Felipe Kury (*)
Conforme esperado, a transição de governo trouxe novos horizontes e mudanças na estratégia da Petrobras. Na gestão anterior, existia um esforço contínuo na privatização de algumas estatais, principalmente, aquelas não estratégicas e/ou em situação financeira desfavorável – muitas, sem performar por décadas. Sem dúvida, a principal motivação das privatizações ainda está relacionada à diminuição do tamanho do estado brasileiro, redução das despesas do governo e equilíbrio fiscal, com a consequente diminuição da presença do estado em certos setores da economia. No caso da Petrobras, a inciativa de privatizar certos segmentos foi mais em linha com a ideia de abrir espaço para o setor privado investir, inovar e fomentar a criação de um mercado mais competitivo, aberto e dinâmico nos setores não necessariamente estratégicos para a empresa.
Com o início de um novo governo, surge uma orientação, contrária à do governo anterior, em que se busca preservar e/ou expandir a presença do estado como protagonista em vários setores estratégicos da economia. Neste novo contexto, a Petrobras, por ter uma posição de destaque no Brasil e no mundo, abarca grandes mudanças em sua estratégia. Entretanto, incorrendo em riscos estratégicos, operacionais e financeiros, com possibilidade de resultados adversos indesejados.
Na administração anterior, a Petrobras vinha dedicando maior foco e investimentos em negócios estratégicos e em linha com suas principais competências com o objetivo de alcançar maiores retornos para os acionistas, diminuir sua alavancagem financeira e obter melhor eficiência operacional. Sendo assim, tinha como principal missão concentrar recursos e atenção em atividades com mais retorno econômico e onde tinha maior expertise, tais como exploração e produção de petróleo e gás natural em águas profundas e ultra profundas – principalmente na região do pré-sal e margem equatorial.
Além disso, a empresa iniciou um processo de desinvestimentos de ativos não estratégicos: no downstream (distribuição e revenda de combustíveis), principalmente com a venda da BR Distribuidora (hoje, Vibra Energia), Liquigás, entre outros do segmento; no midstream (Refino/Gás Natural), com venda de 50% do parque de refino e ativos de transporte de gás natural e; no upstream (exploração e produção), desinvestimentos em áreas terrestres e em águas rasas, entre outros ativos.
Em linha com esta estratégia, em meados de 2019, a empresa firmou com o CADE (Conselho Administrativo de Defesa Econômica), um Termo de Cessação de Conduta (TCC) com o objetivo de possibilitar a criação de um mercado mais aberto, dinâmico e competitivo nos diversos segmentos em que atuava – a ideia era de que a Petrobras pudesse reduzir e/ou sair por completo de diversos segmentos do mercado, abrindo espaço para outros agentes.
Portanto, resta entender qual será o direcionamento do CADE nesta questão, já que, recentemente, a empresa manifestou interesse em rever os termos do TCC firmado e, ainda, de fato, exerce o monopólio em vários segmentos, o que estaria em desacordo com as próprias diretrizes do CADE de fomentar a competividade nos segmentos objeto do TCC e proporcionar benefícios à sociedade.
Outra questão bastante sensível e importante são os desinvestimentos da Petrobras na exploração e produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres e águas rasas, que precisam de uma melhor definição por parte dos reguladores e da própria empresa. No passado não muito distante, a empresa havia decidido seguir em frente com os desinvestimentos de todos os ativos nestes ambientes, abrindo espaço para a entrada de empresas independentes nacionais e estrangeiras, com maior foco e expertise nestes ambientes, aumentando a produtividade, estimulando a competitividade e novos investimentos no setor.
O ambiente de negócios na produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres, desde o reposicionamento (decisão de desinvestir) da Petrobras, vinha passando por grandes transformações, revitalizando o setor, principalmente, em regiões onde existia estagnação e/ou declínio na produção. A produção nacional de petróleo e gás nessas áreas corresponde a cerca de 5% do total e, nos últimos anos, percebeu um incremento expressivo no número de operadores, passando de 37, em 2016, para 55, em 2023. Da mesma forma, a produção nessas áreas vem avançando de forma expressiva. Segundo estimativas da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), a produção deve saltar de 205 mil (boe/d), em 2022, para 240 mil (boe/d), em 2023 e, 253 mil (boe/d), em 2024.
Este avanço, somente foi possível pelo desenvolvimento de políticas públicas e regulação adequadas em colaboração com a própria indústria, em especial, como resultado do reposicionamento da empresa. Contudo, uma questão fica em aberto: será que a Petrobras realmente precisa operar pequenos/médios campos de produção de petróleo e gás natural em áreas terrestres?
Recentemente, a empresa comunicou ao mercado o encerramento dos processos de desinvestimento do Polo Urucu, Polo Bahia Terra, Campo de Manati e da Petrobras Operaciones S.A. (subsidiária da Petrobras na Argentina). O objetivo é maximizar o valor do portfólio com foco em ativos mais rentáveis, repor a reservas de óleo e gás, inclusive, com a exploração de novas fronteiras, aumentar a oferta de gás natural e promover a descarbonização das operações. Este comunicado demonstra que a empresa tem a intenção de fortalecer sua posição monopolista, com impacto direto na competitividade do setor e, inibindo novos investimentos privados, o que impacta negativamente a sociedade.
Talvez, uma melhor alternativa seria a Petrobras estabelecer parcerias com as empresas independentes e especializadas neste segmento, que certamente teriam maior foco e incentivos para aumentar a produtividade destes campos e, sem dúvida, teriam maior eficiência nas campanhas exploratórias. Desta forma, a Petrobras não precisaria, efetivamente, operar estes campos, mas participar de forma indireta com toda sua expertise e, eventualmente, como investidora.
Outra mudança de estratégia bem importante diz respeito à política de preços de combustíveis. A empresa continua considerando os preços internacionais e o câmbio, mas incorpora novas variáveis nos seus cálculos, como as alternativas para o suprimento e o valor marginal da petroleira. Em parte, faz sentido, especialmente, se o objetivo fosse se tornar mais competitiva e preservar suas margens no negócio. Outro ponto relevante é a tentativa de reduzir a volatidade dos preços domésticos em relação ao mercado internacional que, em tese, poderia favorecer os consumidores domésticos, além de atenuar os efeitos dos preços dos combustíveis na inflação.
Entretanto, tem-se observado que, na prática, a nova política tem provocado um deságio nos preços de combustíveis – que podem trazer prejuízos financeiros semelhantes ao ocorrido no passado recente. Como exemplo, os preços da gasolina e diesel na refinaria nacional seguem apresentando defasagem negativa em comparação com a referência internacional, o que inviabiliza a importação por outros agentes do mercado. Assim sendo, cria-se um ambiente de imprevisibilidade e insegurança não apenas para os importadores, mas também para outros produtores nacionais, que passam a não ter uma referência para definir seus preços.
A nova política de preços tem apresentado continuamente defasagens em relação aos preços internacionais. E, podendo, inclusive, causar descontinuidades no abastecimento nacional, uma vez que o país tem uma dependência externa de cerca de 30% para o diesel e 14% para gasolina, respectivamente, além de outros produtos derivados, como QAV (querosene de aviação) e NAFTA. Outro ponto não menos importante, diz respeito aos impactos financeiros negativos que a nova política pode provocar, especialmente, se o governo tentar usar a Petrobras como instrumento de política pública – a história recente nos mostrou que tal iniciativa pode ter consequências desastrosas para empresa e para a sociedade.
De outro lado, algumas iniciativas estratégicas contam bastante a favor da empresa como, por exemplo, a sua postura mais assertiva na questão da transição energética e em relação a seu posicionamento ASG (Ambiental, Social e Governança). Segundo o plano estratégico (2023-2027), existe a ambição de perseguir uma trajetória para neutralidade de emissões operacionais até 2050, buscando produtos e negócios com menor intensidade de carbono, utilizando créditos de alta qualidade como estratégia complementar e inovação para soluções em energia e descarbonização. A empresa planeja investir cerca de USD 4,4 bilhões (6,6 % do CAPEX) em atividades de descarbonização, biorefino e pesquisas na área.
Adicionalmente, a Petrobras tem intenção de investir em novos negócios de energia renovável e/ou descarbonização, como hidrogênio verde, eólica offshore e tecnologias de captura de carbono. Um exemplo importante desta intenção foi o acordo de cooperação celebrado com a empresa Equinor para avaliar a viabilidade técnico-econômica e ambiental de sete projetos de geração de energia eólica offshore na costa brasileira, com potencial para gerar até 14,5 GW. Outra iniciativa igualmente importante, foi a assinatura de um acordo de cooperação técnica por dois anos (confidencial e não vinculante) com a Unigel para analisar negócios conjuntos nas áreas de fertilizantes, hidrogênio verde e projetos de baixo carbono.
A Petrobras, como diversas empresas do setor, pavimenta o seu caminho para se tonar uma empresa de energia com diversificação do seu portfólio, contribuindo para o sucesso da transição energética e para a redução das emissões operacionais de gases de efeito estufa. Porém, a questão central é o que faz mais sentido para a Petrobras no longo prazo. A empresa precisa de uma estratégia com um sistema de geração de valor que reforce sua posição competitiva e atributos únicos, ancorada em um propósito claro, transparente e que defina em quais segmentos irá competir. É importante definir onde, como operar e o que pretende alcançar. A experiência mostra que o monopólio não produziu resultados efetivos em muitos segmentos. Retomar a estratégia representa um enorme retrocesso com efeitos nocivos para o mercado e para o Brasil.
(*) É ex-diretor da ANP – Agência Nacional de Petróleo e Managing Partner na FK Energy Partners.