para que o modelo de
negócios da empresa funcione, constituindo assim dimensões críticas para o sucesso da
Petrobras em seus negócios.
Para gerir seu portfólio diversificado, a Petrobras apresenta um organograma em parte
funcional e em parte por unidades de negócio. Cada uma dessas áreas tem um líder com cargo
de diretor executivo, compondo assim a diretoria executiva da empresa junto ao presidente
atual, Sr. Roberto Castello Branco. A diretoria executiva é responsável pela gestão dos negócios
da companhia de forma alinhada com a missão e os objetivos e metas definidos
estrategicamente. Um organograma da empresa pode ser encontrado no anexo A.
(PETROBRAS, 2019)
São seis as unidades que atuam por função, como parte da corporação ou de maneira
transversal às unidades de negócio:
a. Área da Presidência: composta pelo presidente e por outras unidades acessórias
como a Ouvidoria-Geral, a Auditoria Interna, a Secretaria-Geral, além das áreas
Jurídica, Estratégia, Gestão de Portfólio e Segurança Corporativa.
b. Área de Relacionamento Institucional: trata dos assuntos ligados à comunicação e
marcas, responsabilidade social e relacionamento com poder público.
c. Área de Assuntos Corporativos: responsável pela gestão de pessoas, pela área de
saúde, segurança e meio ambiente, pelo suprimento de bens e serviços, pela
tecnologia da informação e pelos serviços compartilhados.
d. Área Financeira e de Relacionamento com Investidores: controla as finanças,
incluindo contabilidade, tributário, riscos empresariais e controladoria e o
relacionamento com o mercado investidor.
e. Área de Governança e Conformidade: assegura a aderência ao modelo de
governança da Petrobras, e dissemina a cultura da conformidade, defendendo
inclusive a integridade corporativa contra fraudes, corrupção e lavagem de dinheiro.
f. Desenvolvimento da Produção e Tecnologia: gere os esforços de implantação de
projetos em diferentes etapas da cadeia, aplicando as melhores soluções tecnológicas
disponíveis no capital intelectual da empresa, e buscando novas opções através de
pesquisa e desenvolvimento.
72
Há ainda dois diretores que gerenciam partes específicas da cadeia de produção,
numa divisão com base nas unidades de negócio:
a. Exploração e Produção: gere de maneira integrada os ativos e as operações de E&P,
garantindo sustentabilidade no longo prazo e cumprimento das metas no curto prazo.
Divide-se em terra e águas rasas, águas profundas e águas ultra profundas, com
unidades transversais de exploração, reservatórios e suporte às operações;
b. Refino e Gás Natural: gere o portfólio e as operações industriais de refino e
fertilizantes, o negócio de gás e energia, a logística de distribuição e as atividades
de marketing e comercialização na ponta da cadeia.
As unidades de distribuição e comercialização não estão descritas no organograma, visto
que estas são subsidiárias da empresa. Isso significa que o controle da Petrobras sobre a BR
Distribuidora e a Transpetro era garantido por aquela ser então a acionista majoritária dessas
duas.
Plano Básico de Organização da Petrobras:
a. Conselho Fiscal: tem o dever de fiscalizar as atividades dos administradores e
aprovar as demonstrações financeiras da corporação;
b. Conselho de Administração: órgão responsável pela direção superior da Petrobras,
definindo suas estratégias, com membros eleitos pela Assembleia Geral dos
Acionistas.
c. Assembleia Geral dos Acionistas: órgão composto por todos os acionistas da
companhia que reúne anualmente de maneira ordinária ou de maneira extraordinária
mediante convocação do Conselho de Administração.
Por ocasião da Operação Lava Jato, foi criado temporariamente um Comitê Especial de
Investigação para melhorar as práticas empresarias e fortalecer os controles internos contra
fraudes. Entre as melhorias conseguidas nesse aspecto, a empresa destaca a criação de um canal
externo de denúncias, a inclusão de critérios de integridade para a nomeação da alta
administração, o uso de autorização compartilhada de decisões, a implantação de um mínimo
de 40% de membros independentes no Conselho de Adminitração, impedindo indicações
políticas, e a criação de novos comitês estatuários de suporte à questão.
4.2.2. Resultados gerais
Em seu relatório anual de 2018, a Petrobras define três métricas principais relacionadas
à segurança, à redução da dívida e à rentabilidade. O documento afirma que esses indicadores
73
orientam as ações estratégicas da empresa e são desdobrados para todos os níveis da
organização:
a. Taxa de Acidentados Registráveis (TAR) por milhão de homens-hora: a quantidade
de acidentes que acontecem a cada milhão de horas de trabalho dos funcionários da
Petrobras (por exemplo, um dia de trabalho de 10 trabalhadores com turno de 8 horas
soma 80 homens-hora). Essa é a principal métrica da empresa para a área de
segurança.
Esse valor foi de 1,01 em 2018 (frente a uma meta de 1,00), um patamar similar ao
das melhores empresas de petróleo nesse quesito, e a trajetória recente é de forte
queda, a partir de um valor de 1,63 em 2016;
b. Dívida líquida/EBITDA ajustado: é uma medida da alavancagem financeira, e
consiste no quociente entre o endividamento líquido da empresa (dívida total menos
caixa e equivalentes de caixa) e o resultado anual antes de juros, impostos e
depreciação/amortização (EBITDA), do qual são eliminados os seguintes efeitos:
resultados de participações em empresas e investimentos, mudanças no valor
recuperável de ativos (ajustes contábeis conhecidos como impairment), venda de
ativos e efeitos cambiais. Esse indicador mostra em quantos anos levaria para a
empresa pagar sua dívida líquida, considerando o EBITDA como constante ao longo
do período.
O valor desse indicador foi de 2,34x para a Petrobras em 2018 (perante meta de
2,50), com forte trajetória descrescente após pico de 5,1x em 2015. Nesse período,
a dívida líquida caiu cerca de 31%, de 392 bilhões de reais em 2015, para 314 bilhões
de reais em 2016, e 269 bilhões de reais em 2018.
Para fins de comparação, na tabela 2 segue o mesmo indicador de alavancagem de
outras sete empresas do setor.
Tabela 2: Alavancagem financeira de sete empresas de petróleo (1º tri/2019)
Empresa Alavancagem
BP 2,05
Shell 1,28
ExxonMobil 1,06
Total 0,92
Chevron 0,86
Equinor 0,51
74
Conoco 0,48
Fonte: Elaboração própria, a partir de dados retirados do Yahoo Finance, 2019.
c. Retorno sobre o Capital Empregado (ROCE): quantifica a rentabilidade da empresa
através do quociente entre (1) o lucro líquido menos o resultado financeiro - caso o
resultado financeiro seja negativo, esse valor é “reposto” ao lucro líquido, e caso
seja positivo, ele é diminuído - e (2) os empréstimos e financiamentos (capital de
terceiros), somados ao patrimônio líquido (capital próprio), e diminuídas as
aplicações financeiras (capital que não foi empregado na operação). Esse quociente
representa a rentabilidade anual produzida por todo o capital alocado na empresa.
Esse indicador atingiu 8,5% em 2018 (primeiro ano de sua implantação), o relatório
define uma meta de 11% em 2020.
Depois de quatro anos seguidos de prejuízo pelo período recente de crise e os anos de
reajuste (como explicado anteriormente), os resultados financeiros em 2018 foram expressivos.
A companhia voltou a apresentar lucro líquido, da ordem de 26 bilhões de reais, como resultado
combinado de diferentes indicadores, entre os quais se destacam o crescimento de 23% da
receita e a redução dos custos de produção (de 68% da receita para 64%).
O relato integrado da empresa destaca como fatores importantes para esse resultado: a
política de preços alinhada ao mercado internacional; a otimização dos investimentos; a redução
de custos; e a redução do endividamento (PETROBRAS, 2019).
Essas inicativas focadas na desalavancagem finaceira e na geração de valor para o
acionista foram apresentadas pela primeira vez no Plano de Negócios e Gestão 2015-2019,
apresentado à imprensa no dia 29 de junho de 2015 pelo então presidente Aldemir Bendine.
Desde então, em todos os planos de negócios formulados pela empresa (2017, 2018 e 2019 –
que será apresentado na próxima seção), a disciplina financeira tem sido uma das diretrizes
centrais, e alguns indicadores financeiros expostos na figura 30 mostram os resultados disso.
75
Figura 30: Alguns resultados financeiros da Petrobras de 2016 a 2018
Fonte: Fact sheet (09/04/2019). Disponível em
https://www.investidorpetrobras.com.br/fck_temp/1001_6/file/factsheet_RI_maio-PORT.pdf. Acesso em 16 de maio de 2019
4.2.3. Visão por Unidades de Negócio
Depois de apresentado o contexto geral da Petrobras, a próxima seção aprofundar-se-á
nas suas unidades de negócio da cadeia do petróleo. Considerando as dimensões de integração
vertical e horizontal, podemos definir os negócios de atuação da Petrobras como na figura 31.
Figura 31: Setores de atuação da Petrobras
Fonte: Elaboração própria com dados do Relatório Anual 2018
76
Pode-se dizer que a Petrobras é um player completamente integrado em seu negócio
principal, atuando do poço ao posto em toda a cadeia de combustíveis. A seguir, a análise será
aprofundada em cada uma das quatro etapas da cadeia do petróleo em que a Petrobras atua, de
acordo com o foco escolhido para esse projeto.
4.2.3.1. Exploração e Produção (E&P)
Levando em consideração que a Petrobras deteve o monopólio da exploração e produção
em terras e mares brasileiros até 1997, e que entre 2010 e 2016 a regulação determinava que
ela fosse a única operadora dos poços do pré-sal, é de se esperar que a empresa tenha uma
situação dominante na exploração e produção no Brasil. De fato, de acordo com o Anuário
Estatístico de 2018 da Agência Nacional do Petróleo, a Petrobras foi responsável por 78% da
produção de óleos crus no Brasil em 2017 (ANP, 2018).
As reservas brasileiras provadas totalizam cerca de 13 bilhões de barris de petróleo e
são em sua grande maioria localizadas no oceano – 95,3% do total, sendo que 83,5% estão no
estado do Rio de Janeiro (ANP, 2018 – dados de 2017). Historicamente, a Petrobras ocupa
posição de destaque na extração offshore, sendo que essa modalidade representou 85% de toda
sua produção em 2018, o resto sendo de exploração no continente. (PETROBRAS, 2019)
As atividades de exploração e produção são as maiores em termos de lucro e
investimentos da carteira da Petrobras. Apresentaram EBITDA de 103,2 bilhões de reais em
2018, frente a um EBITDA total da empresa de 114,9 bilhões e foram investidos 42,5 bilhões
de reais no desenvolvimento de novos campos (principalmente na Bacia de Campos), na
manutenção da produção em campos maduros, nas atividades exploratórias e na melhoria da
eficiência operacional. Em 2018, foram produzidos em média 2,04 milhões de barris de petróleo
por dia, um pouco abaixo dos 2,15 milhões de 2017 e dos 2,14 milhões de 2016, devido a
desinvestimentos em 2 campos. (PETROBRAS, 2018)
A produção no pré-sal, entretanto, cresceu de 1,287 milhão de barris de petróleo por dia
em 2017 para 1,393 milhão em 2018, um crescimento expressivo de 8,2% que fez a produção
do pré-sal alcançar 55% do total de produção nacional anual. A qualidade desse petróleo
também é diferente do que é comumente encontrado nos campos brasileiros, por se tratar de um
óleo mais leve com menor custo e menor dificuldade para refinar. E as reservas são também
mais produtivas: os 56 poços mais produtivos do Brasil encontram-se nessa camada e
produziram, em média, 26 mil barris por dia a mais que a média da indústria offshore em 2018.
77
Enquanto em 1984 a Petrobras precisou de 4.108 poços do pós-sal para atingir uma produção
diária de 500 mil barris, em 2018 com 77 poços do pré-sal foi alcançado o triplo dessa marca.
Ao mesmo tempo em que a produção cresce impulsionada pelo crescimento da
produtividade e pela abertura de novos poços, o tempo de construção de poços e o custo de
extração têm caído sensivelmente nos últimos anos, como mostram os gráficos da figura 32.
Isso mostra que o pré-sal já é uma realidade, apesar da dificuldade intrínseca da E&P em poços
desse tipo, e é realmente a nova fronteira de exploração de petróleo em território brasileiro, com
grande potencial de crescimento.
Figura 32: Evolução de indicadores da produção de petróleo no pré-sal
Fonte: Relatório Anual Petrobras 2018, p. 78
Esses marcos de produção colocam a Petrobras numa posição de liderança inconteste
no pré-sal brasileiro. É importante ressaltar que essa liderança não se origina apenas no direito
de preferência à exploração, que é dado à empresa por ser uma estatal, mas também por causa
de suas competências técnicas diferenciadas na exploração e produção em águas profundas.
78
Morais (2013, p. 262) define cinco fatores que foram importantes para a construção dessa
liderança da companhia:
1. Uma política duradoura de formar e capacitar os funcionários de alto nível para
participarem nas atividades operacionais e de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D);
2. Forte investimento ao longo de um grande período no Centro de Pesquisas
Leopoldo Américo Miguez de Mello (CENPES), especialmente voltado ao
desenvolvimento de tecnologia para a exploração em águas profundas;
3. Execução de programas abrangentes e colaborativos de P&D com universidades,
institutos de pesquisa e fornecedores (PROCAPs) para desenvolver a capacitação técnica
de explorar em águas profundas;
4. Incentivo à formação e instalação de empresas fornecedoras de equipamento
para E&P em águas profundas no Brasil;
5. Aceitação de riscos nos investimentos em atividades de exploração e produção
em águas profundas.
Os dois primeiros pontos estão ligados ao processo de acúmulo do conhecimento
científico e tecnológico necessário para conseguir produzir em poços de águas profundas, o
terceiro diz respeito à transformação desses conhecimentos em soluções aplicadas e o quarto à
viabilidade de efetivamente operar nesse tipo de poço, estimulando o desenvolvimento de
atividades complementares. Por último, o quinto ponto trata do aspecto financeiro da operação
e tem ligação com a busca brasileira pela autossuficiência em petróleo explicada na seção 5.1 e
com as próprias explorações pioneiras do pré-sal, ao contexto da perspectiva da empresa como
estatal estratégica.
Os competidores da Petrobras nessa etapa da cadeia são quaisquer consórcios de
empresas que possam se interessar em explorar e produzir petróleo no Brasil, já que o regime
atual de exploração não é mais de monopólio em nenhuma das áreas de exploração. Atualmente
a Petrobras opera em reservatórios junto à Equinor, à Shell, à ExxonMobil, à QPIi, e outros,
tanto no pré-sal como em outras reservas marítimas, mas desde 2016 essas e outras empresas
podem também operar poços do pré-sal sem a Petrobras, caso a empresa não queira participar
da produção (PETROBRAS, 2018).
Nas últimas rodadas (4ª e 5ª) de partilha realizadas por meio de leilões em 2018, a
concorrência foi intensa. Em meio a diversas propostas, 9 empresas ganharam licitações em 7
poços, sendo a maioria deles como parte de um consórcio. Nessa ocasião, o ágio ficou acima
de 170% em relação ao percentual mínimo a ser repassado ao Estado.
79
Tomando como exemplo a 4ª rodada, a Petrobras participou como parte de um consórcio
que fez ofertas por 3 dos 4 blocos leiloados, mas acabou perdendo em dois deles porque outros
consórcios ofereceram uma maior proporção de óleo excedente à União. Apesar disso, a
empresa usou seu direito de preferência e migrou com 30% de participação para o consórcio
vencedor nesses dois campos (ANP, 2018).
É possível perceber que a concorrência tem sido acirrada pelos poços do pré-sal, e que
as empresas precisam fazer altos investimentos para buscar a liderança pelo ritmo acelerado de
concessão de novas áreas. Nos próximos anos, 3 leilões com um total de 12 áreas de produção
estão previstos e, assim, muitas áreas devem entrar em operação. De acordo com o site da ANP,
já em 2019 será realizado a 6ª Rodada de Partilha de Produção do Pré-Sal, em que serão
ofertadas 5 áreas de produção. Para os anos de 2020 e 2021 estão planejadas a 7ª e a 8ª rodadas,
respectivamente, quando serão ofertadas 3 e 4 áreas.
O órgão responsável por definir o ritmo de exploração do pré-sal e as áreas que serão
leiloadas em cada rodada é o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), presidido pelo
Ministro de Minas e Energia, e responsável pela formulação das políticas e diretrizes nacionais
de energia. Para definir esse ritmo, o órgão deve acompanhar o desenvolvimento e capacidade
da indústria nacional de fornecer bens e serviços. A ANP, por sua vez, é responsável por
suportar a definição das áreas de exploração a partir da realização de estudos técnicos, bem
como pela realização dos leilões, cujas minutas devem ser aprovadas pelo Ministério de Minas
e Energia, e pela fiscalização das atividades (PLANALTO, 2010b).
Mesmo tendo posição de destaque no pré-sal, a Petrobras continua perseguindo a
vanguarda nas tecnologias para águas profundas, investindo continuamente em P&D e em
parcerias para melhorar sua produtividade e custo. Alguns exemplos de tecnologias a serem
lançadas para essa atividade são navios-plataforma flexíveis, nano materiais, veículos
autônomos submarinos e separadores submarinos (PETROBRAS, 2019).
4.2.3.2. Refino
Diferentemente das atividades de E&P, a estrutura do setor de refino não sofreu muitas
mudanças ao longo das décadas. Apesar da Lei do Petróleo de 1997 também ter encerrado o
monopólio regulatório nessa etapa, ainda hoje a Petrobras mantém a dominância, com 98,6%
do mercado, ou seja, com um monopólio de facto (que não é determinado pelo governo).
80
A empresa possui 14 refinarias em operação espalhadas pelo país (incluindo a unidade
de processamento de xisto), e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro em construção, que
contará com uma unidade de refino, após terminada a fase de obras.
Na tabela 3, serão destacadas as características de cada uma dessas unidades quanto à
capacidade, aos produtos produzidos e aos mercados atendidos, de acordo com informações
extraídas do site da Petrobras, em junho de 2019, e ordenadas pela capacidade de
processamento.
Tabela 3: Características das refinarias da Petrobras.
Refinaria Ano Local Capacidade Produtos Mercados Informações adicionais
Refinaria de
Paulínia (Replan)
1972 Paulínia,
SP
434 mil
barris de
petróleo por
dia (bbl/d)
Diesel, gasolina,
querosene de
aviação (QAV), gás
liquefeito de
petróleo (GLP),
óleos combustíveis,
asfaltos, nafta,
coque, gases,
enxofre e fluidos
hidrogenados
Diversos
estados do
Brasil -
Interior de
SP, MT, MS,
RO, AC, MG,
GO, TO e DF
Processa quase em sua
totalidade petróleo
nacional, especialmente
do pré-sal (Bacia de
Campos)
Está em uma posição
logística privilegiada
para transporte
rodoviário, ferroviário
ou aéreo
Refinaria
Landulpho Alves
(RLAM)
1950 São
Francisco
do
Conde,
BA
323 mil
bbl/d
31 produtos,
incluindo diesel,
gasolina, QAV,
asfalto, nafta,
gases, parafinas,
lubrificantes, GLP,
entre outros
Regiões
Norte e
Nordeste
(especialment
e BA e SE),
com alguns
produtos
exportados
Foi a primeira refinaria
brasileira e atualmente
faz parte do maior polo
industrial do
Hemisfério Sul – o
Polo Petroquímico de
Camaçari
Refinaria Henrique
Lage (Revap)
1980 São José
dos
Campos,
SP
252 mil
bbl/d
Asfalto, coque,
enxofre, gases,
gasolina, GLP,
HLR, nafta, óleo
combustível, diesel,
QAV e solvente
médio
Regiões
Sudeste (Vale
do Paraíba,
litoral norte
de SP, sul de
MG, sul do
RJ e grande
São Paulo) e
Centro-Oeste
Processa de 80 a 90%
de petróleo nacional, e
o restante de importado
Atende 100% da
demanda de querosene
de aviação do
Aeroporto
Internacional de
Guarulhos (e 80% da
demanda de SP)
81
Refinaria Duque de
Caxias (Reduc)
1961 Duque de
Caxias,
RJ
239 mil
bbl/d
55 produtos em 43
unidades (maior
portfólio da
Petrobras),
incluindo óleo
diesel, gasolina,
QAV, asfalto,
nafta, gases,
parafinas,
lubrificantes (80%
do total nacional),
GLP, coque e
enxofre.
Região
Sudeste, BA,
CE, PR e RS
Com logística
privilegiada,
impulsionou o
surgimento de um forte
polo industrial na
região
É responsável também
pelo maior
processamento de gás
natural do Brasil
Refinaria Abreu e
Lima (RNEST)
2014 Ipojuca,
PE
230 mil
bbl/d
Diesel S-10 (foco –
70% do total),
nafta, óleo
combustível, coque,
GLP
Regiões
Norte e
Nordeste,
reduzindo as
importações
Mais moderna de todas
as refinarias, com alta
automação e tecnologia
Refinaria
Presidente Getúlio
Vargas (Repar)
1977 Araucária
, PR
208 mil
bbl/d
Diesel, gasolina,
GLP, coque,
asfalto, óleos
combustíveis,
QAV, propeno e
óleos marítimos
PR, SC, sul
de SP e MS
(85% da
produção),
com restante
vendido a
outras regiões
ou exportado
É a maior indústria em
porte do Sul do Brasil
Refinaria Alberto
Pasqualini (Refap)
1968 Canoas,
RS
201 mil
bbl/d
Diesel (foco),
gasolina, GLP, óleo
combustível, QAV,
solventes, asfalto,
coque, enxofre e
propeno.
Região Sul,
com
excedente
exportado ou
transportado
a outros
estados
Durante 10 anos foi
uma sociedade
anônima, época em que
recebeu US$ 1,3 bilhão
em investimentos até
ser reintegrada à
Petrobras em 2012
Refinaria
Presidente
Bernardes (RPBC)
1955 Cubatão,
SP
178 mil
bbl/d
Gasolina, coque,
QAV, diesel, nafta
bunker, gases,
enxofre, resíduo
aromático, entre
outros
Município de
São Paulo
(maior parte),
com parcelas
para a
Baixada
Santista e
outras regiões
do país
Apresenta alta
capacidade de
conversão, produzindo
derivados de alto valor
e padrão internacional,
possuindo também
diversas certificações
ISO
Foi a primeira grande
refinaria construída
pela Petrobras
Refinaria Gabriel
Passos (Regap)
1968 Betim,
MG
150 mil
bbl/d
Gasolina A, diesel,
bunker, QAV,
GLP, asfaltos,
coque, óleo
combustível,
enxofre e aguarrás.
Minas Gerais
e de forma
eventual o ES
82
Refinaria Capuava
(Recap)
1954 Mauá, SP 53 mil
bbl/d
Gasolina e diesel
com baixo teor de
enxofre (S-10),
aguarrás, propeno,
GLP e solventes
especiais
Parte da
região
metropolitana
de São Paulo
(30% do
total)
Sua instalação na
região atraiu empresas
e fez surgir o Polo
Petroquímico do
Grande ABC.
90% do petróleo
refinado é nacional.
Refinaria Isaac
Sabbá (Reman)
1957 Manaus,
AM
46 mil
bbl/d
GLP, nafta,
gasolina, QAV,
diesel, óleos
combustíveis,
asfalto
Região Norte Autossuficiente em
energia por estar
integrada a uma usina
termelétrica que produz
5,8 megawatts
Refinaria Potiguar
Clara Camarão
2009 Guamaré,
RN
38 mil
bbl/d
Diesel, gasolina,
querosene de
aviação (QAV) e
nafta
Rio Grande
do Norte e
Sul do Ceará
Devido a essa refinaria,
o RN tornou-se o único
estado autossuficiente
na produção de todos
os tipos de derivados
do petróleo
Refinaria
Lubrificantes e
Derivados do
Nordeste (Lubnor)
1966 Fortaleza,
CE
8 mil bbl/d Asfaltos e óleos
lubrificantes
Óleo
lubrificante a
todo o país e
asfalto ao
Nordeste e
PA
Refina apenas petróleo
ultra pesado (de menor
valor) e é a única
produtora de
lubrificantes
naftênicos, um produto
de usos nobres
Unidade de
Industrialização do
Xisto (SIX)
1972 São
Mateus
do Sul,
PR
6 mil
toneladas
por dia de
xisto (rocha
que pode
ser
convertida
em óleo e
gás quando
aquecida)
Óleos
combustíveis, GLP,
gás combustível,
nafta, enxofre e
água de xisto
(usada para fazer
fertilizantes)
Em destaque
o PR, mas
também SC,
SP e RS
Funciona como um
centro de pesquisa de
xisto, em parceria com
o Cenpes, tendo sido
responsável pela
criação da tecnologia
Petrosix de exploração
do xisto
Está acima de uma das
maiores reservas
mundiais de xisto
Complexo
Petroquímico do
Rio de Janeiro
(Comperj)
2020 Itaboraí,
RJ
- Previsão de uma
unidade de
processamento de
gás, duas refinarias
de petróleo e um
polo petroquímico
- Petrobras está em busca
de parcerias para as
obras desse grande
complexo, que
deveriam ter sido
concluídas em 2012 e
foram paralisadas
devido à crise recente
da empresa
Fonte: Elaboração própria com dados de http://www.petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/principais-operacoes/refinarias/.
Esse conjunto de refinarias faz do Brasil um dos países com maior capacidade de refino
do mundo, com aproximadamente 2,3 milhões de barris de petróleo por dia, que garantem a 8ª
posição mundial (atrás de Estados Unidos, China, Rússia, Índia, Japão, Coreia do Sul e Arábia
Saudita).
No último ano, a Petrobras vendeu um total de 2,07 milhões de barris de petróleo por
dia, 1% a menos que em 2017, sendo 91% ao mercado interno, e 9% a outros países,
principalmente para os Estados Unidos, Europa e Cingapura. Em termos de produção, foram
83
1,765 milhões de barris por dia (85%) produzidos em suas refinarias, utilizando cerca de 75%
da capacidade instalada, e 195 mil barris por dia foram importados pela empresa, o que
representa 11% de sua produção (PETROBRAS, 2019).
Em relação ao mercado nacional, em 2017 a Petrobras forneceu 1,94 milhões de barris
por dia frente a um consumo interno total de 2,3 milhões de barris por dia, alcançando 84% de
participação de mercado. Do total de produtos refinados vendidos em território nacional, 73%
foi produzido no Brasil e 27% foi importado, confirmando um movimento de crescimento das
importações em relação ao consumo, como ilustra o gráfico abaixo (ANP, 2018 e
PETROBRAS, 2018). A nova política de preços da Petrobras, de alinhamento aos preços
internacionais de combustíveis, é um fator que pode explicar esse crescimento: a competição
entre o produto importado e o nacional torna-se mais acirrada, aumentando as situações em que
pode ser vantajoso que um distribuidor importe combustíveis.
Figura 33: Participação das importações no mercado interno de derivados.
Fonte: Elaboração própria com dados do Anuário Estatístico da ANP. Disponível em
http://www.anp.gov.br/publicacoes/anuario-estatistico. Acesso em 16 de junho de 2019
A localização do mercado consumidor parece ser um fator determinante no volume de
importações. Segundo dados do Relatório de Comércio Exterior da ANP, os portos do Norte e
do Nordeste receberam mais de 50% do total das importações de gasolina e de diesel durante o
ano de 2018. O porto de Paranaguá, no sul do país, recebeu, respectivamente, 17% e 19% desses
combustíveis no mesmo ano (ANP, 2019).
Observando as características das refinarias da Petrobras, percebe-se que elas estão
espalhadas pelo país de acordo com os mercados consumidores. Isso vai ao encontro do que foi
explicado na seção anterior, de acordo com Downey (2009), de que diferentemente dos poços,
as refinarias tendem a ser instaladas próximas aos mercados consumidores finais. A região com
84
maior capacidade é o Sudeste (55% do total), devido ao seu grande mercado e sua proximidade
das principais fontes de óleo, seguido pelo Nordeste (24%), Sul (17%) e Norte (4%). A única
região que não possui refinarias é o Centro Oeste.
Duas refinarias da Petrobras, a de Paulínia (SP) e a de Landulpho Alves (BA), se
destacam em termos de capacidade e representam 32% do total nacional. A primeira abastece
principalmente o Sudeste e o Centro Oeste, e a segunda abastece principalmente o Nordeste e
Norte. Além disso, as 7 maiores refinarias são 80% da capacidade nacional.
Quanto à idade das refinarias, a maioria foi construída na segunda metade do século
XX, com idade média de 47 anos, apesar de terem sido feitas diversas ampliações e
modernizações ao longo do tempo. Isso está refletido no crescimento médio de apenas 1,5% ao
ano da capacidade de refino nacional nos últimos 10 anos.
A refinaria mais nova e mais moderna desde sua concepção, a Refinaria Abreu e Lima
(RLAM), em Pernambuco, foi inaugurada em 2014 – mas sua construção se tornou um símbolo
da Operação Lava Jato e das irregularidades cometidas pelas gestões anteriores da Petrobras.
Depois de ser anunciada em 2005 por 2,3 bilhões de dólares, seu orçamento final chegou a 20,1
bilhões, devido a diversos aditivos e revisões nos contratos. Comparado a refinarias similares
concluídas na mesma época, seu custo por barril de capacidade foi de 87 mil dólares, mais de
3 vezes maior que refinarias inauguradas em 2014 na Arábia Saudita (25 mil dólares), em 2012
na Índia (22 mil dólares) e em 2009 nos Estados Unidos (22 mil dólares) (VALLE e TORRES,
2012). O Tribunal de Contas da União já apontou superfaturamento devido a corrupção de ao
menos 2,9 bilhões de reais na obra, considerando apenas as tubovias, a Unidade de Destilação
Atmosférica (UDA) e a Unidade de Hidrotratamento (UHDT) da refinaria (TCU 2017 e 2018).
Para os próximos anos, há dois projetos previstos: a conclusão da primeira refinaria
Comperj em parceria com a China National Petroleum Corporation (CNPC), e a construção de
uma segunda unidade de refino na RLAM, também em parceria com alguma outra empresa
(PETROBRAS, 2018).
Os produtos produzidos nas unidades da Petrobras são bastante diversificados, o que se
traduz em um portfólio extenso. As exceções são refinarias como a pequena Refinaria Potiguar
Clara Camarão (4 produtos), a Refinaria Abreu e Lima, com 5 produtos e foco em diesel e a
Lubnor, que produz apenas óleos lubrificantes para todo o país e asfalto, além da Unidade de
Industrialização de Xisto, focada nas tecnologias ligadas a essa matéria-prima específica.
Algumas refinarias chegam a ter um portfólio tão extenso como 55 produtos, atendendo a
85
diversos nichos de mercado, exemplo da Reduc, mesmo ela sendo apenas a quarta maior em
capacidade.
Em relação ao desempenho financeiro do negócio, o refino é avaliado junto com o
transporte e a comercialização, e esse conjunto apresentou EBITDA de 20,3 bilhões de reais
em 2018, frente a um total de 113,9 bilhões, ou seja, de 17% do total. Esse valor representou
uma queda em relação aos 28,6 bilhões de reais de 2017 e aos 47,5 bilhões de 2016. Os
investimentos em Refino, Transporte e Comercialização foram da ordem de 4 bilhões de reais.
O custo de refino ficou em 9,12 reais por barril, frente a um custo de 9,26 em 2017 e 8,89 em
2016, o que mostra uma relativa estabilidade (PETROBRAS, 2018). É difícil, entretanto,
comparar esse custo ao de outras empresas, porque o mix de óleos processados e de produtos
produzidos é específico de cada uma delas, e distorceria uma comparação feita em nível tão
agregado.
A concentração de praticamente 100% desse mercado, mesmo sem existência de
monopólio regulatório, permite que a Petrobras tenha poder de determinar o preço nacional dos
combustíveis, uma vez que as únicas alternativas ao seu produto refinado são a importação ou
empresas de baixa relevância e volume.
Por conta dessa estrutura de mercado, em 2018 o Conselho Administrativo de Defesa
Econômica (CADE) abriu um inquérito administrativo preventivo contra a empresa: apesar de
o quase monopólio não ser por si só ilegal, ele possibilita um abuso de poder de mercado. Num
caso extremo em que essa autoridade concorrencial constate aproveitamento desse poder, pode
ocorrer uma intervenção estrutural, se for socialmente desejável (CADE, 2018). Neste caso,
ineditamente, o CADE agiu “em caráter preventivo”.
Um modelo de parcerias no refino, reduzindo a participação da Petrobras nesse setor,
foi comunicado pela empresa ao mercado em 27 de abril de 2018. O modelo previa a criação
de duas subsidiárias nas quais a Petrobras teria 40% de participação e que teriam propriedade
sobre 4 refinarias e os ativos logísticos associados a elas (dutos e terminais) no Sul e no
Nordeste. A subsidiária do Sul teria propriedade sobre a REFAP (RS) e a REPAR (PR),
enquanto a do Nordeste incluiria a RLAM (BA) e a RNEST (PE). De acordo com o comunicado
de abril, os objetivos desse movimento eram: “mitigação de riscos, agregação de valor,
compartilhamento de conhecimentos, fortalecimento da governança corporativa e melhora da
financiabilidade (capacidade de se financiar) da empresa” (PETROBRAS, 2018ª, p. 1).
O processo competitivo teve de ser paralisado por conta de trâmites recursos e liminares
legais dos órgãos jurídicos brasileiros. Em julho de 2018, uma decisão cautelar do Ministro do
86
Supremo Tribunal Federal (STF) Ricardo Lewandowski impediu o processo de venda de filiais
da Petrobras, ao questionar a sua legalidade perante a Lei das Estatais (Lei nº 13.303/2016), e
condicionando a operação ao aval do Congresso e a um processo de licitação (PETROBRAS,
2018a). Já em janeiro de 2019, o ministro do Supremo Tribunal de Justiça (STJ), João Otávio
Noronha, permitiu a venda da filial de transporte e armazenamento de gás natural, a TAG, mas
que foi impedida por uma liminar de outro ministro do STF, Edson Fachin, emitida em maio
de 2019. Em junho, o próprio ministro Fachin revogou sua liminar e 90% da participação da
filial foi vendida a um total de R$ 33,5 bilhões (PETROBRAS, 2019).
Ao final, a Petrobras decidiu incluir mais 4 unidades de refino no seu plano de
desinvestimentos - REGAP (MG); REMAN (AM); Lubnor (CE); e SIX (PR) – e dos ativos
logísticos associados a elas, segundo expresso pelo presidente Roberto Castello Branco em
nota9.
4.2.3.3. Logística de Transporte (Transpetro)
A operação de transporte de conteúdos energéticos da Petrobras é realizada pela
Petrobras Transporte S.A. (“Transpetro”), sua subsidiária integral. Segundo o site da
Transpetro, a sua atuação é dividida em três grandes áreas: Dutos e Terminais (entrepostos
logísticos), Transporte Marítimo e Gás Natural. Dentre suas atividades, encontram-se tanto o
transporte de produtos crus extraídos pela Petrobras, nos campos offshore e continentais, para
as refinarias ou para o exterior, como o transporte de produtos derivados produzidos nas
refinarias, caso sejam transportados em dutos, terminais ou navios. Uma boa parte das refinarias
da Petrobras está associada a ativos logísticos dessa subsidiária. Ainda, a empresa atua na
importação de petróleo e derivados, gás e etanol.
Em termos de números, a empresa possui uma rede de 7.719 km de oleodutos, 7.155 km
de gasodutos, 20 terminais terrestres, 27 terminais aquaviários e uma frota com 55 navios
petroleiros. Ela possui instalações em 20 das 27 unidades federativas do país e atua por
intermédio da Transpetro International BV (TI BV) no exterior. Em 2017, sua receita
operacional bruta atingiu R$ 8,6 bilhões, com lucro líquido resultante de R$ 121 milhões.
Atualmente, a Transpetro conta com dois clientes: a Petrobras, cliente majoritária; e a
Nova Transportadora Sudeste (NTS), controlada pelo consórcio liderado pela Brookfield, uma
9 “Petrobras deve lançar venda de mais 4 refinarias até início de agosto, diz Castello Branco”, G1. 01 de julho de
2019, disponível em <https://g1.globo.com/economia/noticia/2019/07/01/petrobras-deve-lancar-venda-de-mais-
4-refinarias-ate-inicio-de-agosto-diz-castello-branco.ghtml> , acesso em 17 de agosto de 2019.
87
gestora de ativos internacional. Em 2016, o presidente da empresa, Antonio Rubens Silva
Silvino, afirmou que a transportadora era responsável por 38% do transporte marítimo da
Petrobras, e, na época, ele já indicava o interesse em expandir seu portfólio de clientes para
além da estatal10. Para o ciclo de 2019-2023, ela pretende ainda se reposicionar como uma
prestadora de serviço para terceiros.
4.2.3.4. Distribuição e Comercialização (BR Distribuidora)
A Petrobras Distribuidora S.A. (ou “BR Dristribuidora”) foi uma subsidiária da
Petrobras responsável primeiramente pela “distribuição, transporte, comércio, armazenagem,
estocagem, manipulação e industrialização de derivados de petróleo, de gás natural, de xisto ou
de outras rochas e seus correlatos, bem como de insumos relacionados com a indústria do
petróleo” (ESTATUTO SOCIAL DA PETROBRAS DISTRIBUIDORA, 2019). A condição de
subsidiária deixou de existir em julho de 2019, quando a Petrobras vendeu seu controle
majoritário sobre a BR Distribuidora.
A empresa apresenta um portfólio extenso de produtos derivados do petróleo, atuando
tanto na comercialização para pessoas físicas como para mais de 14.000 compradores
industriais e comerciais. Os segmentos principais definidos em seu website são: veículos
automotores, indústria, frotas, aviação, embarcações, agronegócio e locomotivas. Para cada
segmento, além dos combustíveis, são oferecidos outros produtos como lubrificantes, solventes,
parafinas, coque ou outros fluidos. Para a indústria, a BR Distribuidora presta também serviços
como análise da combustão e serviços de lubrificação. Por fim, são ofertados serviços para
pessoas físicas, como o programa de fidelidade Premmia e a rede de lojas de conveniência BR
Mania.
Para a análise da participação de mercado da BR Distribuidora, esses segmentos foram
divididos em três no Relatório Integrado de 2018: rede de postos, mercado consumidor (ou
grandes consumidores) e mercado de aviação. O market share da empresa nesses segmentos
nos últimos 3 anos está representado no gráfico da figura 34, em que é possível perceber que
apesar de liderar em todos eles, a empresa vem perdendo participação para os concorrentes
(PETROBRAS, 2019).
10 A afirmação foi feita durante a convenção Rio Oil & Gas, segundo matéria de Bruno Rosa, do jornal O Globo.
Matéria disponível em <https://oglobo.globo.com/economia/petroleo-e-energia/transpetro-subsidiaria-da-
petrobras-quer-clientes-alem-da-estatal-20370632> , acesso em 08 de junho de 2019.
88
Figura 34: Participação de mercado da BR Distribuidora.
Fonte: Relatório Integrado Petrobras 2018. P. 89
A revenda em postos de combustíveis é liderada pela BR Distribuidora, que possui uma
rede de 7.665 postos. Em seguida vem a Ipiranga (14% de market share); e, finalmente, a
Raízen (11,4% de market share), operando com a marca da Shell. É interessante ressaltar que
existe um conjunto de 17.000 postos de combustíveis bandeira branca, que são detentores de
43,8% do mercado, mas que recebem mais de 20% do seu produto comprado dos 3 principais
concorrentes do mercado (AGÊNCIA NACIONAL DE PETRÓLEO, 2019). Ou seja, as
principais empresas do mercado vendem seu combustível não apenas nos seus pontos, mas
também a essa grande parcela de postos que não têm uma marca estabelecida.
A BR acredita que a força de sua marca é um grande diferencial frente a seus
competidores, pela associação com confiança, bom atendimento e qualidade dos produtos. A
empresa sustenta que a rede de lojas de conveniência BR Mania (1.294 em 2017) e os centros
de serviço automotivo (1.572 em 2017) e programas de fidelidade como o Premmia (em que
pessoas físicas podem acumular pontos ao abastecer em postos da marca BR) enriquecem a
experiência do consumidor, garantindo a fidelização dos clientes, e se traduzindo em vendas
adicionais de combustíveis.
Fora do Brasil, até a publicação do Relatório Integrado, a BR Distribuidora possuía
redes de postos na Colômbia, Paraguai e Uruguai, com participação de mercado de 4%, 16,7%
e 24,4%, respectivamente. De acordo com fato relevante publicado no dia 8 de março de 2019,
entretanto, a alienação total da filial paraguaia foi concluída por um total de 380,8 milhões de
dólares (PETROBRAS, 2019).
Diferentemente da Transpetro e de outras subsidiárias, a BR Distribuidora fez uma
oferta pública de ações e abriu seu capital em 2017. A Petrobras passou de 100% para 71,25%
93
É visível a preferência de investir no setor de E&P sobre todas as outras frentes de
atuação, visto que o capital direcionado a essa etapa da cadeia do petróleo representa quase
82% do total alocado para investimento no período. É interessante também a divisão entre os
diferentes negócios, mostrando uma visão estratégica do portfólio: enquanto a força motriz é o
negócio principal que sustenta a organização atualmente, a empresa define as outras frentes
como frentes em que ela deve evoluir, mesmo que ganhem relevância apenas no longo prazo,
como acontece com a produção de energias renováveis.
Figura 35: Distribuição do CAPEX da Petrobras entre as frentes de atuação.
Fonte: Plano Nacional de Governança 2019-2023. P. 23
Olhando especificamente para os planos para o setor de Exploração e Produção, na
figura 36 encontram-se mais detalhes acerca da distribuição do investimento alocado. Em
comparação à alocação de investimentos do plano anterior (2018-2022), o plano atual aumentou
a destinação de capital investido para a exploração (descobrimento de novos poços) de US$ 6,8
bilhões para US$ 10,8 bilhões (+59%). Destaca-se o valor de US$ 48,4 bilhões destinados ao
desenvolvimento da produção no pré-sal e no pós-sal, que consiste em estabelecer a atividade
produtiva em locais onde já foi constatada a existência de petróleo, e por isso um investimento
menos arriscado.
94
Figura 36: Detalhamento do investimento em E&P para o período de 2019 a 2023.
Fonte: Plano de Negócios e Gestão 2019-2023. P.25.
A produção de petróleo apresenta uma previsão de crescimento expressivo de 10% na
comparação de 2019 com 2018. O Plano calcula também um crescimento médio anual (CAGR)
de 5% para a produção total de petróleo e gás durante o período, a partir de 2019. Esses valores
levam em conta o começo ou aumento de produção em contratos de produção já fechados e a
contratação e desenvolvimento de outros 8 projetos. Caso as previsões se concretizem, a
produção de petróleo em 2023 pode chegar a 2,8 milhões de barris por dia, um crescimento de
33% em relação a 2018.
Em seguida, são apresentadas três inciativas principais para garantir a geração de valor
e a rentabilidade das atividades de E&P: (1) o aumento da receita pela entrada em produção de
13 novos sistemas e a revitalização da Bacia de Campos; (2) a gestão ativa do portfólio, com
investimento em campos de alta rentabilidade e fechamento de parcerias estratégicas e (3) a
eficiência de custos, com custo de extração do pré-sal menor que 7 dólares por barril, em 2020,
e custo geral de extração menor que 10 dólares por barril, também em 2020.
Para as áreas de Refino, Gás Natural e Renováveis (RGN), o primeiro ponto a salientar,
e o mais importante para a análise a ser feita por esse projeto, é a proposta de redução da
presença da Petrobras de 99% para quase 50% da produção nacional de refino, desinvestindo
de 8 ativos no Sul e no Nordeste. Isso significa desfazer o monopólio atual da Petrobras sobre
esse setor, desinvestindo de refinarias que representam uma fatia bastante expressiva da
capacidade nacional de refino: da ordem de 1,1 milhão de barris de petróleo por dia,
equivalentes a 48% do total.
95
Pelo lado das fontes e usos de capital, o Plano prevê um valor total de R$ 143,1 bilhões
necessário para cobrir os investimentos, as amortizações e as despesas financeiras. A maior
parte desse valor (80%) tem origem na geração de caixa das operações da Petrobras, mas
destacam-se também o uso de 2 bilhões de dólares do caixa, evitando novas captações, e a
arrecadação de 26,9 bilhões (19% do total) com o programa de desinvestimentos. A figura 37
ilustra essa divisão.
Figura 37: Fontes e usos dos recursos financeiros para o período de 2019 a 2023.
Fonte: Plano de Negócios e Gestão 2019-2023. P. 38.
À época da divulgação do PNG, encontravam-se suspensos por decisão judicial as
parcerias no setor de refino; a alienação de 90% da Transportadora Associada de Gás (TAG),
operadora de transporte de gás; e a venda de duas unidades de produção de fertilizantes. Com
teaser divulgado e em fase não-vinculante (quando não há nenhum vínculo entre os interessados
e a Petrobras) encontravam-se campos terrestres no Polo da Lagoa Parda; campos de águas
rasas no RN; e a BSBios, fabricante de biodiesel. Em fase vinculante, quando já existe um certo
compromisso entre os interessados e a Petrobras, encontravam-se a refinaria de Pasadena;
campos de águas rasas no RJ, SP, CE e SE; campos terrestres; campos de águas profundas em
SE e AL; e 3 campos do pós-sal da Bacia de Campos. A ausência de campos do pré-sal no
pacote mostra o alinhamento entre as diretrizes definidas e o programa de desinvestimentos.
Com base na estratégia anunciada no documento, o PNG lista então as competências
críticas mapeadas para os negócios da Petrobras nos próximos anos, apresentadas na figura 38.
É interessante notar que, além de organizar as competências importantes para os próximos anos
de acordo com suas unidades de negócios, reafirmando as diretrizes apresentadas
96
anteriormente, são apresentadas também competências transversais que atendem a toda a
empresa.
Finalmente, o Plano apresenta a contribuição estimada tanto para os investidores quanto
para a sociedade.
Para os primeiros, o principal ponto buscado é a disciplina de capital e retorno
financeiro, por meio: do atingimento da meta do retorno sobre o capital empregado (ROCE)
acima de 11% em 2020; da alocação eficiente de investimentos; da aprovação de projetos
importantes; do atingimento da alavancagem ótima em 25%11; e da manutenção da política de
remuneração aos acionistas. Esse foco indica que as métricas financeiras são hoje um grande
direcionador das decisões estratégicas da Petrobras.
Já para a segunda, o Plano prevê: R$ 600 bilhões em tributos federais, estaduais e
municipais; R$ 13 bilhões em investimentos em P&D, sendo metade do valor alocado em
universidades brasileiras; R$ 6 bilhões em projetos sociais e ambientais no país; e criação de
cerca de 450 mil postos de trabalho. Ao anunciar as contribuições esperadas à sociedade junto
com o retorno aos acionistas, o PNG parece ter como objetivo mostrar que resultados
financeiros positivos para os investidores andam lado a lado com o retorno para a sociedade.
Figura 38: Competências críticas mapeadas no PNG 2019-2023.
Fonte: Plano de Negócios e Gestão 2019-2023. P. 42.
11 O tipo de alavancagem não está explícito no texto, mas supôe-se que corresponderia ao índice Dívida
Líquida/Capital Total (Debt-to-capital), baseado na ordem de grandeza desse indicador no mercado da Petrobras.
98
diária média de 2,8 mil barris de petróleo e 588 mil m3 de gás. Esse movimento reafirma que o
foco não é apenas E&P, mais especificamente E&P offshore do pré-sal.
Em outra frente também houve avanços recentes. Como explicado anteriormente, o
contrato de cessão onerosa do pré-sal, assinado em 2010, continha cláusulas que determinavam
a renegociação do valor pago pela Petrobras ao Estado caso o preço do barril de petróleo
mudasse ao longo dos anos de exploração. Como o petróleo sofreu uma queda brusca nos preços
durante o período, a empresa solicitou um reajuste do contrato em 2013. Assim, dando
continuidade a um comunicado emitido em 17 de maio de 2018 que afirmava que estava em
curso a renegociação do contrato, em 9 de abril de 2019 o Governo Federal fechou um acordo
com a Petrobras em que aceitou pagar 9,1 bilhões de dólares pela revisão desse contrato
(NASCIMENTO, 2019a).
Com isso, diminuíram as incertezas para a realização do próximo leilão de áreas do pré-
sal no segundo semestre de 2019, em que será ofertado o excedente (em relação aos 5 bilhões
de barris de óleo cedidos pelo Estado) descoberto pela Petrobras nas áreas da cessão onerosa –
estimado em 6 a 10 bilhões de barris de petróleo (NASCIMENTO, 2019a). Os vencedores desse
leilão pagarão ainda uma compensação à Petrobras pelos investimentos realizados para explorar
a área, que o pode chegar a 7,4 bilhões de dólares, segundo estimativas do Santander
(RAMALHO e TRUFFI, 2019).
A entrada desses valores no caixa da empresa e a aceleração do programa de
desinvestimentos promovida pelo atual presidente fizeram com que as estimativas de
investimento para os anos de 2019 a 2023 aumentassem de 84 bilhões de dólares para 105
bilhões de dólares, como informa reportagem do jornal Valor Econômico, de acordo com o que
foi apresentado em audiência na Comissão de Minas e Energia da Câmara dos Deputados em
12 de junho de 2019. Todos os 21 bilhões de dólares excedentes serão destinados a
investimentos na área de Exploração e Produção de petróleo, que passará do nível atual de 68,8
bilhões de dólares para 90 bilhões de dólares, aumentando 3,9 pp sua participação no total dos
investimentos (RAMALHO e TRUFFI, 2019).
99
5. ANÁLISE CRÍTICA DO PNG 2019-2023
O Plano de Negócios 2019-2023 da Petrobras e seus movimentos recentes apresentam
as diretrizes claras da sua estratégia corporativa para a cadeia do petróleo: maximização do
valor da empresa através do foco na Exploração e Produção em águas profundas, com
desinvestimento em outros setores como o refino e a distribuição, e também campos localizados
no continente ou em águas rasas.
O presente capítulo fará uma análise crítica dessa opção da empresa sob a ótica da
literatura acadêmica da estratégia corporativa, da estrutura do setor de petróleo e do contexto
atual dos mercados em que a empresa está inserida. Em primeiro lugar, será discutida a lógica
mais profunda por trás das escolhas expostas no PNG, avaliando sua coerência e ligando-a com
os objetivos de longo prazo da Petrobras. Em seguida, será avaliado o impacto das mudanças
sobre a vantagem corporativa (conforme definida no capítulo 2) que pode emergir da integração
dessas atividades, considerando as suas naturezas e as interfaces entre elas na cadeia de
petróleo. Serão discutidos também alguns riscos associados a esse processo, e, por fim, alguns
desdobramentos sociais que o plano pode ter.
Vale ressaltar que o midstream não será tratado em particular nessa análise crítica, mas
sim como parte integrante dos ativos do upstream ou do downstream, dependendo de qual for
a sua associação. Foi feita essa escolha pois o plano da Petrobras não trata essa etapa da cadeia
separadamente, mas sim de forma conjunta com as outras atividades. Um exemplo que justifica
essa opção é que a venda das refinarias será feita junto com os ativos logísticos integrados,
como os terminais de despacho e recebimento, da mesma forma que cada plataforma pode estar
conectada a estruturas específicas de distribuição de óleo cru. Adicionalmente, até julho de
2019, não se encontrou nenhuma menção direta ao que está planejado para a Transpetro nos
comunicados e documentos da Petrobras, assumindo-se que essa não pretende vender seu
controle daquela em um horizonte visível.
5.1. DISCUSSÃO ESTRATÉGICA
5.1.1. A lógica de maximização da rentabilidade
No início deste projeto, foi definido que a Petrobras seria analisada tendo em mente o
seu objetivo de garantir rentabilidade aos acionistas, como qualquer empresa deve fazer para
conseguir sobreviver. Quando não faz sentido para os investidores colocar dinheiro em uma
empresa, por ela não oferecer um retorno aceitável (considerando o risco envolvido), essa
100
entidade capitalista deixa de ser efetiva, uma vez que não cumpre seu objetivo primário, e,
assim tende ao desaparecimento.
Dessa forma, é essencial que ao desenhar seus planos estratégicos, as empresas tenham
em mente essa sustentabilidade no longo prazo. No caso da Petrobras, esse objetivo está
representado no indicador de Retorno sobre o Capital Investido (ROCE), que acompanhado da
Taxa de Acidentes Registráveis (TAR), como medida da segurança do trabalho, e da
alavancagem financeira (dívida líquida/EBITDA), como medida da saúde financeira,
representam as três métricas principais da empresa para os próximos anos. Por isso, a Petrobras
optou por focar na distribuição eficiente de seus investimentos, identificando onde consegue
maior rentabilidade, de forma a maximizar o retorno gerado por cada real investido, de acordo
com as suas vantagens competitivas e com a rentabilidade de cada negócio.
Essa prioridade estratégica da gerência da Petrobras está em consonância com grande
parte das tendências do setor (como apresentado na seção 3.3.3).
Ao investigar os estudos mais recentes de três diferentes consultorias da indústria do
petróleo (PwC, Deloitte e Ernst & Young), é possível verificar uma ideia comum entre elas, de
que as empresas do setor têm focado na disciplina de alocação de capital, direcionando-o para
as melhores oportunidades e desinvestindo das iniciativas menos rentáveis. Isso seria uma
consequência do período da incerteza sobre o futuro da indústria, depois do período recente de
forte baixa dos preços do petróleo.
Quando se busca os relatórios estratégicos anuais das grandes empresas de petróleo, essa
tendência é confirmada com exemplos concretos. British Petroleum, Shell, Chevron e Equinor
colocam claramente que têm gerido ativamente seu portfólio para focar em algumas áreas
principais que fazem parte do seu core, que em todas elas incluem as atividades de exploração
e produção.
A BP afirma estar focando no upstream, no varejo de combustíveis e em fontes de baixo
carbono. A Shell coloca ênfase no investimento em projetos competitivos e na venda de
negócios fora do core, mas não explicita as áreas ou atividades específicas para as quais voltará
seu foco - apesar de direcionar mais de 50% dos seus investimentos para o upstream e 30%
para o downstream. A Chevron prioriza também o upstream, além da excelência no midstream,
realizando apenas investimentos direcionados no downstream. A Equinor reafirma o foco na
exploração da bacia norueguesa, em poucas áreas internacionais core de exploração (como o
pré-sal brasileiro), em fontes renováveis de energia e na distribuição de energia. Das empresas
estudadas, a única que não coloca essa questão como prioridade é a norteamericana
101
ExxonMobil, que acredita no poder de um portfólio integrado e diversificado para mitigar os
riscos.
É dessa lógica de focar os investimentos naquilo que trará maior retorno e desinvestindo
das demais atividades que parece emergir a escolha da Petrobras de focar os investimentos na
exploração e produção de águas profundas, especificamente no pré-sal. Desde a década de 60,
como mostrado no capítulo 4.1, a empresa vem desenvolvendo a expertise e o ferramental
necessário para extrair petróleo em águas profundas com viabilidade econômica. Foram
realizados investimentos vultosos em pesquisa e desenvolvimento para alcançar esse objetivo,
com um modelo inovador de parcerias com diversas outras organizações, e, graças a isso, a
empresa se posicionou à frente das demais concorrentes na modalidade. Hoje em dia, como
apresentado na seção 4.2.3.1, a Petrobras é líder inconteste na produção de petróleo no pré-sal,
à frente inclusive das grandes empresas internacionais integradas de petróleo, devido a um
conjunto de capacitações desenvolvidas ao longo de várias décadas, financiadas
majoritariamente pelo Estado brasileiro, visando a autossuficiência desse recurso.
Essa competência no pré-sal atende a todos os requisitos do framework VRIO para a
avaliação da geração de vantagem competitiva sustentável, de acordo com o apresentado na
seção 2.2.2, baseado no trabalho de Barney (1995): (1) ela possui valor, pois permite à empresa
explorar poços profundos de petróleo, especialmente na camada do pré-sal, a custos mais
baixos; (2) é uma competência rara, visto que a Petrobras é uma das poucas empresas do setor
que a possui; (3) é difícil de ser imitada, dada à necessidade de altos investimentos em pesquisa
e desenvolvimento ao longo de várias décadas necessários para adquiri-la; e (4) a Petrobras é
capaz de capturar seu valor, como tem feito com a produção no pré-sal, que cresce ano após
ano. Nessa situação, pode-se afirmar que a competência de exploração de petróleo em águas
profundas garante uma vantagem competitiva sustentável à Petrobras no setor de E&P,
capacitando-a para capturar um valor maior do que as concorrentes nessa etapa, o que reforça
a decisão da gestão em concentrar os investimentos nessa unidade de negócio.
Além de a Petrobras apresentar diferenciais nessa etapa, historicamente essa tem sido a
atividade mais nobre da cadeia, na qual as empresas tendem a extrair os maiores retornos, apesar
de incorrerem nos maiores riscos, devido à incerteza da existência de petróleo nos locais de
exploração, à dificuldade de operacionalizar a produção (conforme apresentado na seção 3.2) e
à flutuação do preço do barril. Ao comparar a operação da Petrobras na etapa de E&P com as
etapas a jusante da cadeia (Refino, Transporte e Comercialização - RTC), percebe-se que o
EBITDA gerado por barril no upstream é 5 vezes maior do que o gerado pela operação agregada
102
de RTC. Isso aponta para uma maior rentabilidade do E&P para a Petrobras, que é verificada
como constante ao longo das últimas décadas, mas que ainda assim não deve ser considerada
como completamente assegurada nas que virão.
Ao considerar as perspectivas futuras da etapa de Exploração e Produção, observa-se
que elas são melhores exatamente nessa parte em que a Petrobras possui um posicionamento
superior ao de seus concorrentes. Conforme explicado na seção 3.1.2, se por um lado os
cenários futuros mostram que não deve haver muito crescimento da demanda por petróleo nos
próximos 20 anos, por outro, a capacidade de produção dos poços já em fase de exploração não
será suficiente para atender nem metade da demanda mundial, no pior dos cenários previstos.
Levando em conta esse panorama, serão necessários massivos investimentos em E&P (da
ordem de trilhões de dólares), para encontrar e desenvolver novas reservas de petróleo. Dentre
essas novas reservas, uma quantidade significativa encontra-se em águas profundas, por ser
uma fronteira relativamente menos explorada, e é exatamente nela que a Petrobras tem sua
maior expertise. Por outro lado, a escala da produção e distribuição de produtos refinados não
deve mudar muito, pelo crescimento tímido da demanda, abrindo menos espaço para novos
investimentos de expansão.
Num cenário em que uma grande parte das reservas mundiais se encontra em países
instáveis politicamente (figuras 13 e 14), o acesso a fontes seguras de petróleo torna-se um
grande diferencial para as empresas do setor. A Petrobras também possui uma vantagem frente
aos seus concorrentes nesse quesito, por operar majoritariamente no Brasil, um país
relativamente estável geopoliticamente. Esse, inclusive, tem sido outro dos principais motivos
para o grande interesse mundial nos enormes reservatórios do pré-sal brasileiro.
A Petrobras, portanto, já possui predominância técnica e legal sobre as concorrentes
para explorar uma nova importante reserva de petróleo em águas profundas e de baixo risco - o
pré-sal (seção 4.1.4). Essas reservas já são cobiçadas por empresas do mundo inteiro, por conta
da sua alta qualidade e do seu alto valor econômico. Contudo, ainda é necessário que a Petrobras
dispenda altos valores para aumentar sua produção de petróleo nessa região, tanto para
desenvolver poços sobre os quais já obteve os direitos, como para obter direitos sobre novos
poços em futuras rodadas de partilha e concessão, e assim aumentar a sua produção para
capturar o máximo de valor da vantagem da sua posição frente às concorrentes, como previsto
no PNG.
Embora tenha ocorrido uma melhora nos seus resultados financeiros de 2016 para 2018
(seção 4.2.2), eles não são suficientes para financiar essa operação. Buscar financiamento com
103
terceiros não seria coerente com o objetivo para uma das outras duas métricas mais relevantes,
que é reduzir a alavancagem financeira, considerando também que a relação dívida
líquida/EBITDA da Petrobras ainda está acima da de seus pares do setor. Uma alternativa para
financiamento, é, desse modo, conseguir os recursos internamente por meio da venda de ativos
ou de negócios inteiros - e é por isso que há sentido apresentar essa proposta como estratégia
deliberada pela empresa - conforme apresentado no gráfico de fontes e usos do PNG (figura
34).
Olhando especificamente para a cadeia do petróleo, a Petrobras pretende desinvestir de
alguns campos de exploração fora do pré-sal, de oito das suas catorze refinarias e de uma fatia
de 29% da BR Distribuidora. Com a venda das refinarias, que possuem conjuntamente uma
capacidade de 1,1 milhão de barris dia (aproximadamente 50% da capacidade total de todas as
refinarias), a Petrobras concentrará sua operação de refino completamente na região Sudeste,
cedendo sua presença geográfica no Sul e no Nordeste, conforme comentado anteriormente. Já
a operação de venda da parcela da BR Distribuidora arrecadou um valor de R$ 8,6 bilhões, mas
deixou a Petrobras com menos de 50% do valor da empresa, de fato cedendo o controle
majoritário sobre a subsidiária.
Em campos fora do pré-sal, a Petrobras não apresenta uma liderança tão clara quando
comparada às IOCs e outras empresas internacionais, que realizam operações tanto onshore
quanto offshore ao redor do mundo e em seus países de origem, já tendo expertise avançada.
Por outro lado, o pré-sal é um tipo de reserva encontrado majoritariamente no Brasil, e por isso
a competência desenvolvida pela Petrobras é mais distinta. Além disso, como apresentado na
seção 4.2.3.1, os poços do pré-sal são consideravelmente mais produtivos e o óleo extraído é
de maior qualidade, com menor custo de refino, características que contribuem para sua maior
rentabilidade.
Quanto ao setor de refino, apesar de a empresa possuir o monopólio do mercado
nacional, não foram identificados diferenciais que fizessem de sua operação superior à de outras
empresas, e, como explicado anteriormente, o lucro por barril gerado por essa atividade tende
a ser mais baixo. Além disso, vender parte das refinarias quebra o monopólio e evita que
problemas ligados a essa estrutura de mercado se repitam no futuro: o monopólio possibilita,
por exemplo, que o governo interfira nos preços nacionais de saída das refinarias, como foi feito
entre 2011 e 2014, e assim prejudique a lucratividade da Petrobras (vide seção 4.1.5). Quebrado
o monopólio, o Estado perde o controle de um instrumento que já foi utilizado com o intuito de
104
atender a certas demandas de parte da sociedade; por outro lado, a Petrobras, enquanto empresa,
diminui o risco de ter sua rentabilidade prejudicada pelo seu acionista majoritário.
Propor espontaneamente a venda de algumas das refinarias, por último, afasta também
o risco de o CADE identificar possíveis práticas anticoncorrenciais e aplicar multas, ou exigir
a alienação compulsória de parte dos ativos, que acabaria sendo realizada por um valor mais
baixo. O Termo de Compromisso de Cessação, que estabelece o modelo de desinvestimento,
foi, inclusive, desenvolvido em conjunto com o Conselho e o Ministério de Minas e Energia
(MME) para aumentar a garantia que se formasse um mercado competitivo (NASCIMENTO,
2019b).
Vale ressaltar, entretanto, que a Petrobras optou por manter suas quatro grandes
refinarias da Região Sudeste, que representam quase metade da capacidade nacional, e
apresentam posição competitiva privilegiada, pela sua proximidade com os principais mercados
consumidores do país e com os poços do pré-sal - tópico que será retomado na próxima seção.
Por fim, tem-se a operação realizada com a BR Distribuidora, em que a participação da
Petrobras caiu de 71% para 41%, com planos de diminuir ainda mais esse valor. O mercado de
distribuição no Brasil é altamente competitivo, com diversos players, alta taxa de postos sem
bandeira, intensa guerra de preços e poucas barreiras de entrada. Conforme explicado na seção
3.2.4, novos players de baixo custo, como por exemplo supermercados, entraram nesse mercado
nos Estados Unidos e na Europa, e o mesmo pode acontecer no Brasil, acirrando ainda mais a
competição. Apesar de a Petrobras de ter sido a líder nesse mercado, atualmente ele é
estruturalmente menos atrativo, justificando a venda.
Considerando exclusivamente a posição competitiva da Petrobras em cada negócio e as
oportunidades apresentadas nessa seção, é justificável o direcionamento dos seus investimentos
na cadeia de petróleo para a Exploração e Produção, em detrimento das atividades do
downstream, tendo em vista o objetivo de maximizar a rentabilidade da empresa. Ela possui
uma vantagem competitiva sustentável e superior a de seus concorrentes nessa etapa, que é
também a mais lucrativa e com melhores perspectivas para as próximas décadas. Para financiar
os investimentos necessários para aumentar a sua produção no pré-sal, sem que seja captado
dinheiro de terceiros, os desinvestimentos de ativos menos rentáveis se apresentam como uma
opção coerente, em primeira análise, e estão em linha com as diretrizes estratégicas perseguidas
pela maior parte das grandes empresas do setor.
Em seguida, serão analisados os impactos que esses desinvestimentos da cadeia do
petróleo podem ter sobre a vantagem corporativa que essas unidades de negócio podem ganhar
106
Tabela 5: Comparação entre as 3 etapas principais da cadeia do petróleo.
Exploração e Produção Refino Distribuição
Natureza das
atividades
Descoberta e extração de
recurso mineral do subsolo
Transformação físico-
química de produtos
Logística de transporte
e comercialização
Formação dos
preços
Benchmarks internacionais
com base em negociações
globais diárias
Paridade com o custo de
importar o produto
refinado
Preço da refinaria
somado aos impostos e
à margem de
distribuição
Perfil dos
clientes
Unidades de refino
próprias ou terceirizadas
Distribuidoras de
combustíveis e outros
produtos refinados
Grande número de
pessoas físicas ou
clientes industriais
Natureza da
competição
A nível global quanto à
venda de óleo cru e quanto
ao direito de explorar e
produzir reservas
Competição entre
refinarias locais e com
produtos importados
Forte competição por
preços, devido à pouca
diferenciação percebida
Capacitação
distintiva
Alta tecnologia para
descobrir petróleo e
maximizar o fator de
recuperação dos poços ao
menor custo
Gestão eficiente das
operações, reduzindo os
custos para aumentar a
margem
Capacidade de fidelizar
os clientes
individualmente
Fonte: Elaboração própria.
Considerando esses aspectos, e tomando-os como base de comparação com a metáfora
da árvore da competência essencial de Prahalad e Hamel, pode-se considerar que as unidades
de negócio da Petrobras na cadeia do petróleo não parecem ser folhas da mesma árvore, pois
não parece haver “um sistema de raiz que provê nutrição, sustentação e estabilidade” a eles – a
competência essencial.
De fato, quando se observa a estrutura de gestão e governança da Petrobras, o ponto de
fraca relação entre as atividades é reforçado, apesar de elas serem parte da mesma cadeia, e,
assim, inevitavelmente estarem conectadas umas às outras. De acordo com o quadro de
107
avaliação proposto por Ghemawat (2007), apresentado na figura 8 da seção 2.2.4, pode-se
afirmar que:
(1) a natureza dos recursos comuns entre os negócios de petróleo da empresa tende a ser
genérica, e não especializada, como explicado;
(2) os mecanismos de coordenação usados estão muito mais próximos de “transferência
de recursos/habilidades” do que de “compartilhamento de atividades/recursos”, como também
observado acima. Em outras palavras, não há recursos que possam ser compartilhados por duas
ou mais unidades de negócio – quando se é necessário que um recurso seja aproveitado em
outra UEN, como recursos humanos, por exemplo, é necessário transferi-lo completamente de
uma a outra;
(3) os sistemas de controle não são baseados no âmbito operacional das unidades de
negócio, considerando o baixo compartilhamento de recursos e atividades, tendendo mais para
a performance financeira.
Essas características colocam a Petrobras mais próxima ao modelo de “corporações de
negócios não relacionados ou independentes”, mesmo que eles sejam parte da mesma cadeia,
reforçando os argumentos apresentados anteriormente. Ela de fato já possui uma estrutura de
gestão que se aproxima desse modelo, o que pode ser verificado na seção 4.2.1. A divisão de
Exploração e Produção encontra-se numa diretoria executiva separada do Refino (a maior
separação possível dentro da corporação), e a Distribuição e a Comercialização são feitas por
subsidiárias, que se encontram fora da estrutura corporativa da Petrobras. Aquelas eram
controladas por essa, visto que possuí a maior parte de suas ações. O ponto de contato entre os
negócios, na estrutura organizacional, se dá a nível de Diretoria Executiva.
Essa baixa relação entre as atividades, que parecem possuir poucos pontos em comum,
limita o compartilhamento de recursos, capacitações e competências entre E&P, Refino,
Distribuição e Comercialização. Essa fonte de vantagem corporativa, portanto, parece ser de
menor ou mesmo pouca relevância nesse caso.
Considerando o triângulo de estratégia corporativa de Montgomery e Collins (1998), foi
abordado o lado dos recursos, sobre o qual se concluiu pouca contribuição para a construção de
vantagem corporativa.
A estrutura organizacional da Petrobras também não parece ter sido projetada pensando
na contribuição para esse objetivo, com as unidades de negócio em questão geridas de forma
bastante separada. É preciso avaliar ainda, entretanto, como se dá a interface entre essas
108
atividades da cadeia de petróleo para determinar se há vantagens corporativas decorrentes da
interação entre os negócios ou mercados - uma questão de integração vertical.
5.1.2.2. Coordenação de atividades (integração vertical)
Quando se analisa o escopo vertical, como apresentado no capítulo 2, é importante
avaliar as vantagens e desvantagens entre utilizar o mercado ou integrar as operações, de acordo
com os custos de transação entre os elos da cadeia. As ineficiências da contratação em mercado
podem justificar uma operação integrada, enquanto a existência de um mercado eficiente,
combinada com a necessidade de flexibilidade, podem ser indicadores de que é vantajoso
manter os negócios separados.
No caso da cadeia de petróleo, serão avaliados, para a Exploração e Produção, o Refino
e a Distribuição de Combustíveis, os custos de transação e sua relação com as necessidades de
cada um dos negócios para identificar se há fontes de vantagem corporativa na integração dos
elos da cadeia.
O primeiro elo a ser analisado se dá entre o E&P e as refinarias. As atividades de
Exploração e Produção de petróleo, por estarem no início da cadeia, permitem apenas
integração em direção ao mercado, cujo principal objetivo pode ser considerado garantir a
demanda contínua por petróleo cru extraído dos poços, a preços atrativos, evitando os custos de
transação do mercado aberto.
Como explicado no capítulo 2, sabe-se que os mercados de óleo cru são competitivos a
nível global, com preços de benchmark para cada tipo de petróleo, definidos pelas negociações
diárias ao redor do mundo. Por isso, esse mercado apresenta uma alta eficiência, com baixo
custo de transação, já que os vendedores e operadores do upstream podem negociar contratos
spot no mercado mundial, havendo pouco espaço para barganha em relação aos preços
internacionais de referência.
Considerando particularmente o petróleo extraído do pré-sal brasileiro, por ser um óleo
leve e de fácil refino, ele apresenta maior liquidez no mercado internacional, facilitando as
negociações em mercado aberto. Diferentemente dos óleos leves, os óleos pesados requerem
refinarias mais complexas para serem transformados em combustíveis, limitando o mercado
potencial. Assim, o escoamento da produção do pré-sal é facilitado pela sua maior flexibilidade
em relação aos possíveis compradores, que garante um nível de demanda maior e mais estável
do que o de óleos pesados.
109
Mesmo quando se compara a venda em mercado aberto com a passagem do petróleo
dentro de uma cadeia integrada, do poço à refinaria, faz sentido que os preços de benchmark
continuam sendo observados, não havendo vantagens na integração. Caso a operação upstream
passe o petróleo à refinaria abaixo desse preço de referência, com objetivo de obter melhores
resultados no refino, ela está deixando de aproveitar a oportunidade de lucrar mais com a
transação, e, na melhor das hipóteses, apenas transferindo um lucro que seria obtido em uma
etapa (E&P) para outra. Se essa venda for feita acima do preço de referência, quem sai
prejudicado é o setor downstream, para o qual, nesse caso, faria mais sentido realizar a aquisição
com outro produtor de petróleo negociando no preço de referência.
Desse modo, a operação integrada com o downstream parece não trazer vantagem
corporativa para o upstream, quanto aos custos de transação e, como visto anteriormente,
também quanto ao compartilhamento de recursos (no sentido amplo).
Essa mesma interface entre as etapas, quando olhada pela ótica das refinarias, suscita
questões diferentes. Para esse negócio, a integração com o upstream tem efeitos ambíguos, ao
passo que gera um compromisso de longo prazo entre as unidades de negócio em detrimento
da flexibilidade da refinaria para realizar as compras de óleo cru.
Por um lado, a integração garante o abastecimento da refinaria de seu principal insumo,
o que é extremamente importante pela necessidade de maximizar a eficiência, evitando
interrupções da produção. Nesse caso, como explicado anteriormente, não se trata do preço do
insumo, que geralmente é dado pela referência internacional, mas sim da sua disponibilidade a
todo momento, que pode ser difícil de obter no mercado aberto, ou dos custos logísticos. Por
outro lado, a refinaria passa a ter menos liberdade para aproveitar as oportunidades
momentâneas que surgem das variações de preço dos diferentes tipos e origens de petróleo -
reduzindo as oportunidades de otimização dos seus custos com matéria-prima, o que é um ponto
crítico da sua operação. Quando a operação é livre, por exemplo, a refinaria pode escolher, de
acordo com os preços spot, se naquele momento faz mais sentido financeiro comprar um óleo
mais pesado que será mais custoso para refinar, ou um óleo mais leve, cujo refino é menos
complexo, caso ela seja flexível a ponto de trabalhar com os dois produtos.
A força de cada um desses fatores dependerá do contexto em que cada refinaria está
inserida, tanto em termos do seu acesso a fontes de óleo cru, como das características de suas
instalações. Entretanto, com a evolução recente experimentada pelos mercados globais quanto
à informação e aos transportes, a tendência é que cada vez mais tenhamos refinarias
desintegradas, já que, em condições relativamente normais de mercado (em que não haja uma
110
grande suboferta global), o acesso rápido e confiável a fontes de petróleo tende a se tornar
menos complicado.
No caso da Petrobras, a opção foi por manter as refinarias que possuem as vantagens da
integração mais evidentes e melhor posição competitiva, e desinvestir das outras. As refinarias
mantidas em seu portfólio são as suas “joias da coroa”, que mais se beneficiam da integração
com as operações no pré-sal, aproveitando essa fonte de vantagem corporativa. Além disso, elas
são as que apresentam as condições mercadológicas mais favoráveis quanto à demanda. A única
exceção é a refinaria Clara Camarão, no RN. Essas refinarias nos estados de São Paulo e Rio
de Janeiro localizam-se próximas às bacias de Santos e de Campos, com logística privilegiada
para receber e refinar o petróleo de alta qualidade do pré-sal - o que é uma vantagem pelo lado
da oferta - permitindo atender a demanda com agilidade. Pelo lado da demanda, elas localizam-
se na região mais rica, densa e populosa do país, onde está localizada, portanto a maior demanda
por combustíveis e derivados de alto valor.
Por último, o outro elo relevante da cadeia se dá dentro da etapa downstream, entre as
refinarias e as distribuidoras de combustíveis. Para esse elo, a troca de informações é
extremamente relevante: atender a demanda do mercado com agilidade e precisão é importante
para maximizar a eficiência da refinaria e da distribuidora. Nesses negócios em que as margens
tendem a ser baixas, como explicado no capítulo 2, esse é um fator crítico para garantir a
lucratividade.
Quanto mais granular e instantâneo for o intercâmbio de informações entre a refinaria
e a ponta da cadeia, mais preciso pode ser o planejamento da produção da refinaria e a compra
por parte das distribuidoras. Com isso, reduzem-se os estoques de produtos acabados para os
dois agentes e atende-se de forma mais ágil a demanda dos consumidores finais. No caso da
refinaria, ainda, o estoque de produtos acabados tem um custo ainda maior do que o estoque de
petróleo cru, pois não há flexibilidade para ser transformado em outros produtos, resultando em
altos custos de armazenamento em tanques para a unidade de refino.
Nesse caso, a integração vertical pode ser uma forma de garantir ações coordenadas
entre as duas etapas, facilitando o fluxo de informações de forma a evitar problemas logísticos
(entre eles, por exemplo, o “efeito chicote”) e garantindo o abastecimento adequado. Todavia,
uma tendência atual é a maior disponibilização de informações ao longo de diversas cadeias,
resultante do interesse que ambos fornecedor e comprador atinjam seus objetivos. Isso é
facilitado pelas novas tecnologias de informação e comunicação. Assim, mesmo nesse caso a
operação integrada não é a única forma de alcançar essa vantagem competitiva.
111
Transportando esses conceitos para a estratégia deliberada pela Petrobras para essas
duas etapas, sabe-se que, para as refinarias que continuam no portfólio, essas condições de
integração não mudam, e se mantem a coordenação das atividades. Quanto ao segmento de
comercialização, é necessário que a Petrobras busque manter uma relação de cooperação e
compartilhamento de informações com os atores do setor, uma vez que essa cedeu seu controle
sobre a BR Distribuidora, que hoje domina mais de 20% do mercado.
Percebe-se, dessa forma, que a opção da Petrobras de vender parte da sua operação
downstream não impacta a posição competitiva e a rentabilidade do seu negócio de Exploração
e Produção, quando considerada a interface entre as atividades, uma vez que a demanda interna
é facilmente substituível, com poucos custos, pela demanda de mercado. Ao mesmo tempo,
mantem-se os melhores ativos do refino, nos quais se observa provável vantagem corporativa.
Entretanto, existem alguns pontos de atenção quanto a essa desintegração, os quais, num
cenário em que a empresa desinvestisse totalmente do downstream, e ficasse apenas com suas
operações de E&P, levariam ao provável surgimento de problemas.
Em primeiro lugar, é preciso destacar que, mesmo não havendo uma vantagem
corporativa clara pelo lado do upstream, os negócios são complementares e sujeitos às
oscilações de performance, fazendo com que a operação combinada e coordenada reduza o risco
global. Nos momentos de baixo preço do petróleo, o downstream consegue auferir mais lucros
ao não repassar a totalidade da redução ao consumidor. Por outro lado, quando os preços estão
altos o lucro do upstream é maior em detrimento do downstream, que fica com as margens
pressionadas. Esse é o principal motivo pelo qual a ExxonMobil defende a integração
(EXXONMOBIL, 2019).
No caso da Petrobras, por estar vendendo cerca de 50% da capacidade de refino e ter
vendido seu controle da BR Distribuidora, a exposição a esse risco aumenta. Caso a empresa
mantenha uma operação robusta no downstream, ainda existirá um certo “colchão” de
amortecimento da volatilidade de seus resultados globais, que esse trabalho não estimou, senão,
com cerca de 50% do que se tinha com a empresa totalmente integrada.
Um segundo ponto relevante é o acesso às informações dos padrões de consumo na
ponta da cadeia, fornecidas pela BR Distribuidora, que guiam diretrizes estratégicas e de
operações de médio-longo prazo, como por exemplo investimentos em ativos logísticos ou
mudanças no mix de produtos de refinarias. Caso a Petrobras se desfizesse totalmente de sua
rede de distribuição de combustíveis, ela perderia a visibilidade das mudanças do mercado final,
112
ficando restrita aos dados publicados pela ANP. Assim, seria mais difícil para a empresa se
posicionar para atender às tendências futuras do seu mercado.
Buscou-se outros estudos sobre a temática, especialmente dos últimos 10 anos, tanto
com conclusões semelhantes como divergentes, a fim de construir base de comparação para o
presente, mas esses se mostraram difíceis de encontrar na literatura acadêmica12. Dois estudos
relativamente antigos, de Levin (1981) e Barrera-Ray (1995), analisaram a relação entre a
integração e a lucratividade de empresas de petróleo e concluíram que empresas de petróleo
integradas verticalmente não apresentam desempenho superior ao de suas competidoras que
atuam em apenas uma etapa da cadeia, mesmo diante da justificativa da ExxonMobil em prol
da redução de riscos.
5.1.2.3. O triângulo da estratégia corporativa para a Petrobras
Diante de tudo que foi apresentado até aqui, pode-se estruturar o que seria o triângulo
da estratégia corporativa da Petrobras, segundo o PNG.
Figura 39: Reprise: Triângulo da estratégia corporativa.
Fonte: MONTGOMERY & COLLINS, 2005.
Primeiramente, Montgomery e Collins (1998) deixam claro que todos os fatores do
triângulo devem estar alinhados com a visão estratégica da Petrobras. No PNG, é apresentado
que a visão da Petrobras consiste em ser “uma empresa integrada de energia, que evolui com a
12 Vale o adendo de que não foi uma busca exaustiva. Dentre os meios buscados, estão monografias de
universidades brasileiras, base de periódicos da CAPES, motores de busca da internet, como o Google Scholar, e
referências bibliográficas de obras aqui citadas.
113
sociedade, gera alto valor e tem capacidade técnica”, seu propósito é “prover a energia que
move a sociedade a realizar seu potencial” e seus objetivos são: alcançar um valor de Dívida
Líquida/EBITDA abaixo de 1,5; obter um ROCE acima de 11%; e reduzir a Taxa de Acidentes
Registrados para abaixo de 1.
A estrutura da Petrobras antes da execução do plano consistia primariamente em um
corpo corporativo onde se inseriam a diretoria gestora da etapa de E&P e outra diretoria gestora
da parte de Refino, ambas sob a gestão do presidente da corporação. As unidades de
Distribuição e Transporte estavam sujeitas ao controle do corpo principal, enquanto subsidiárias
desse. Na nova configuração, a organização cede aproximadamente 50% da sua capacidade de
refino e cede também o controle majoritário da sua filial de distribuição. O resultado final
enxuga a estrutura de gestão, mas não modifica essencialmente a estrutura de gestão da
corporação, considerando que não há menções de mudanças na Transpetro dentro da estratégia
deliberada da Petrobras.
Quanto a negócios, se não for levado em consideração o objetivo da Petrobras de reduzir
sua alavancagem financeira, parece contraditório que ela esteja se desfazendo de sua posição
competitiva dominante nos setores de refino e distribuição, se tornando menos “integrada”,
conforme expresso na sua visão. Porém, como apresentado previamente, o upstream é o negócio
mais rentável para a empresa, que gera mais valor, e pode-se argumentar ainda que esse é o
mais atraente dentre os outros, visto que há uma relação de dependência forte para com ele no
decorrer da cadeia.
Sobre recursos, podemos analisá-los em quatro vertentes: insumos, atividades,
capacitações e informações.
1. Insumos: ainda que a exploração do pré-sal proveja um óleo diferenciado e mais
cobiçado, pode-se afirmar que esse é o fator menos expressivo dentre os três,
levando em consideração que ainda se trata de negócio de commodities, direcionado
predominantemente pelo preço desse insumo.
Em se tratando do recurso humano, haverá um enxugamento da massa salarial da
Petrobras com a cessão de seus negócios no downstream. Não há especificações no
PNG sobre como será conduzida a realocação da parcela dos recursos que
permanecerá na empresa, mas o movimento mais acertado seria reposicioná-los ao
longo das demais unidades de acordo com suas competências, capacidades e
necessidades dessas.
114
2. Atividades: ao longo do estudo, viu-se que as atividades de cada etapa da cadeia são
essencialmente únicas, e não sofrerão modificações estruturais pelas ações
apresentadas no PNG. Como explorado no ponto anterior, as atividades de
coordenação entre cada etapa diminuirão na medida que a Petrobras se desfaz de
seus negócios em downstream,
3. Capacitações: no ponto 5.1.2.1, deixou-se claro que as competências de cada
negócio também são únicas e não compartilhadas. Com as operações anunciadas no
PNG, prevê-se que a Petrobras inutilizará boa parte de suas capacitações construídas
nas atividades de downstream, mas desenvolverá mais aceleradamente suas
capacitações em E&P.
4. Informações: a quantidade de informações que permeará a empresa também será
menor, caso cumpra-se o que está no PNG, perdendo principalmente os fluxos de
vindos dos mercados regionais do nordeste e do sul do país.
Analisando todos esses fatores em conjunto, pode-se perceber que, ainda que a
configuração da organização como desejada pela estratégia deliberada seja essencialmente a
mesma, o volume de ações para coordenar as atividades entre cada etapa diminuiria na medida
em que o tamanho dos negócios de downstream diminuiria. Na prática, mantendo somente o
conjunto de refinarias localizadas nos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, a Petrobras
reduziria a quantidade de unidades a serem controladas pela gerência corporativa, ao mesmo
tempo que não necessitaria empregar o mesmo esforço de coordenação que colocaria para
abastecer as refinarias nas regiões mais distantes de seus principais poços de extração.
Ademais, a coordenação dos recursos financeiros e de negócios para o desenvolvimento
da atividade de Extração e Produção está em consonância com os objetivos financeiros e de
criação de valor da Petrobras. Apesar de não se beneficiar da integração com o downstream
tanto quanto esse se beneficia por estar integrado a ela, a atividade de E&P ainda ganha valor
pelo fluxo de informações do mercado que recebe da parcela do downstream que permanece
integrada à corporação e pelo “colchão” de segurança que diminui o impacto das oscilações do
mercado – além de se tornar menos vulnerável a possíveis controles de preços do Estado. Ainda
que a desintegração desejada contrarie o que foi expresso na primeira parte da visão da empresa,
percebe-se uma vantagem corporativa emergindo desse conjunto, uma vez que há uma
vantagem competitiva tanto para o negócio de upstream quanto para os de downstream que
comporiam a corporação desenhada pela estratégia deliberada.
115
5.1.2.4. A análise do portfólio da Petrobras
Finalmente, é possível avaliar as unidades de negócio estudadas da Petrobras segundo
os dois critérios essenciais da análise de portfólio, trazidos na seção 2.2.1: a atratividade da
indústria e a posição competitiva. A tabela 6 apresenta uma análise de cada UEN estudada
segundo os dois critérios, essencialmente baseada no que já foi apresentado até aqui. Ele não
pretende esgotar seus pontos, uma vez que todos de alguma forma já foram apresentados
anteriormente. Seu objetivo é citar os principais pontos de análise sobre cada um desses critérios
essenciais da análise de portfólio.
Tabela 6: Análise simplificada de portfólio da Petrobras
Atratividade da indústria
(ver capítulo 3)
Posição competitiva
(ver capítulo 4 e demais análises
desse capítulo)
E&P
Alta atratividade, principalmente
devido à alta margem de ganho dessa
etapa e à existência do pré-sal em
terras brasileiras. Ainda que a
demanda não cresça vertiginosamente
nos próximos anos, a queda prevista
na oferta por exaurimento das fontes
de petróleo atuais tornará o mercado
ainda mais atrativo para aqueles que
conseguirem explorar novas fontes.
Excelente, graças às competências
desenvolvidas na extração em águas
profundas e à preferência na extração
do petróleo do pré-sal.
O fato de estar integrada a algumas
unidades de refino da Petrobras lhe
garante ainda uma vantagem
competitiva adicional, como já
apresentado.
Refino
Média atratividade, pois, apesar de
conceder margens menores que as de
E&P, ainda é um negócio rentável. A
demanda por refino não é prevista
para aumentar expressivamente nos
próximos anos, visto que essa é
condicionada pela quantidade de
petróleo gerada pela fase de E&P.
Excelente posição competitiva da
UEN, por conta do monopólio de
refino no país. Como apresentado
anteriormente, os motivos que
levaram a Petrobras a ceder parte do
seu posicionamento competitivo
excelente nessa etapa são explicáveis
do ponto de vista corporativo. As
unidades que restarão na Petrobras
terão uma vantagem competitiva
frente às concorrentes, na medida em
116
que ainda estarão ligadas ao
upstream.
Transporte
Há pouca informação para classificar
a atratividade do midstream da cadeia
de petróleo. Conforme descrito na
seção 3.2.1, é um mercado de menor
volatilidade nas receitas e nos lucros,
e cuja demanda segue a oferta do
upstream. Se a perspectiva do
mercado de E&P é boa, por
consequência a atratividade do
transporte tende a ser boa.
Também há poucas informações
sobre o posicionamento competitivo
da Transpetro, mas, se de fato
permanecer na corporação e a
unidade de negócio de E&P explorar
ativamente pré-sal, ela terá uma
vantagem competitiva frente às
concorrentes.
Distribuição e
comercialização
Baixa, visto que, é um mercado
pulverizado, com poucas barreiras a
novos entrantes, e cujo principal
driver de atração dos clientes é o
preço final do combustível. Esses dois
fatores têm enxugado as margens do
setor. A atratividade diminui, se for
considerado o histórico de atuação do
Estado na fixação do preço dos
combustíveis.
Baixa-média.
É a única etapa em que a Petrobras
não domina o mercado. Ainda que a
BR Distribuidora invista em
diferenciação, o principal driver de
atração dos clientes é o preço do
combustível.
Fonte: Elaboração própria.
Percebe-se que os movimentos da Petrobras seguem coerentes com as linhas gerais dos
princípios da análise de portfólio. Nessa visão, a Petrobras deveria investir em unidades
presentes em mercados de alta atratividade e alta participação de mercado, e desinvestir em
unidades de mercados com baixa atratividade e baixa participação de mercado. Claramente as
unidades de E&P e Distribuição e Comercialização, respectivamente, caem nesses casos.
5.2. INCERTEZAS E RISCOS
Como todo plano, o PNG da Petrobras apresenta incertezas quanto a sua realização que
se convertem em riscos para a empresa. Para essa seção exploraremos os riscos relacionados à
117
escolha de focar na exploração do pré-sal dentro da cadeia de petróleo. Serão analisados riscos
de duas naturezas: os que prejudicam a realização do PNG e os que o PNG, dada a sua execução,
traz para a empresa em seu estado final.
A execução do plano da Petrobras depende basicamente de a empresa conseguir realizar
os desinvestimentos pretendidos em refino, distribuição e E&P excluído o pré-sal, ao mesmo
tempo em que é capaz de realizar novos investimentos nos poços do pré-sal.
Uma primeira questão importante é a insegurança jurídica quanto à possibilidade de
realizar a venda de ativos.
Em junho de 2018, o STF suspendeu o programa de vendas das refinarias da Petrobras,
sob o argumento de que o texto da Lei das Estatais (Lei nº 13.303/2016) precisava ser debatido
para definir se havia necessidade de aprovação legislativa para a alienação de estatais ou de
suas subsidiárias. Em 6 de junho de 2019, entretanto, o plenário do STF derrubou essa liminar,
e permitiu a venda de subsidiárias sem aval legislativo, mas não das empresas-mãe, o que
possibilita que a Petrobras realize os desinvestimentos. Quatro dias depois, um projeto de lei
que proíbe mais uma vez a venda de estatais e subsidiárias sem autorização legislativa e
processo licitatório foi apresentado por um grupo de senadores e ainda deve ser votado (STF,
2018; BRITO, 2019; SENADO, 2019). Considerando essas múltiplas mudanças, é difícil
afirmar que a decisão em vigor é a decisão final, mas com o apoio do Cade, da ANP e do
Ministério de Minas e Energia, já foi lançado o Termo de Compromisso de Cessação, o que
tende a reduzir esse risco
Um outro problema com o qual a Petrobras terá que lidar é a oposição de sindicatos e
outras organizações à venda de seus ativos e subsidiárias, o que pode prejudicar o processo.
Já houve reações de protesto, e algumas organizações sindicais chegaram a convocar e
realizar paralisações, sob o argumento de que as privatizações seriam um ataque à soberania
nacional e à própria Petrobras. A Federação Única dos Petroleiros (FUP), representante dos
sindicatos regionais, entrou com uma ação popular contra a venda dos ativos de refino, com
objetivo de barrar o acordo feito entre a Petrobras e o Cade sob o argumento de que ele coloca
em risco a “soberania energética do país” e “fará com que os preços dos derivados de petróleo
aumentem” (FUP, 2019a e 2019b).
O embasamento para essa contestação foi apresentado pelo Instituto de Estudos
Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis Zé Eduardo Dutra (Ineep), criado pela
FUP para realizar pesquisas acadêmicas em assuntos relacionados à agenda do setor de
petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil e no mundo. De acordo com o instituto, “não há
118
comprovação de que a entrada de novos agentes transformará o segmento de derivados em um
mercado competitivo”, porque (1) mesmo que a Petrobras venda as oito refinarias para atores
distintos, formar-se-ão monopólios regionais, e porque (2) não há correlação direta entre preços
de combustíveis e estruturas de mercado mais ou menos monopolísticas. A organização conclui
que “o menor poder de mercado da estatal na atividade de refino diminui a possiblidade de
regulação de mercado e (leva) a maior exposição às mudanças do preço internacional do barril
de petróleo” (INEEP, 2019). Esses argumentos estão fora do escopo de análise desse projeto,
pois estão relacionados ao papel da Petrobras como instrumento de política de Estado.
Assim como em qualquer negócio, o contexto macroeconômico também pode prejudicar
tanto as operações de venda de ativos como os investimentos na Exploração e Produção de
águas profundas. O PNG é feito com base em previsões para o valor do barril de petróleo e para
a taxa de câmbio nos próximos anos. Até 2023, a empresa prevê o barril de Brent variando entre
66 e 75 dólares, enquanto a taxa de câmbio se mantém estável entre 3,6 e 3,7 reais por dólar.
Figura 40: Previsões do PNG para os anos 2019-2023.
Fonte: Plano de Negócios e Gestão 2019-2023. P. 22
Apesar de a Petrobras já realizar o seu planejamento tendo em vista uma faixa larga de
previsões para as grandezas nos próximos anos, os valores reais ainda podem se distanciar
dessas previsões, prejudicando os planos da Petrobras. Em seu Plano de Negócios e Gestão para
os anos de 2014 a 2018, por exemplo, a Petrobras previa o valor do Brent em torno de 100
dólares por barril entre 2015 e 2017, tendo em mente que os previsores variavam entre 50 e 140
dólares por barril. Na prática, o barril atingiu 52 dólares em 2015, 43 dólares em 2016 e 54
dólares em 2017 (valores médios anuais), o que impactou os planos não só da Petrobras como
de toda a indústria de petróleo (PETROBRAS, 2014).
119
Dessa forma, em um cenário de preços baixos do petróleo, como aconteceu nessa época,
o valor de venda de seus ativos tende a cair, bem como a atratividade da produção do pré-
sal. Contudo, o mesmo pode acontecer no sentido contrário: um aumento nos preços do
petróleo que cause maior atividade da cadeia a nível mundial. Quanto ao dólar, ele é importante
para a Petrobras porque os preços do petróleo são cotados nessa moeda, bem como outras
despesas, então sua receita em reais depende diretamente da taxa de câmbio. Para os
desinvestimentos, a taxa de câmbio pode influenciar o valor em reais que empresas estrangeiras
estejam dispostas a pagar pelos ativos. Caso o real se valorize, elas precisarão dispender mais
dólares.
Por fim, há dois riscos que a execução PNG traz para a Petrobras enquanto empresa: (1)
uma maior exposição às variações dos preços internacionais do petróleo e (2) maior fragilidade
em relação à transição energética em curso no mundo.
Em primeiro lugar, com uma operação menos integrada e mais focada em E&P, os
preços internacionais de petróleo passam a impactar mais os negócios da empresa, como
explicado na seção 5.1.2, uma vez que ela passa a ter menos flexibilidade para capturar o valor
em outras etapas da cadeia em momentos de baixo preço. Vale ressaltar, entretanto, que a
Petrobras ainda pretende manter uma capacidade de refino de mais de um milhão de barris por
dia. Assim, esse efeito é relativamente limitado para a empresa.
Além disso, o foco dado ao petróleo não prepara a empresa, por enquanto, para um
futuro distante em que essa matéria-prima pode perder sua relevância frente a outras fontes de
energia, especialmente as renováveis. Como concluiu a pesquisa da PwC (2019), apresentada
na seção 3.3.3, são três as alternativas principais que se apresentam às empresas de petróleo:
(1) aceleração forte em combustíveis fósseis; (2) diversificação do portfólio; ou (3)
investimento pesado em renováveis. Ao priorizar a primeira alternativa, colocando pouco
investimento nas energias renováveis e em outras fontes alternativas, a Petrobras deixa de
endereçar um possível impacto da transição energética nas suas operações.
5.3. DESDOBRAMENTOS DO PNG
A análise apresentada nesse capítulo parte da visão de uma Petrobras orientada ao
mercado, maximizando o retorno aos seus investidores, como explicado anteriormente. Essa
perspectiva, quando seguida à risca, é uma mudança em relação à visão tradicional da empresa
estatal como um agente de políticas e objetivos determinados pelo governo, isto é, um
instrumento do Estado.
121
lógica de maximização do lucro das estatais e em um mercado competitivo, o governo só
poderia conceder subsídios retirando recursos de seu caixa e não do caixa da Petrobras, que
seria apenas um dos agentes daquele mercado. Isso leva a uma maior confiança na empresa, e
pode, inclusive, reduzir o seu custo de capital pelo menor risco associado a ela.
Por outro lado, a configuração atual em que se tem a Petrobras, monopolista, atuando
puramente sob a lógica capitalista, também traz problemas potenciais ao consumidor brasileiro,
como o CADE já havia indicado, a ponto de abrir um inquérito para investigar potencial abuso
de poder na formação dos preços dos combustíveis, conforme explicado anteriormente.
Abrir esse mercado pela venda de parte das refinarias deve levar a uma configuração
competitiva, evitando que os consumidores sejam prejudicados por um preço excessivamente
alto, determinado por um monopolista que aufere lucros exagerados - o que pode acontecer
mesmo que essa empresa seja uma estatal como a Petrobras. Mesmo em mercados em que não
há monopólio, a entrada de novos competidores sempre tende a beneficiar os consumidores
com menores preços e maior qualidade. Vale ressaltar, entretanto, que o ideal é que as refinarias
sejam vendidas a compradores variados, evitando a formação de uma estrutura de mercado com
fortes monopólios regionais e ainda poucos refinadores a nível nacional.
Por fim, vale ressaltar que as duas visões apresentadas para empresas estatais nessa
seção não são necessariamente antagônicas. Como o Estado é o maior acionista dessas
empresas, maximizar o lucro e o retorno aos investidores também maximiza os impostos pagos,
e, em última instância, maximiza o lucro recebido pelo Estado. Com mais capital em mãos, o
Estado pode investir então no desenvolvimento de quaisquer políticas de seu interesse com mais
liberdade, sejam elas relacionadas ao negócio da estatal que gerou o lucro em questão, ou em
qualquer outra área essencial, como saúde ou educação. Por isso, não é coerente afirmar que a
gestão da Petrobras como uma empresa com fins lucrativos vai completamente contra o seu
papel social enquanto empresa estatal.
122
6. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Este projeto de graduação objetivou construir uma análise crítica das decisões da
Petrobras no âmbito da estratégia corporativa, especialmente da sua escolha de focar na
exploração e produção de petróleo do pré-sal, desinvestindo de outras etapas da cadeia de valor
do petróleo, notadamente o refino e a distribuição, e de poços de outros tipos.
A principal contribuição desse trabalho é, portanto, oferecer uma análise técnica a
respeito da estratégia corporativa da maior empresa brasileira. Mesmo para leitores que
discordem da aplicação da visão estratégica corporativa a empresas estatais, é pertinente
compreender os fundamentos econômicos e técnicos por trás de decisões desse cunho.
Anunciada a limitação de realizar uma análise exclusivamente técnica a respeito dessas
escolhas, os argumentos utilizados basearam-se fortemente no objetivo de maximização do
lucro e do retorno oferecido pela Petrobras aos seus investidores. O conceito de vantagem
corporativa - a vantagem que uma unidade de negócio tem sobre seus concorrentes por fazer
parte de uma corporação – foi também central para analisar as questões relacionadas à estratégia
corporativa e à desintegração vertical. Foram apresentados, em uma revisão de literatura sobre
o tema, os mecanismos pelos quais é possível gerar essa vantagem e gerir uma corporação com
múltiplas unidades de negócio.
A partir de uma análise cruzada desses mecanismos com as características estruturais e
conjunturais do mercado de petróleo e da Petrobras, chegou-se à conclusão de que a estratégia
de focar na Exploração e Produção de petróleo do pré-sal atende ao objetivo de aumentar a
rentabilidade da empresa. Além disso, esse plano está alinhado com parte das tendências da
indústria e das principais empresas, de focar os seus portfólios nos melhores ativos,
desinvestindo dos que não apresentarem um retorno satisfatório.
No caso da Petrobras, é nessa atividade que ela tem sua principal vantagem competitiva
sustentável em relação aos competidores, ao mesmo tempo em que ela é parte da etapa da cadeia
do petróleo mais promissora para as próximas décadas, considerando a evolução da indústria.
Assim, a empresa está bem posicionada para capturar o valor exatamente na etapa em que ele
tende a ser mais abundante.
A realização de desinvestimentos de outras atividades da cadeia, notadamente do refino
e da distribuição, mas também do E&P fora do pré-sal, libera recursos para serem aplicados
nessa atividade mais rentável, garantindo o aumento da produção sem que seja necessário
aumentar a dívida por meio da captação de capital de terceiros.
123
Esses desinvestimentos não prejudicam a posição de destaque da Petrobras na
exploração do pré-sal, uma vez que não há perda de vantagem corporativa para essa unidade
nem devido ao compartilhamento de recursos, nem à coordenação de atividades, desde que,
como proposto, a Petrobras mantenha uma operação ainda robusta ao longo da cadeia. As
refinarias que permanecem sob controle da empresa representam cerca de 50% da capacidade
nacional e são as melhores do portfólio, tanto em termos da vantagem corporativa que obtêm
devido ao pré-sal, como das características de seu mercado consumidor. Além disso, a Petrobras
venderá uma fatia da BR Distribuidora, mas ainda manterá uma parte do controle sobre esse
braço das operações.
A venda das refinarias representará ainda a quebra de um monopólio histórico sobre o
refino, abrindo caminho seja para a formação de um mercado competitivo de combustíveis, seja
para a formação de novos monopólios a nível regional. Caso a primeira opção venha a se
cumprir, a tendência é que os consumidores sejam beneficiados com maior variedade de oferta
e menores preços. Porém, se forem formados novos monopólios regionais, pode-se prever uma
situação em que os preços em algumas regiões aumentarão ou que a competitividade do
combustível importado se equipare ao do nacional, especialmente no Nordeste.
Alguns setores da sociedade têm se oposto a esse movimento de cessão das refinarias,
sob o argumento de que a soberania estatal sobre a cadeia dos combustíveis é uma questão
estratégica, possibilitando que o Estado controle o preço e a produção de combustíveis – mas a
análise desses argumentos foge ao objetivo desse projeto.
Também foge ao objetivo desse estudo a análise dos negócios que não fazem parte da
cadeia do petróleo, mas vale trazer aqui a observação quanto às movimentações da Petrobras
em relação à transição energética em direção a uma matriz renovável. Ainda que se tenha
concluído que é coerente alocar os investimentos majoritariamente na atividade de extração e
produção visando a tirar proveito disso durante as próximas 2 ou 3 décadas, também é certo
que o mundo caminha em direção à uma matriz energética renovável e não há indicação nem
PNG nem nos demais comunicados da empresa que ela está ciente disso e que tem a intenção
de investir nessa direção em algum momento. Assim como para desenvolver sua competência
em extração de petróleo em águas profundas foram necessários vultosos investimentos ao longo
de 5 décadas, estranha-se que não haja nenhuma menção ao desenvolvimento de competências
em direção às energias renováveis.
Tratou-se, nesse trabalho, de objeto de estudo relevante para a sociedade, cujo
desenrolar ainda acontecerá nos próximos anos, até que o plano estratégico seja colocado em
124
prática. Trabalhos futuros podem explorar diversos desdobramentos deste. Uma possibilidade
é explicar como esse foco estratégico em E&P do pré-sal influencia os outros negócios da
Petrobras, fora da cadeia do petróleo, ou, então, em alguns anos, avaliar os resultados da
execução do PNG 2019-2023. De caráter mais específico, podem ser analisadas futuras
configurações possíveis do mercado brasileiro de combustíveis, considerando diferentes
naturezas de compradores para os ativos vendidos pela Petrobras, como por exemplo a filial de
distribuição de gás natural, visto que esse é um recurso cujo aumento de relevância no cenário
mundial é favorável, segundo as previsões apresentadas. Por último, outros trabalhos podem se
aprofundar mais nas diferenças entre o uso da Petrobras como instrumento de Estado, e o seu
compromisso perante o mercado de atuar visando a maximização dos lucros.
Tratar do escopo de companhias diversificadas de grande porte é um desafio,
especialmente quando isso envolve desinvestimentos. É complexo compreender que a melhor
opção estratégica para uma empresa pode ser se desfazer de parte dos seus ativos, e que isso
pode ser um bom caminho para maximizar a sua rentabilidade. Para uma empresa estatal e
brasileira como a Petrobras, essa discussão se torna ainda mais complicada, já que parte da
opinião pública é frequentemente contrária a privatizações de empresas ditas estratégicas, por
considerá-las entrega de resultados do povo brasileiro ao capital privado, em particular o
estrangeiro.
Espera-se, portanto, que esse trabalho tenha contribuído para a construção de um debate
maduro a respeito do papel de empresas estatais como a Petrobras na sociedade brasileira,
fornecendo maior embasamento técnico para discussões dessa natureza.
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à CVM. A oferta base das ações será de 25%, podendo chegar até 33,75% do capital social da
companhia, a depender do exercício do lote adicional e do lote suplementar.
Informações adicionais sobre a oferta podem ser obtidas no Prospecto Preliminar
disponível em https://www.investidorpetrobras.com.br/pt/acoes-dividendos-e-
divida/prospectos, na seção "Oferta Pública Petrobras Distribuidora 2019"/ "Prospecto
Preliminar".”
