Blog do Ineep

início       análises      site institucional

Remando contra a maré

João Montenegro / Editora Brasil Energia      segunda-feira, 5 de agosto de 2019

Compartilhe esta página com seus amigos

Foto: Editora Brasil Energia.

 

Editora Brasil EnergiaDesde 2015, quando – ainda na gestão de Aldemir Bendine – a Petrobras acelerou seu programa de desinvestimentos, a estatal vendeu mais de US$ 25 bilhões em ativos de downstream. O montante representa mais de 50% do total alienado no período, que chega a quase US$ 40 bilhões.

 

Foram, ao todo, oito operações: Gaspetro, por US$ 593 milhões; Refinaria Nansei Sekiu, no Japão (US$ 165 mi); Petroquímica Suape e Citepe (US$ 385 mi); a Nova Transportadora do Sudeste (US$ 5,190 bi); ativos de distribuição no Paraguai (US$ 383,5 mi); Refinaria de Pasadena (US$ 562 mi); a Transportadora Associada de Gás (US$ 8,6 bi); e a BR Distribuidora (US$ 9,6 bi).

 

Atualmente, a estatal conduz processos para vender sua participação integral em quatro refinarias (Abreu e Lima, em Pernambuco; Landulpho Alves, na Bahia; Presidente Getúlio Vargas, no Paraná; e Alberto Pasqualini, no Rio Grande do Sul) na Araucária Nitrogenados (PR), na Unidade de Fertilizantes Nitrogenados III (UFN III), em Três Lagoas (MS), e nas fábricas de fertilizantes (Fafens) da Bahia e do Sergipe.

 

Mais adiante, outras quatro plantas serão vendidas, conforme previsto pelo termo de compromisso de cessação (TCC) assinado com o Cade, em junho passado: Unidade de Industrialização de Xisto (PR), Gabriel Passos (MG), Isaac Sabbá (AM) e Refinaria Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (CE).

 

Além disso, outro TCC firmado com o órgão de defesa da concorrência prevê a saída da Petrobras dos segmentos de transporte e distribuição de gás natural nos próximos anos.

 

A ampla redução da pegada da Petrobras no mid e downstream – que acontece após sua saída do setor de açúcar e álcool, com venda das usinas Guarani e Nova Fronteira – responde à estratégia de focar seus investimentos nas atividades de exploração e produção (E&P), sobretudo no pré-sal da Bacia de Santos.

 

Em junho passado, o presidente da petroleira, Roberto Castello Branco, afirmou que a companhia planeja desinvestir US$ 35 bilhões em cinco anos e defendeu a venda de refinarias, a fim de focar o investimento em áreas que, segundo ele, são a vocação da estatal.

 

“O melhor da Petrobras é a exploração em águas profundas e ultraprofundas. A Petrobras possui capital humano altamente qualificado, os melhores engenheiros e tecnologia. O mesmo não acontece em campos maduros de petróleo”, assinalou, durante audiência pública na Câmara dos Deputados.

 

O movimento da estatal brasileira é, ao menos por enquanto, bem diferente do que fazem petroleiras privadas internacionais (IOCs) e estatais (NOCs) que detêm parcelas significativas de reservas de óleo e gás. Em sentido contrário, esses grupos se consolidam como empresas integradas e, em alguns casos, já caminham para se transformar em empresas de energia, desenvolvendo projetos na área de energias renováveis, por exemplo.

 

A Shell é um dos grandes exemplos de integração no setor. A petroleira anglo-holandesa – que, ao menos no Brasil, é mais reconhecida por sua atuação na distribuição de combustíveis que no E&P – comercializa gasolina, diesel, combustível de aviação, combustível marítimo, GNL, lubrificantes, betume e enxofre em diversos países, além de etanol de cana de açúcar no Brasil pela Raízen, sua joint-venture com a Cosan.

 

“Nossa estratégia é fortalecer nossa posição como uma companhia líder em energia, provendo óleo, gás e energia de baixo carbono, na medida em que o sistema de energia do mundo se transforma”, afirma a petroleira em seu relatório anual de 2018.

 

Somente no ano passado, a Shell anunciou o início de operação de uma unidade de craqueamento de etileno na China, em parceria com a CNOOC, e de uma unidade de olefinas em sua planta petroquímica de Geismar, nos EUA.

 

Dos US$ 24 bilhões faturados pela anglo-holandesa em 2018, US$ 7,6 bilhões vieram do downstream e US$ 11,4 bilhões, da área de Gás Integrado (Integrated Gas), ante US$ 6,98 bilhões do upstream.

 

Maior petroleira do mundo, a ExxonMobil é também bastante reconhecida por sua atuação no segmento, sob as marcas Exxon, Mobil, Synergy, Esso e Mobil 1. O grupo possui 21 refinarias localizadas em 14 países, com capacidade de processamento de 4,7 milhões de b/d, além de unidades de lubrificantes com capacidade para produzir 128 mil b/d.

 

“A integração da ExxonMobil, incluindo logística, comercialização, refino e marketing aumenta nossa capacidade de gerar retorno através da cadeia de valor tanto nos negócios de combustíveis como de lubrificantes”, afirma a norte-americana em seu último relatório anual.

 

A major prevê que, nas próximas duas décadas, a demanda por produtos químicos deve superar o crescimento do PIB mundial e a demanda por energia e que a demanda por químicos crescerá aproximadamente 45% nos próximos dez anos.

 

Em 2018, a Exxon faturou US$ 9,3 bilhões no downstream e na área de Químicos (Chemical), contra US$ 14 bilhões no upstream.

 

A partir de 2019, a francesa Total passou a reportar os resultados de gás (upstream) e GNL – até então incluídos no E&P – em combinação com o downstream, energias renováveis e elétrica, formando a área IGPR. “O grupo continua a se expandir ao longo da cadeia de valor de gás integrado e eletricidade de baixo carbono”, ressalta a companhia no relatório anual de 2018.

 

No ano passado, a Total adquiriu a Direct Énergie, empresa francesa que atua nas áreas de geração e distribuição de eletricidade, gás natural e energia renovável. Nos próximos anos, planeja crescer no setor petroquímico, com projetos em estudo para os EUA, Arábia Saudita, Coreia do Sul e Argélia.

 

“A Total também segue expandindo seu negócio de Comercialização e Serviços em áreas de grande crescimento, notadamente no México, Brasil e Angola”, destaca a petroleira, que faturou US$ 5,8 bilhões no downstream em 2018. No upstream, a receita foi de US$ 10,2 bilhões.

 

Com atuação nos segmentos de combustíveis, lubrificantes e petroquímica, além da área de energias renováveis, a BP Energy enxerga potencial considerável de crescimento nos negócios de distribuição de combustíveis. “Estamos expandindo nosso negócio de varejo em regiões de rápido crescimento, como México, Indonésia e China”, assinala a britânica no relatório anual de 2018.

 

No Brasil, além de atuar no E&P, com 24 concessões distribuídas pelas bacias de Barreirinhas, Campos, Foz do Amazonas, Potiguar e Santos, a BP fabrica lubrificantes e biocombustíveis e distribui combustíveis de aviação e marítimos. Ao final de 2017, a empresa formou uma joint-venture (JV) com a Copersucar para operar um terminal de tancagem de etanol em Paulínia (SP) e, em julho, uma JV com a Bunge focada em etanol e bioeletricidade.

 

“A participação da BP no novo empreendimento aumentará os negócios de biocombustíveis existentes da empresa em mais de 50%”, informou a companhia.

 

Com importantes projetos de gás natural na África, a italiana Eni trabalha para ampliar a integração de sua área de Gás e Energia com as operações de downstream e upstream, a fim de buscar melhores margens na comercialização de óleo. “Planejamos acelerar o crescimento de nosso portfólio de GNL e alcançar 14 milhões de toneladas de volumes contratados até 2022”, estima a companhia em seu relatório de 2018.

 

No refino, a ENI acredita que a lucratividade do negócio será impulsionada com a aquisição de 20% de participação no complexo de refino de Ruwais, nos Emirados Árabes Unidos. Prevista para ser concluída ao final de 2019, a operação aumentará em 35% sua capacidade de processamento de hidrocarbonetos.

 

A petroleira europeia planeja, em paralelo, desenvolver projetos de mobilidade sustentável e novos combustíveis (baterias para veículos elétricos, hidrogênio e gás natural comprimido) e ampliar sua presença internacional na área de químicos, focando em tecnologias proprietárias e mercados em crescimento e desenvolvendo seu portfólio com produtos “verdes”.

 

A norte-americana Chevron, por sua vez, alcançou importantes marcos no downstream em 2018. Entre eles estão o comissionamento de uma planta de hidrogênio na Refinaria de Richmond, nos EUA, avanços em um empreendimento de aditivos para lubrificantes em Ningbo, na China, o comissionamento de uma unidade de craqueamento de etano do projeto de Cedar Bayou, no Golfo do México, e a expansão de sua rede de varejo no México.

 

No midstream, a petroleira assegurou capacidade de transporte por gasodutos na Bacia Permiana, nos EUA, visando maximizar valor antes de seu ramp-up de produção. Já sua empresa de shipping (transporte marítimo) realizou a entrega do primeiro componente modular do Projeto Future Growth, no Cazaquistão, em uma viagem de mais de 30 mil km.

 

“Nosso portfólio de upstream é ancorado por grandes ativos de longo prazo com baixo declínio de produção. Um downstream eficiente, com alto retorno, complementa o upstream”, observa a Chevron em seu último relatório anual.

 

No ano passado, a Statoil resolveu mudar seu nome para Equinor, como parte de sua estratégia de tornar-se uma empresa de energia, para além do petróleo. Hoje, a norueguesa conta com três plantas eólicas offshore em atividade no Reino Unido e uma solar no Brasil, onde também opera o campo de Peregrino, que produz mais de 40 mil bopd.

 

“O contexto energético deve continuar volátil, caracterizado por viradas geopolíticas. A resposta estratégica da Equinor é criar valor pela construção de um portfólio mais resiliente e diversificado”, enfatiza a companhia no relatório anual de 2018.

 

Downstream em peso nas Arábias

Uma das maiores produtoras de petróleo do mundo – com média de 13,6 milhões de boed em 2018 –, a Saudi Aramco é também uma das principais refinadoras de petróleo do planeta. Com isso, a empresa procura garantir demanda para sua produção de petróleo cru, além de capturar valor na cadeia de hidrocarbonetos.

 

A petroleira opera, atualmente, três refinarias na Arábia Saudita e constrói uma nova no reino, onde ainda detém participação em cinco plantas operadas por outras empresas e possui centros de distribuição de combustíveis. Na petroquímica, a Saudi Aramco mantém joint ventures com empresas como a DowDuPont, ExxonMobil, Lanxess, Shell, Sinopec, Sumitomo e Total.

 

“Estamos perseguindo uma estratégia para ampliar nossos negócios de ‘não-óleo cru’ e estreitar a integração entre as operações de upstream e downstream. Vemos a diversificação de produtos e integração global como meio de fortalecer a resiliência de nosso portfólio e entregar maior receita à companhia”, explica a empresa saudita em sua página na internet.

 

Nos últimos 30 anos, a ENOC – petroleira estatal dos Emirados Árabes Unidos (EAU) – deixou de ser um player local de óleo e gás para se tornar uma companhia global com ativos distribuídos pela cadeia de valor do setor de energia. Além de atividades de E&P, os negócios do grupo cobrem comercialização e processamento, terminais, varejo de combustíveis e aviação.

 

Em seu relatório anual de 2017 (último disponível), a ENOC informa que possui capacidade para refinar 140 mil b/d, além de ter mais de 30 subsidiárias envolvidas em refino, blending (mistura) de lubrificantes, tancagem, aviação e varejo atuando em 60 mercados distintos, com mais de 11,3 mil funcionários.

 

O plano traçado pela petroleira prevê expansões nas áreas de refino, varejo e tancagem, crescimento do market share de abastecimento de diesel, combustível de aviação e GLP, entre outros derivados, além do investimento em mobilidade (veículos elétricos, autônomos. “No upstream, a prioridade é gerar valor pela criação de sinergias com os negócios de downstream”, ressalta a companhia no documento.

 

Na Líbia, a National Oil Corporation (NOC) possui subsidiárias que operam refinarias como as de Zawia e Ras Lanuf, plantas de amônia, ureia e metanol, além do complexo petroquímico de ras Lanuf e uma planta de processamento de gás. Visando ao estabelecimento de indústrias petroquímicas, a estatal investiu, nos últimos anos, no desenvolvimento de plantas de etileno e polipropileno.

 

A NOC possui ainda afiliadas com atuação na perfuração e work-over, fornecimento de materiais e equipamentos, instalação e manutenção de dutos de transporte de óleo e gás, construção e manutenção de tanques de armazenamento de óleo e gás, além de um centro de pesquisas e estudos técnicos nos segmentos de E&P e derivados.

 

Na Nigéria, que concentra a maior reserva de petróleo na África, a estatal Nigerian National Petroleum Corporation (NNPC) atua nos segmentos de E&P, refino, distribuição de combustíveis, gás e energia, dutos e tancagem. Hoje, a companhia tenta alinhar parcerias com a Chevron Nigeria para ampliar a capacidade de refino e de produção de GNL no país.

 

Outras grandes detentoras de reservas do eixo Oriente Médio-África, a Kuwait Oil Company e a Iranian Oil Company também atuam no downstream, operando refinarias, redes de dutos e/ou terminais, por exemplo. No entanto, ambas têm, hoje, como prioridade a exploração, produção e exportação de petróleo cru.

 

Enquanto isso, petroleiras asiáticas têm intensificado investimentos no exterior para garantir acesso a reservas de óleo e gás, mas de forma integrada, trazendo a produção de volta a seus países de origem para refinar e vender por lá. Nos últimos 20 anos, a Ásia foi a região onde o refino mais cresceu no mundo, com destaque para países como China, Índia e Coreia do Sul.

 

América Latina
Dona da maior reserva provada de petróleo do mundo, de aproximadamente 300 bilhões de barris, a venezuelana PDVSA afirma, em seu último plano estratégico publicado (2016-26), que tem como objetivo posicionar-se como uma empresa líder em produção, refino e comercialização óleo pesado.

 

Entre as ambições estão a consolidação do gás natural como fonte principal de abastecimento energético do país e garantir que todos os planos e projetos de E&P tenham como premissa transformar a Venezuela em uma potência de refino, processamento de óleo cru e petroquímica.

 

No entanto, afetada pelos efeitos da greve dos petroleiros de 2002 e os problemas econômicos do país, a PDVSA reduziu em mais de 60% sua produção. E as perspectivas de melhora são rarefeitas, tendo em vista as sanções econômicas dos EUA, que impedem, por exemplo, o refinanciamento da dívida da petroleira em dólar.

Na Argentina, a YPF trabalha para se tornar uma companhia integrada de energia. Em seu plano de negócios estão previstos novos projetos de midstream, incluindo a expansão da Compañia Mega – empresa focada no processamento de gás na qual a Petrobras detinha participação de 34% – e a expansão de sua malha de gasodutos; de geração elétrica (3 a 4 GW novos instalados até 2023); e petroquímica (Nova unidades de ureia, metanol, polietileno e propileno em estudo).

 

No México, a Pemex pretende recuperar a capacidade de refino do país com recursos gerados a partir de investimentos público-privados via contratos de serviço de longo prazo de produção de óleo. Entre as metas estão a reabilitação de seis refinarias existentes e o desenvolvimento de uma nova (Dos Bocas).

 

Riscos do pré-sal
Para Ricardo Bedregal, da IHS Markit, a estratégia da Petrobras de focar em águas profundas é potencialmente arriscado, tendo em vista o movimento de transição energética pelo qual o mundo deve passar nas próximas décadas. Além disso, ao contrário do que acontece com os projetos de shale nos EUA, por exemplo – onde ativa-se e desativa-se um projeto com facilidade – um empreendimento no pré-sal é muito mais vulnerável a variações do preço do barril.

 

“Quero crer que esse é um movimento tático de curto prazo para atender às demandas da nova estratégia de governo, que tenta ampliar a competição no downstream, e diminuir o impacto da dívida sobre o caixa da companhia. Enxergo uma mudança mais pragmática de portfólio mais para frente”, prevê o consultor.

 

Ele cita os acordos estratégicos formalizados pela Petrobras com petroleiras como a Equinor, Exxon e BP como possíveis caminhos para voltar a ampliar suas atividades no exterior, por exemplo.

 

“Há esse desejo na Petrobras, mas ainda faltam recursos para investir fora do Brasil. O excedente da cessão onerosa, por exemplo, trará enorme alocação de capex da Petrobras”, pondera, referindo-se ao leilão de novembro, no qual a estatal já exerceu direito de preferência por duas áreas que serão ofertas (Búzios e Itapu).

 

Bedregal acredita que multinacionais como a anglo-suíça Glencore e a holandesa Vitol, além de japonesas como a Marubeni, estão entre os potenciais candidatos a ampliar sua participação no downstream brasileiro, além de grandes fundos internacionais. “Mas, se houver indícios de que haverá controle de preços, isso poderá afastá-los”, alerta o consultor.

 

Na quinta-feira (1/8) – após a entrevista cedida por  Bedregal à Brasil Energia –, os grupos Vitol e o Dislub Equador anunciaram o início de um processo de associação e atuação conjunta no Brasil, com objetivo de ampliar sua capacidade de investimento e suprimento de combustíveis no país.

 

Pesquisador do Instituto Nacional de Estudos Estratégicos de Petróleo (Ineep), William Nozaki lembra que, entre os anos 2000 e 2010, grandes petrolíferas se retiraram do mercado de distribuição de combustíveis no Brasil. A italiana ENI, por exemplo, vendeu a rede de postos Agip, e as norte-americanas Chevron e Exxon retiraram, respectivamente, os postos Texaco e Esso.

 

Na ocasião, explica, a justificativa oficial das empresas passava pela avaliação de que o mercado brasileiro era marcado por incertezas regulatórias, sonegação de impostos e adulteração de combustíveis, elementos que criariam distorções na concorrência.

 

“No entanto, é importante considerar que, no Brasil, a Agip se concentrou mais em estratégias para tornar o GLP competitivo do que o diesel e a gasolina, quando o grupo Ultra adquiriu a Shell-Gas a italiana perdeu poder de mercado. A Texaco também não resistiu ao modelo de negócios dos postos de combustíveis incrementados com lojas de conveniência e foi vendida para o grupo Ultra. Já a saída da Esso se deu como resultado da fusão entre Cosan e Shell, que criou a Raízen, e definiu que a rede de postos herdaria o nome da empresa anglo-holandesa”, observa Nozaki.

 

Na década da alta no preço do petróleo, houve, portanto, um movimento de concentração e centralização de mercado, com destaque para grupos nacionais. Nos últimos anos, porém, há, segundo o pesquisador, um movimento distinto se configurando: no Sudeste, a francesa Total comprou a rede Zema; em Minas Gerais, a chinesa Petrochina comprou a rede TT Work; no Sul, a holandesa Vitol comprou a rede Rodoil; ao passo que a Glencore adquiriu a rede AleSat espalhada pelo país.

 

Assim, no período em que o preço médio do petróleo caiu, também se viu maior integração e verticalização de empresas que atuam no setor, mas, desta vez, com destaque para grupos internacionais.

 

“É nesse cenário que se inscreve a venda do controle acionário da BR Distribuidora pela Petrobras, em uma estratégia que destoa do que têm feito as grandes petrolíferas e outras empresas que têm buscado entrar nesse segmento”, assinala Nozaki.

 

Em artigo publicado recentemente, Nozaki e Rodrigo Leão, também do Ineep, apontam como potenciais interessadas para ingressar nas refinarias da Petrobras empresas como a Shell – operadora de campos petrolíferos e distribuidora de derivados no país –, a malaia Petronas –  que já está na cadeia brasileira de distribuição de lubrificantes  e que, em abril, comprou 50% do campo de Tartaruga Verde e o Módulo III de Espadarte –, a francesa Total e a chinesa CNPC, que vêm investindo em ativos locais de E&P e distribuição.

 

“À medida que essas empresas vão percebendo que sua produção no pré-sal não será algo marginal, mas elevado no longo prazo, elas vão começando a atuar de maneira integrada no caso brasileiro”, sublinha Leão.

 

Visão Petrobras
A companhia brasileira não está, é claro, alheia ao que se passa no mundo. Em seu plano estratégico 2040, a Petrobras define como metas otimizar sua posição no segmento de gás natural e energia no Brasil e no exterior e integrar seu portifólio de refino, logística, comercialização e petroquímica às atividades de produção de óleo e gás nacionais

 

Se, por um lado, a estatal mantém o plano de sair dos negócios de fertilizantes, distribuição de GLP e da produção de biodiesel e etanol, por outro, planeja atuar na área de energia renovável, com foco em eólica e solar no Brasil.

 

Até 2022, a Petrobras pretende instalar a primeira eólica offshore do país, no polo de Guamaré, no Rio Grande do Norte. A planta piloto ampliará a capacidade de geração eólica da companhia, que, hoje, já conta com os quatro parques de Mangue Seco, localizados no mesmo estado.

 

Também estão em andamento outras iniciativas que visam preparar a companhia “para um futuro baseado em uma economia de baixo carbono”, conforme descrito em seu plano de negócios e gestão. Um exemplo é a contratação de um novo veículo híbrido para modernizar a frota do laboratório de ensaios veiculares de seu centro de pesquisas (Cenpes).

 

O laboratório tem capacidade para medir as emissões de poluentes, o consumo de combustível e as emissões de gás carbônico (CO2) de diferentes tipos de veículos a combustão, híbridos e elétricos.

 

“O Cenpes acompanha a evolução dos veículos híbridos desde 2001, por meio de revisão bibliográfica e realização de ensaios de emissões e consumo. Entre os benefícios dessa linha de pesquisa está o suporte técnico para o desenvolvimento de combustíveis do futuro, com potencial de reduzir emissões de poluentes e aumentar o desempenho dos veículos”, informou a Petrobras via assessoria de imprensa.

 

A Brasil Energia procurou a Petrobras para comentar o assunto, mas não obteve retorno.

 

Comentários


O que você procura?


Últimas Postagens



Nota editorial

Os textos publicados neste blog são de responsabilidade dos seus autores e não refletem necessariamente a linha programática e as opiniões do Ineep. A função do blog é divulgar os principais fatos e notícias do setor petróleo e, quando oportuno, analisar assuntos relevantes. São essas análises, elaboradas pelo Ineep, que apresentam a opinião do Instituto sobre os mais diferentes assuntos debatidos na conjuntura setorial.