Energias alternativas deveriam ser mais que uma "diversificação rentável" para a Petrobras.
A política de preço de paridade de importação (PP1) não chegou a completar sete anos. Nesse período, a Petrobras teve sete presidentes, contando o atual e desconsiderando a interinidade do seu antecessor, e o país, sete ministros de Minas e Energia.
A opção pelo alinhamento foi tomada à luz de um acirramento da concorrência de empresas importadoras, alavancadas por baixas cotações internacionais, o que levou a uma queda acentuada na ocupação das refinarias.
A motivação inicial do PPI encerrava, portanto, uma estratégia defensiva da empresa.
Em 2016, quando a decisão foi tomada, a Petrobras amargou um prejuízo de US$ 4,4 bilhões, metade do que tinha sido no ano anterior. Nesse ano, a cotação média do Brent foi de US$ 45 o barril. Depois de estar perto de um ponto de equilíbrio, em 2017, o resultado evoluiu nos anos seguintes, para voltar a ser modesto em 2020, primeiro ano da pandemia.
Mas foi a partir da guerra na Ucrânia que a catapulta começou a funcionar, com a cotação superando os US$ 130, fazendo com que tanto a cifra acumulada de lucro líquido, como de dividendos, superasse nos dois últimos anos, a marca de US$ 50 bilhões.
Ao longo dessa montanha russa, dois outros movimentos se destacam: o de desinvestimentos, em particular, de ativos atrelados à logística e distribuição de fósseis no território nacional; e o de amortizações, em função da meta de limitar a relação da dívida líquida sobre os ganhos.
O lidar de fontes não-renová-veis implica reciclar investimentos, mas desta vez, no caso da Petrobras, os ativos eram duradouros e estratégicos, ao envolverem a Nova Transportadora do Sudeste (NTS), a Transportadora Associada de Gás (TAG), a Liquigás e a BR Distribuidora.
A NTS é uma malha com mais de 2.000 km e 158 milhões m3/dia de capacidade, que conecta plantas de processamento a terminais de gás natural e ao gasoduto Brasil-Bolívia, cobrindo uma região responsável por mais de 50% do consumo nacional.
A TAG detém 4500 km de gasodutos distribuídos entre as regiões Norte, Nordeste e Sudeste, dispondo de uma capacidade de 75 milhões m3 /dia. Quando foi privatizada, a participação da Liquigás no mercado consumidor de GLP era de 22%, enquanto a BR Distribuidora era e continua sendo a maior rede de varejo de derivados no país.
Segundo o relatório "Acompanhamento da Carteira de Desinvestimentos da Petrobras" elaborado pelo TCU, os desinvestimentos de 2014 a 2019 somaram US$ 54 bilhões, enquanto os recebimentos até 2022 ficaram ao redor de US$ 37 bilhões.
Em síntese, embora os desinvestimentos não tenham desempenhado um papel relevante na evolução da lucratividade, a visão de futuro de uma empresa integrada, com foco em óleo e gás (Plano de Negócios e Gestão, PNG 2018-22) ficou obviamente prejudicada.
O mesmo não pode se dizer das amortizações que, no ciclo 2016-2022 alcançaram US$ 240 bilhões, gerando uma redução líquida no endividamento de US$ 150 bilhões.
E é dessa forma, com um portfólio menos integrado e, portanto, mais vulnerável, mas com uma solidez financeira apta a chancelar um novo ciclo de investimentos, que a empresa chega ao novo governo. Este, por fim, deu cabo ao PPI, em favor de uma nova política de preços, não tão clara nos seus critérios quanto nos seus objetivos de exercer o poder da Petrobras.
Duas vozes de refinarias privatizadas se colocaram sobre o fim do PPI: a de Mataripe, na Bahia, através de uma liminar preventiva contra a venda de petróleo a preços mais elevados do que a estatal praticaria para si própria; e a de Manaus (Remam), deixando claro sua intenção de manter o PPL
Com uma localização estratégica, somada a um controlador experiente no transporte fluvial regional, a Remam deve manter sua competitividade em toda a Amazônia Ocidental.
Tal fato revela a debilidade do sistema logístico da Petrobras, sem a refinaria de Manaus, considerando que o seu ponto de apoio mais próximo do concorrente se traduz em uma base em Belém, abastecida pela via marítima.
De uma guinada ao futuro, observa-se que o Plano Estratégico (PE 2023-27) da empresa gira em torno da exploração e produção (E&P) em águas profundas e ultra profundas, cuja participação no capital a ser dispendido (Ca-pex) representa 83% do total.
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Trata-se de US$ 64 bilhões, isto é, 50% acima do realizado no quinquênio anterior, sendo US$ 43 bilhões para o Pré-Sal, cujo custo de extração é menos da metade do Pós-Sal, para o qual se prevê US$ 15 bilhões.
Em termos locacionais, os recursos para a Bacia de Santos são mais que o dobro daqueles alocados para a Bacia de Campos, enquanto as expectativas de produção para 2027 são de 2,2 e 0,9 MMboed (milhões de barris de óleo equivalente/dia) respectivamente.
Metade do Capex exploratório, representado pelos US$ 6 bilhões remanescentes, destina-se à Margem Equatorial, e assim, chegamos à Foz do Amazonas.
Tratando-se de uma margem de 2.200 km de extensão, com um outro tanto de largura, não parece mais haver dissenso. Pelo menos agora que a poeira abaixou, e que, à luz do próprio interesse da empresa, qualquer atividade exploratória na Margem, e, em especial, na Foz do Amazonas, seja precedida de uma avaliação ambiental estratégica. Isto é, que oportunidades, e riscos, inerentes à atividade e à região, sejam espacialmente delimitados e confrontados, antes de se investir, aqui ou acolá.
De qualquer forma, evidenciou-se uma distância entre as partes que se envolveram no embate do Bloco 59.
De um lado, por uma visão estratégica da empresa, em relação à questão da mitigação das emissões, onde predomina uma perspectiva operacional, enquanto carente de iniciativas abrangentes, na direção de uma transição energética, justa e segura, como se coloca no seu Plano. E que vá além do "gás como viabilizador da matriz renovável".
Pelo lado ambiental, é preciso entender a posição de vulnerabilidade do país, em um mercado global, de um insumo vital, fortemente influenciado pela geopolítica. Geopolítica esta exercida por um cartel de grandes produtores, que navegam em um mar que facilmente se torna revolto, à luz do interesse, por vezes contrariado, das grandes potências, que também são grandes produtoras.
Para que a velocidade do movimento exploratório entre em uma premente trajetória decrescente, é preciso investir no desenvolvimento de alternativas energéticas renováveis que reduzam gradativamente a demanda por petróleo e gás. Com um leque diferenciado e relevante de opções, o país tem competência e vantagens para estar na linha de frente dos países a lograrem tal feito.
Mas para isso, a Petrobras precisa ser estimulada politicamente a assumir um papel de liderança, tratando novos negócios, como eólica offshore e hidrogênio, não só como "diversificação rentável", mas também como oportunidades para um planeta menos dependente do petróleo e bem mais seguro para as próximas gerações.
Pedro Bara, Valor Econômico
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