Por que a Petrobras cai

A revista Fortune acaba de publicar sua tradicional lista das 500 maiores companhias em operação no mundo, com base nas receitas líquidas de 2011. Na indústria de petróleo, as dez primeiras companhias listadas no ano anterior praticamente mantiveram sua posição. Em primeiro lugar ficou a Shell, com receita de US$ 484,49 bilhões e lucro de US$ 30,92 bilhões, respectivamente, 28% e 54% de aumento em relação a 2010. Depois viera, ExxonMobil, BP, duas chinesas de controle estatal – Sinopec e CNPC –, Chevron, ConocoPhilips e Total. Seguem-se as primeiras alterações em relação ao ano anterior: o excelente desempenho da Gazprom, controlada pelo governo russo, que, com faturamento de US$ 157,83 bilhões e lucro de US$ 44,46 bilhões, respectivamente 33% e 39% de aumento em relação a 2010, ultrapassou a ENI e a Petrobras. A brasileira, com faturamento de US$ 145,91 bi e lucro de US$ 20,12 bi, caiu do 10º para o 11º lugar. A propósito, o lucro da Gazprom foi o maior de todas as companhias listadas. Naturalmente os excelentes resultados das companhias de petróleo foram suportados pela cotação do Brent, que alcançou elevado nível médio, de US$ 113,12/bbl, em 2011, bem superior à média de 2010, de US$ 79,50/bbl. 

A queda da Petrobras não é surpresa. No ano passado, por decisão do governo, a companhia vendeu derivados de petróleo, sua principal fonte de receita, a preços abaixo do valor de mercado, em que pese a matéria-prima, o óleo cru, ter sido vendido ou referenciado a preços de mercado, por indexação ao Brent e à cotação do dólar. Por outro lado, o aumento do consumo de derivados, sobretudo gasolina e diesel, motivou a importação desses produtos a preços de mercado, e a venda pelos preços abaixo do mercado agravou mais ainda a situação. Claro, essa não é a única razão. Até nos ocorre mencionar que é a falta de condições de suas refinarias processarem o óleo, por excelência pesado, produzido no país, que motiva a exportação de óleo pesado e a importação de óleo leve. Em 2011, um diferencial médio de US$ 23,84/bbl foi observado nessa transação, e a importação do óleo leve, que atingiu 120 milhões de barris, respondeu pelo gasto US $ 2,86 bilhões nessa troca.  

A questão dos preços de venda dos derivados pode ser facilmente superada pela adoção do critério de indexação aos preços de um mercado competitivo, como ocorreu por pouco mais de três anos, com base em disposições da Lei do Petróleo, que vigorou até 2002. Já o suprimento do mercado interno de diesel e gasolina é mais complexo, uma vez que a política adotada no setor não contempla, há anos, imediata construção de ground root refinery para a correção desse problema. E grave é que o controle (ou descontrole!) de preços da gasolina e diesel tem diretas implicações no preço de venda do etanol e do biodiesel, que passam a competir com produtos cujos preços não seguem o mercado, ou nenhuma regra transparente.

Grave também é a ausência de licitações de novos blocos exploratórios desde 2008, de certo modo causada pela mudança, desnecessária, do marco regulatório para introdução do sistema de partilha para áreas no polígono de 140 mil km2 definido como pré-sal nas bacias de Campos e Santos – onde se concentra mais de 80% da atual produção brasileira de óleo – e em outras “áreas estratégicas”, a serem definidas pelo governo. A questão básica é que um dos artigos da lei sancionada pelo presidente Lula em dezembro de 2010 altera a distribuição de royalties dos contratos vigentes, situação obviamente inconstitucional. O artigo foi vetado por Lula, mas carece de decisão do Congresso até hoje, tornando insegura a realização de rodadas para as áreas fora do pré-sal. 

E quanto às áreas do pré-sal, começa a se esboçar um movimento visando alterar disposições inusitadas, como, por exemplo, a que obriga a Petrobras a ser operadora em todos os blocos, mesmo naqueles em que perdeu a licitação ao apresentar proposta menos atraente que a do vencedor. Também fica cada vez mais evidente a dificuldade de caracterizar os reservatórios do pré-sal, cujas reservas, tudo indica, parecem bem menores que as estimadas anteriormente. Dificuldades operacionais e custos de desenvolvimento maiores que os antecipados devido à presença de CO2 tornam os investimentos muito superiores aos antecipados. E, por fim, os ditames do conteúdo local, que encarecem os custos e alongam os prazos de entrega, começam a dificultar mais ainda a caracterização da comercialidade das descobertas. Está na hora de rever todo o marco regulatório do pré-sal.

A coluna de Wagner Freire é
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