A realidade desafia a estratégia atual da Petrobras
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- Cláudio Oliveira e Felipe Coutinho
- 09/08/2017
Insistir na atual estratégia de focar na produção de petróleo cru e privatizar os ativos que aumentam seu valor é confrontar a realidade. Mais sensato é mudar a estratégia, agregar valor ao petróleo, interromper a venda de ativos e preservar a atuação corporativa integrada, o que garante a geração de resultados diante da variação dos preços do petróleo. Enfim, é preciso entender a realidade, mudar o plano estratégico e parar de enfrentar desnecessários desafios autoimpostos. Ao invés de errar no planejamento, culpar a realidade e insistir no erro esperando que a realidade mude, é melhor compreender a realidade e mudar o rumo estratégico.
No dia 3 de julho de 2017 os funcionários da Petrobras receberam uma mensagem do Diretor de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão, Nelson Silva (1). Neste artigo avaliamos criticamente os argumentos apresentados. Nosso objetivo é debater pública e transparentemente a visão estratégica que hoje conduz o destino da maior empresa do país.
O Diretor inicia a carta afirmando:
“Nestes últimos meses temos observado um aumento da volatilidade nos preços internacionais do petróleo que tem se materializado com uma queda acentuada nos preços do petróleo. O barril hoje oscila em torno de US$ 46 quando no início do ano estava na casa dos US$ 55 por barril, ao mesmo tempo em a que nossa moeda tem se valorizado. Como não temos controle sobre estas duas variáveis e ambas têm impacto significativo nos nossos resultados (o Brent mais que o câmbio), gostaria de compartilhar algumas reflexões sobre como isso nos afeta e como podemos garantir a entrega das nossas metas em um ambiente de negócios ainda mais desafiador”.
Segundo o executivo, nos últimos meses (não define quantos) a variação dos preços do petróleo teria aumentado. Como ele cita o preço no início do ano, vamos assumir que se trata de seis meses. No gráfico 1 apresentamos a variação do preço do petróleo entre janeiro de 2000 e junho de 2017. No gráfico 2 apresentamos a variação mensal no mesmo período.
Gráfico 1: Preço do petróleo (Brent), médio mensal, 2000 a junho de 2017 (2) 
Gráfico 2: Variação mensal do preço do petróleo, do tipo Brent, entre 2000 e o junho de 2017 (2)
O executivo encontrou um período no qual o petróleo se desvalorizou US$ 9/barril, “do início do ano até hoje”. Para o petróleo do tipo Brent, existe outro período, do final do ano passado até a data da mensagem, no qual o petróleo se valorizou US$ 7,52/barril (41,61 US$/b em 11/11/16 e 49,13 US$/b em 3/7/17). Os dados evidenciam que não há nada de novo no padrão oscilatório dos preços nos últimos seis meses.
Segundo o diretor, o movimento de queda do preço do petróleo e de valorização do Real tem impacto significativo nos resultados da Petrobras. Entendemos que ele, ao definir o cenário como “desafiador”, quer dizer que o impacto seria negativo.
Na tabela abaixo apresentamos a cotação média anual do petróleo e do real em comparação com a geração operacional de caixa da Petrobras.
Tabela 1: Preços médios do petróleo e do real, geração operacional de caixa anual da Petrobras (2012-2016)
Como pode ser observado, a geração operacional de caixa da Petrobras é consistente e não é sensível à variação dos preços do petróleo e da cotação do real. Essa é a vantagem da Petrobras ser uma corporação integrada, diante da variação dos preços do petróleo ela é capaz de gerar resultados em diferentes elos da sua cadeia produtiva. Quando o petróleo está alto, o resultado é contabilizado pela produção, quando está baixo, os resultados vêm do refino, da petroquímica e da comercialização dos derivados. O cenário desafiador identificado pelo executivo é relacionado à Petrobras desintegrada, que será o resultado da sua estratégia, não da Petrobras que temos e que é nosso dever preservar e desenvolver.
Em seguida o Diretor afirma:
“Entre dezembro de 2008 e o primeiro trimestre de 2011, assistimos a uma fortíssima elevação nos preços do petróleo causada pela reação dos países da OPEP, que cortaram rapidamente a produção depois da crise de 2008, e também pela recuperação da demanda, especialmente na China e na Índia. O Brent de referência partiu de um patamar de US$ 40 para US$ 120/barril ao longo de 27 meses de aumentos sequenciais”.
Na tabela 2 apresentamos os dados históricos citados pelo executivo. Segundo ele, a elevação dos preços do petróleo, entre dezembro de 2008 e o primeiro trimestre de 2011, teria sido causada pelo corte da produção dos países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) e pela recuperação da demanda, com ênfase para China e Índia. Destacamos os dados do período em vermelho.
Tabela 2: Preços médios anuais do petróleo, produção da OPEP e consumo agregado da China e da Índia (3)
A diminuição da produção da OPEP, entre 2008 e 2009, foi plenamente recuperada em 2010 e elevada substancialmente em 2011. Seguiu praticamente estável até 2014, enquanto os preços se mantiveram altos. Evidentemente, não houve causalidade entre a “rápida redução” da produção da OPEP e a elevação com sustentação dos preços.
Com relação à contribuição da demanda da China e da Índia para a elevação e sustentação dos preços, de 2009 a 2014, não percebemos nada de particular no período. China e Índia vêm elevando historicamente seus consumos de petróleo para sustentar o dinâmico crescimento econômico que vivem.
Para entender o comportamento dos preços desde 2007, é necessário ir além dos dados de produção e consumo de petróleo. É preciso observar também o sistema financeiro, em especial a política monetária do Federal Reserve (FED), o banco central dos EUA. Temos que considerar o preço relativo do dólar, em relação às demais mercadorias e moedas, preço que é influenciado pela política monetária do FED.
O gráfico seguinte revela a sincronia na variação dos preços das mercadorias (commodities) que são comercializadas internacionalmente em troca de dólares.
Gráfico 3: Índices de preços de mercadorias (commodities) selecionadas (11)
A política monetária define a liquidez da moeda, a partir da taxa de juros e da quantidade da moeda em circulação. Depende da adoção, ou não, do mecanismo da facilitação monetária (quantitative easing, QE). Na facilitação monetária, o governo estadunidense emite títulos da dívida que são trocados por dólares emitidos pelo FED. O FED fica com os títulos, enquanto o governo norte-americano decide o destino dos novos dólares que são colocados em circulação.
Desde a crise iniciada em 2007, o governo optou, em diversos ciclos, por destinar esses recursos ao sistema financeiro. Quanto menores os juros e maiores os montantes de dólares colocados em circulação, mais desvalorizada a moeda norte-americana e mais valorizadas as demais moedas e mercadorias, incluindo o petróleo.
Os gráficos apresentados a seguir revelam a correlação do preço relativo do dólar, com o preço do petróleo e do Real brasileiro. Também apresentam os ciclos de injeção monetária. Para facilitar o entendimento apresentamos sequencialmente.
Gráfico 4: Variação do preço do petróleo e do índice de valorização do Real [2]
O gráfico anterior evidencia a forte correlação entre a valorização do petróleo e do real. Quanto mais caro o petróleo, mais valorizado o Real brasileiro. Da mesma forma o inverso.
No gráfico seguinte incluímos o indicador que mede a valorização do dólar norte americano.
Gráfico 5: Variação do preço do petróleo e dos índices de valorização do Real e do Dólar [2]
O índice que mede o valor relativo do dólar tem variações menores, mas podemos observar que enquanto o dólar se valoriza, o petróleo e o real se desvalorizam, assim como o inverso.
Como já foi dito, o preço relativo do dólar é influenciado pela política monetária do FED que determina sua liquidez internacional. No próximo gráfico apresentamos a variação do dólar e da taxa de juros pagas por títulos da dívida norte americana que são arbitrados pelo FED.
Esperamos que quanto maior a taxa, menor a liquidez do dólar, menos dólares circulam, maior o valor relativo da moeda e menor o preço relativo do petróleo. O inverso também pode ser esperado, mas adiantamos que os juros não são o único instrumento do FED na sua política monetária.
Gráfico 6: Variação do preço do petróleo e da taxa de juros para títulos da dívida dos EUA (2)
Na maior parte do período observado, confirmamos a expectativa de que juros em elevação estão correlacionados com preços do petróleo em queda. Da mesma forma, o inverso. Entretanto, como foi adiantado, precisamos avaliar outros instrumentos monetários. Os juros não são suficientes para entender a correlação da política monetária do FED com os preços do petróleo. Em diversos períodos esta correlação parece não funcionar. Precisamos incluir outra ferramenta utilizada pelo FED, os ciclos de injeção de moeda ou “quantitative easing”.
No gráfico abaixo incluímos os títulos do tesouro dos EUA e os títulos garantidos por hipotecas detidos pela Reserva Federal (FED), para todos os vencimentos.
Gráfico 7: Variação do preço do petróleo, da taxa de juros para títulos da dívida dos EUA e montante dos títulos da dívida e hipotecários acumulados pelo FED (2)
Aos títulos da dívida e hipotecários acumulados pelo FED corresponde à mesma quantidade de moeda disponível para a economia, segundo os critérios do governo norte-americano. Reiteramos que o governo tem optado por destinar a maior parte desses recursos ao sistema financeiro, aos bancos qualificados como “grandes demais para falir”.
No gráfico indicamos o início dos ciclos de injeção monetária – “Quantitative Easing, QE” - e sua interrupção. O início coincide com a desvalorização do dólar e consequente valorização do petróleo, assim como na valorização de outras mercadorias e moedas. Na interrupção, observamos a valorização do dólar e a desvalorização do petróleo.
Acreditamos que, além dos aspectos da demanda e oferta do petróleo, a política monetária para a moeda que ainda é a mais utilizada no comércio internacional do petróleo é importante para determinar a variação dos seus preços.
Na mensagem aos petroleiros, o executivo descreve uma relação causal entre a elevação dos preços e o corte na produção dos países da OPEP entre 2008 e 2011, além da demanda da China e da Índia. Nós evidenciamos que esta relação de causa e efeito não pode ser demonstrada. Nós levantamos a hipótese e demonstramos que a política monetária do FED foi relevante na determinação da variação dos preços do petróleo a partir de 2008.
Vamos ao próximo trecho da carta:
“Com a demanda forte e os ajustes de produção realizados pelos principais países produtores, entre 2011 e a metade de 2014, o balanço entre oferta e demanda permitiu que os preços se mantivessem entre US$ 100 e US$ 120/barril, tendo ultrapassado US$ 126/barril no primeiro trimestre de 2012. Isso permitiu que o setor de óleo e gás trabalhasse com margens mais elevadas, viabilizando a aprovação de projetos com custos mais altos. Interessante notar que, durante esses três anos e meio de preço elevados, a maior parte do aumento da demanda se deu em países em desenvolvimento como China, Índia, Brasil e Arábia Saudita, onde o aumento do preço do petróleo não foi repassado totalmente para os consumidores, gerando um impacto inverso (aumento) da demanda”.
A seguir apresentamos os dados históricos da variação dos preços e da produção do petróleo, além da demanda agregada da China, Índia Brasil e Arábia Saudita. Segundo o executivo, os “ajustes na produção” e a forte demanda desses países teriam sustentado os preços elevados entre 2011 e a metade de 2014.
Gráfico 8: Variação do preço, da produção mundial e da demanda agregada por petróleo da China, Índia, Brasil e A. Saudita (médios anuais (2 e 3))
O aumento da demanda agregada - China, Índia, Brasil e Arábia Saudita - já era uma realidade antes da elevação e sustentação dos preços do petróleo, entre 2009 e 2014. Esse fator não pode, portanto, ser apontado como a causa deste comportamento conjuntural dos preços. Da mesma forma a produção cujos “ajustes” sempre foram feitos não tem nada de específico a apontar para a elevação, sustentação e colapso dos preços entre 2009 e 2014.
Como descrevemos anteriormente, para entender a variação dos preços do petróleo entre 2009 e 2014 é preciso analisar o sistema financeiro, em especial a política monetária norte-americana.
Seguimos na carta do executivo aos funcionários da Petrobras:
“E o que vimos a partir de 2014? O mercado mundial de petróleo está passando por uma verdadeira revolução causada por quatro fatores principais: 1) redução da taxa de crescimento da demanda; 2) fim do embargo comercial ao Irã; 3) os problemas no Iraque e na Líbia não afetaram a produção destes países; 4) a revolução tecnológica do shale estadunidense como resultado da perfuração horizontal e fraturamento hidráulico, tornando econômico o desenvolvimento de vastas reservas de gás e óleo em mais de 16 estados do país, de modo que os EUA reduzissem muito a importação e, por fim; 5) a decisão da Arábia Saudita e dos países da OPEP de não mais sacrificarem suas produções em defesa do preço, postura só alterada em outubro de 2016. Como consequência, o mercado foi levado à condição de sobreoferta, acarretando uma forte queda de preços do patamar de US$ 100/barril em agosto de 2014 até US$ 27/barril em janeiro de 2016”.
No primeiro ponto, o executivo elege a redução do crescimento da demanda como uma das causas do que qualifica como uma verdadeira revolução vista a partir de 2014. A seguir apresentamos o histórico dos preços do petróleo, da demanda mundial por combustíveis líquidos e a taxa anual de variação da última.
Gráfico 9: Preço do petróleo, consumo dos combustíveis líquidos e sua taxa de variação (médios anuais (2 e 4))
A partir de 2014 não se observa queda na taxa de crescimento da demanda por combustíveis líquidos que possa justificar a queda dos preços do petróleo. Também não é possível identificar a variação (não a queda) da taxa de crescimento da demanda como a causa de alguma mudança estrutural revolucionária.
Nos itens 2, 3 e 5, o executivo elege a produção do Irã, do Iraque, da Líbia e da Arábia Saudita como relevantes no aumento da oferta mundial de petróleo. Ponderamos que mais importante do que selecionar alguns países é avaliar a produção e a demanda agregada mundial, assim como estudar o histórico do relativo excedente ou déficit, que determina a variação dos estoques estratégicos dos países.
No gráfico seguinte, apresentamos os preços históricos do petróleo tipo WTI e a variação dos excedentes, ou déficits, de produção.
Gráfico 10: O excedente ou déficit relativo dos líquidos mundiais (produção menos consumo) e o preço do petróleo bruto WTI ajustados pelo índice de preços ao consumidor (CPI), em dólares de fevereiro de 2015, período: 2003-2015 (5)
Em meados de 2004 e de 2005, o superávit de suprimento relativo foi muito maior do que ocorreu no colapso do preço 2014-2015, mas os preços continuaram a aumentar. Quando os comerciantes do petróleo percebem os limites de oferta e o aumento dos preços, o preço abaixo de algum limite crítico não é um problema. Eles estão dispostos a suportar o custo do armazenamento e o interesse de manter a mercadoria no futuro quando ela for mais valiosa.
Em 2004, o superávit de suprimento relativo atingiu 1,9 milhão de barris por dia e em 2005 atingiu 4,1 milhões de barris por dia. Em contraste, o maior superávit de oferta no atual colapso do preço do petróleo foi de 1,7 milhão de barris por dia em janeiro de 2015 (5).
A demanda agregada e os excedentes, ou déficits, históricos da produção em relação ao consumo são mais adequados do que a produção de alguns países para entender a variação dos preços. Ainda assim, não são suficientes para explicar a ascensão, sustentação e colapso dos preços do petróleo entre 2008 e 2014. Reiteramos que além de avaliar os efeitos agregados de produção, consumo, acúmulo ou déficit de reservas, é preciso entender as correlações com o sistema financeiro e monetário.
No 4º item o executivo cita a “revolução tecnológica” que teria possibilitado o aumento significativo da produção de petróleo e gás nos EUA. No gráfico abaixo apresentamos o histórico da produção de petróleo dos EUA e o preço do petróleo.
Gráfico 11: Preço do petróleo Brent e produção de petróleo dos EUA (2)
A escalada dos preços do petróleo se inicia em dezembro de 2008, com preço médio de 39,95 US$/b. A produção norte-americana só responde em setembro de 2011 e se eleva constantemente até abril de 2015.
As condições financeiras de liquidez que alavancaram os preços do petróleo também estão entre as causas do aumento da produção dos EUA. Crédito barato e abundante, graças à queda dos juros e aos ciclos de injeção monetária, permitiram aos produtores aplicar as tecnologias disponíveis e desenvolvê-las com o aprendizado operacional.
Os recentes aumentos de produção de petróleo e gás não convencional nos
EUA se devem a uma série de condições específicas (conjunturais e locais). Podemos destacar: 1) a indústria altamente desenvolvida de petróleo e gás com infraestrutura disponível; 2) áreas potenciais com densidades populacionais baixas e propriedade privada dos recursos do subsolo; 3) disponibilidade financeira: crédito abundante e barato (facilidade monetária); 4) preços relativamente altos do petróleo e do gás alcançados desde 2006; 5) rápido desenvolvimento dos poucos “pontos quentes” de gás de xisto e óleo “tight”, enquanto o declínio da produção de petróleo e gás convencional continua a progredir.
A relevante produção norte-americana não será suficiente para mitigar as restrições globais para acesso à energia primária barata, da qual depende o crescimento produtivo e econômico. Apesar do significativo aumento da produção nos EUA, as reservas são relativamente pequenas e os custos de produção comparativamente altos em comparação com o histórico do petróleo convencional.
A economia é um sistema complexo. Temos muitas variáveis de difícil correlação, mas a correlação entre o consumo de energia e o crescimento econômico nos parece evidente.
Gráfico 12: Consumo de energia primária e Produto Mundial Bruto¨(6)
Este gráfico diz que se você quer uma unidade adicional de crescimento econômico, você precisa ter um incremento no consumo de energia. Mais crescimento significa mais energia consumida. E hoje, o petróleo é a fonte mais importante de energia, é a dominante. Apesar do que você pode ler sobre desenvolvimentos em alternativas e outras formas de energia, nossa dependência do petróleo é massiva.
Seguimos na mensagem do executivo aos funcionários da Petrobras:
“A produção de shale e tight oil nos Estados Unidos cresceu mais de 20% em 2014 e 2015 enquanto a produção nos países da OPEP subiu 9%. Estes produtores não-convencionais de óleo e gás, que tem um ciclo de exploração muito menor que os 10 anos que tipicamente têm os operadores tradicionais, como o nosso caso, são capazes de interromper e reiniciar a produção em períodos bem mais curtos. Em grande parte, já conseguem ser rentáveis com um preço de petróleo em torno de US$ 50/barril. O que temos visto na prática é que sempre que os preços do petróleo ultrapassam esse patamar, a produção e a atividade exploratória do shale e tightoil sobem rapidamente e as cotações da commodity caem. Hoje, a produção total do shale já supera os 5 milhões de barris diários, equivalente a 50% do total dos EUA”.
Em grande parte, as produções de shale gas e tight oil são rentáveis com petróleo em torno de US$ 50/barril?
A verdade é que a produção de gás de folhelho (shale) dos EUA está em declínio por causa de preços baixos e as empresas de gás de shale estão em problemas financeiros profundos, porque no mundo real, preço e custo são importantes (7).
No próximo gráfico apresentamos a produção do gás natural nos EUA e seus preços.
Gráfico 13: Índice de preço do gás natural e produção nos EUA (2 )
O gás do folhelho (shale) é o principal suporte para toda a produção de gás dos EUA, uma vez que o gás convencional está em declínio terminal. A produção tem encontrado limites e decrescido em virtude dos preços relativamente baixos em comparação aos custos de produção.
Os preços do gás Henry Hub caíram desde fevereiro de 2014, de US$ 6 / MMBtu para US$ 3 em junho de 2017. A tabela abaixo apresenta os preços mínimos necessários para sustentar a atividade produtiva dessa indústria.
Tabela 3: Preços de equilíbrio (breakeven) do gás de folhelho (shale (7))
O preço de US$ 3/MMBTU está bem abaixo do preço de “breakeven” (mínimo necessário à operação econômica) para qualquer operador, mesmo na região produtiva de Marcellus. O gás de folhelho fez sentido na primeira década deste século, quando os preços reais do gás progrediram em quase US$ 7/MMBTU. Isso ocorreu porque havia um déficit de provisão, já que a produção convencional diminuiu antes que o fornecimento de gás de folhelho aumentasse para substituí-lo.
A queda dos preços do gás expôs a ilusão do pensamento mágico do gás de shale. O crescimento da produção foi financiado pela dívida. O capital em busca do rendimento continuou a fluir e a produção excedente levou os preços abaixo dos US$ 2 no final de 2015. O capital pode continuar a fluir para empresas de gás de shale, mas a maior parte será usada para reparar os balanços patrimoniais. Os preços aumentarão gradualmente e as empresas financeiramente mais fortes em áreas mais produtivas como Marcellus e Utica sobreviverão. Muitas outras empresas não.
Os EUA têm talvez uma década de fornecimento de gás por cerca de US$ 6 e consideravelmente mais a preços mais altos. Quando os preços atingirem esses níveis, a insensatez da exportação será evidente (7).
A consultora Haynes and Boone monitorou os 123 produtores norte-americanos de petróleo e gás que declararam falência desde o início de 2015. Essas falências envolvem aproximadamente US$ 79,9 bilhões em dívidas acumuladas. Até 27 de abril último, nove produtores apresentaram falência em 2017, representando aproximadamente US$ 5,7 bilhões em dívidas acumuladas (12).
Nos gráficos abaixo apresentamos o número de companhias norte-americanas de E&P (Energia e Petróleo) que declararam falência desde 2015 e o total acumulado das dívidas agregadas envolvidas.
Gráfico 14: Número acumulado de falências das companhias de E&P dos EUA (2015 até 27/4/2017) – (12).
Gráfico 15: Dívidas agregadas cumulativas referentes às falências das companhias de E&P dos EUA (2015 até 27/4/2017)
Continuamos na mensagem do Diretor Nelson Silva aos petroleiros:
“durante parte do ano passado e no primeiro trimestre deste ano, o preço do petróleo parecia que se consolidaria em torno de US$ 55/barril, o que seria um cenário favorável para o nosso PNG. Não é mais esse o cenário em que vivemos. Na semana passada, o Brent caiu para US$ 44/barril e temos visto oscilações entre US$ 46 e US$ 48/barril”.
Como assim? O preço parecia que ficaria em torno de US$ 55/barril? Aqui precisaríamos ter dons mediúnicos para nos comunicar com o deus mercado e conhecer suas intenções para poder comentar.
Vamos ao próximo parágrafo:
“É uma mudança bastante significativa, especialmente quando do outro lado da equação está a valorização recente de nossa moeda. As projeções que fizemos no nosso PNG eram de um dólar na casa de 3,55 reais, o que quer dizer que nossas exportações renderiam mais quando convertidas em reais. No entanto, os mercados atualmente trabalham com uma taxa de câmbio próximo a 3,30 reais/dólar. Não podemos negar que este efeito cambial acaba sendo benéfico sobre a dívida, pois o nosso endividamento passa a ser convertido por uma taxa menor. Mas nesta equação, o impacto maior na nossa empresa, assim como nas demais companhias de petróleo é, sem dúvida, a queda do barril de petróleo. Esta realidade nos desafia ainda mais”.
O problema revelado não é originado pelas condições da economia ou do mercado. O problema é estratégico e sua origem está no atual planejamento da estatal. Pretender transformar a Petrobras em exportadora de petróleo cru, enquanto se desintegra e vende ativos nas áreas de refino, petroquímica, termoelétricas, redes de gasodutos, distribuição de GLP e de gás natural, produção de biocombustíveis, distribuição de derivados etc. é o grande erro. O mundo aparentemente não se adequou ao plano da Petrobras e agora o Diretor culpa a realidade e reafirma seu plano privatista e primário-exportador.
O desafio é que precisamos mudar o Plano Estratégico e de Negócios (PE 2017-2021), preservar os ativos da companhia, agregar valor ao petróleo e garantir o acesso e a ampliação dos produtos da Petrobras no mercado interno brasileiro. Usar renda petroleira do pré-sal para levantar a infraestrutura da produção das energias renováveis, vocação inequívoca de um país continental, com vastas áreas agricultáveis, água e incidência solar tropical como o Brasil.
O desafio é corrigir a política de preços e recuperar o mercado brasileiro e a atividade das nossas refinarias, que chegaram a cerca de 25% de ociosidade.
Não trataremos aqui do parágrafo sobre a segurança industrial. Seguimos para os trechos seguintes:
“A nossa outra métrica de topo, que é a redução da alavancagem, também está no caminho certo: no balanço do primeiro trimestre reduzimos a relação entre a dívida líquida e a nossa geração operacional de caixa (proxy do EBTIDA) para 3,24. Faço aqui uma pausa para reforçar que a redução da dívida não é somente um esforço financeiro. É principalmente um esforço para recuperarmos a nossa capacidade de investir.
Deixe-me explicar melhor: hoje, quando comparamos a Petrobras com outras empresas do setor vemos que pagamos aproximadamente U$S 7 bilhões em juros enquanto outras grandes companhias integradas como a Total, Chevron, Exxon, BP pagam cerca de US$ 2 bilhões ou menos. Isso quer dizer que, a cada ano, o que pagamos a mais de juros reduz a nossa capacidade de investir em valor equivalente a um sistema de produção completo do pré-sal. O nosso objetivo principal ao reduzir a dívida é exatamente que esses recursos, que hoje são consumidos por juros, possam ser direcionados a investimentos, o mais rápido possível”.
É óbvio que a Petrobras tem de pagar mais juros do que as petroleiras citadas, uma vez que a dívida da companhia é maior que das outras. Mas a dívida é maior porque a Petrobras tem uma nova fronteira geológica para desenvolver, tem o pré-sal para investir e as outras não têm bons projetos há muito tempo.
As petroleiras citadas tem visto suas reservas, produção, receita de vendas e geração operacional de caixa se degradarem nos últimos anos. Tal situação é detalhada em “O fracasso da gestão das multinacionais do petróleo e as lições para a Petrobras” (8).
A seguir apresentamos o histórico recente da geração operacional de caixa da Petrobras e das multinacionais privadas.
Gráfico 16: Geração operacional de caixa da Petrobras, Chevron, Exxon, Shell e BP (em bilhões US$)
Qualquer uma delas adoraria ter a dívida e pagar os juros que a Petrobras paga, se tivessem os mesmos direitos e o domínio tecnológico que a estatal brasileira tem em relação ao petróleo e ao gás natural do pré-sal.
Em 2016 a Petrobras, teve uma geração operacional de caixa de US$ 26 bilhões. A Exxon, que é a maior das petroleiras e tem uma receita duas vezes maior que a Petrobras, teve uma geração operacional de caixa de US$ 22 bilhões.
A Chevron, segunda maior petroleira norte-americana, nas mesmas condições teve uma geração operacional de caixa de US$ 16 bilhões.
Portanto, podemos afirmar que a Petrobras tem um retorno financeiro sobre vendas muito maior (o dobro) que as demais empresas. O gráfico seguinte apresenta a comparação do retorno financeiro sobre as vendas.
Gráfico 17: Retorno financeiro sobre as vendas da Petrobras, Chevron, Exxon, Shell e BP (geração/vendas)
Convém registrar que para manterem seus “status” no mercado de capitais as multinacionais privadas têm distribuindo dividendos acima de suas capacidades. Têm tomado empréstimos para pagar dividendos e para recomprar suas próprias ações com a intenção de valorizá-las.
Dos US$ 22 bilhões gerados pela Exxon, US$ 12 bilhões foram utilizados para pagar dividendos, sobrando, portanto, apenas US$ 10 bilhões para novos investimentos.
No caso da Chevron, dos US$ 16 bilhões gerados, US$ 4 bilhões foram utilizados para pagar dividendos, sobrando US$ 8 bilhões para novos investimentos.
Já na Petrobras, não houve pagamento de dividendos, e os US$ 26 bilhões sobraram “limpos”, para novos investimentos.
Usando o mesmo parâmetro utilizado pelo executivo em sua mensagem aos empregados, podemos dizer que a Petrobras, apesar de pagar US$ 5 bilhões a mais de juros, pode investir por ano, mais do que estas petroleiras, o equivalente a dois sistemas completos para produção no pré-sal. Mas a Petrobras não está fazendo isto, pelo contrário, está aguardando, ou até mesmo viabilizando, que eles venham aqui tentar se salvar explorando nossas reservas.
Olhando para o futuro, podemos avaliar que as multinacionais privadas, caso não haja uma forte elevação e sustentação dos preços internacionais do petróleo, vão continuar se descapitalizando, sem nenhuma perspectiva.
Já na Petrobras, com os resultados dos investimentos feitos no pré-sal (2009/2014), a conjuntura é muito mais favorável. Como mostrado no plano de Usos e Fontes, para período 2017/2021, a geração operacional de caixa vai somar US$ 158 bilhões, uma média anual de US$ 31,5 bilhões (já excluídos os dividendos). Como em 2016 a geração operacional de caixa foi de US$ 26,1 bilhões, podemos esperar que no fim do período (2021) a geração estará girando em torno dos US$ 35 bilhões, o que poderá sustentar um forte programa de investimentos.
Os leitores sabem que as chamadas “majors” são cinco empresas. Não sei se repararam, mas na mensagem de Nelson Silva aos petroleiros foram relacionadas apenas quatro. Faltou uma; a Shell. Mas esqueceram logo da Shell?
Nelson Silva foi diretor presidente da Comgás, uma das maiores distribuidoras de gás do país, privatizada em 1999, no governo FHC, quando foi adquirida por um consórcio formado pela BG e a Shell.
Nelson Silva foi presidente da BG do Brasil, onde permaneceu até o início de 2016, quando concluiu o processo de venda da empresa para a Shell. Em junho de 2016 entrou para a Petrobras.
E Nelson esqueceu da Shell? Na dúvida fomos dar uma olhada no balanço da multinacional anglo-holandesa.
Em 2016, com a compra da BG, a Shell aumentou seu endividamento em US$ 35 bilhões, elevando sua dívida bruta total para US$ 92,5 bilhões.
Em 2016 a Shell pagou de juros US$ 3,2 bilhões, mas com a dívida assumida para a compra da BG, só no 4º trimestre de 2016 foram pagos US$ 1,2 bilhão em juros, o que projeta pagamento de juros em 2017 para algo em torno de US$ 5 bilhões. Já bem próximo dos juros pagos pela Petrobras. Então foi por isto que esqueceram a Shell?
A geração operacional de caixa da Shell em 2016 foi de US$ 20 bilhões, dos quais US$ 9 bilhões foram utilizados para pagar dividendos, sobrando apenas US$ 11 bilhões para novos investimentos.
Assim como as outras (Exxon e Chevron) a Shell é muito menos produtiva do que a Petrobras e tem uma capacidade de investimento muito inferior à da estatal brasileira.
As grandes petroleiras mundiais não levantam o indicador de alavancagem “dívida líquida/EBITDA ajustado” tão utilizado pela Petrobras. Na determinação da alavancagem elas utilizam o índice “debty/equity”, o que nos parece mais adequado e sobre o qual abordamos em detalhes no artigo “A principal meta da Petrobras na gestão Parente é temerária” (9)
Em cálculo aproximado, ao invés do “EBITDA ajustado” podemos usar a geração operacional de caixa e comparar:
Companhia | Dívida bruta | Caixa | Dívida líquida | Geração operacional | Alavancagem |
Shell | 92,48 | 19,0 | 73,48 | 20,62 | 3,6 |
Petrobras | 118,17 | 21,0 | 97,17 | 26,10 | 3,7 |
Tabela 4: Dívida bruta, caixa, dívida líquida, geração operacional (bi US$) e alavancagem para Shell e Petrobras (2016)
Vejam que o indicador de alavancagem da Shell é praticamente igual ao da Petrobras, mas eles não estão preocupados e não fizeram nenhum plano de venda de ativos para reduzir o índice, a toque de caixa, para 2,5.
Isto não impede que a Standard & Poors atribua à Shell o grau A+ (avaliação ótima, risco baixo) e para a Petrobras o grau BB, oito níveis abaixo (avaliação bem baixa, especulativa). Para o leitor que queira se aprofundar neste tema recomendamos o artigo “Moody’s, Fitch e Standard & Poor’s, agências de classificação de risco servem a quem? ” (10) e o filme Trabalho Interno (Inside Job).
O executivo conclui sua mensagem aos funcionários:
“Mas voltando ao nosso tema principal: estamos cumprindo a risca nossas métricas do PE/PNG por meio de uma disciplina que envolve uma política com ajustes ainda mais frequentes de preços dos derivados, como anunciado na última sexta-feira; controle de custos que se estende da área operacional à corporativa; investimentos guiados por princípios que direcionam recursos para projetos que terão maior retorno e menor risco; e o nosso programa de parcerias e desinvestimentos. Ao mesmo tempo, estamos olhando o futuro com projetos como o Singularity, que vai aumentar imensamente a nossa capacidade de processamento de dados sísmicos, a nossa participação em novos leilões da ANP e os investimentos crescentes em pesquisa e tecnologia.
Este cenário ainda mais desafiador de preços do petróleo e do câmbio em que vivemos me permite recorrer a uma metáfora para descrever o momento que estamos atravessando. Ao longo do período do nosso plano de negócios, haverá tempo nos quais navegaremos com vento soprando a favor, mas também haverá momentos em que teremos que navegar no contravento, como agora. Para a nossa empresa, é essencial nos mantermos atentos e convictos de que os bons resultados até agora indicam que estamos na direção correta embora ainda haja muito o que fazer.
Um abraço e vamos em frente,
Nelson"
Não tratamos de declarações autoelogiosas por questão de princípio. Adotamos outra metáfora que a nosso ver melhor descreve o momento da Petrobras. Enquanto a Petrobras navegou, os ventos sempre mudaram, e os brasileiros foram capazes de manejar as velas para seguir em frente. Desta vez precisamos também retirar o lastro, confiamos que mais uma vez teremos sucesso.
O desafio dos patriotas é mudar a estratégia da Petrobras, defender seus ativos da privatização, evitar que o Brasil entre em novo ciclo do tipo colonial e primário-exportador. O desafio é preservar e desenvolver a integridade da Petrobras, gerando valor da produção de petróleo à petroquímica e à química fina. O desafio é utilizar plenamente nossas refinarias e desenvolver a comercialização do gás natural, do GLP e dos combustíveis líquidos para desenvolver o mercado brasileiro que é grande e tem enorme potencial de crescimento.
O desafio é usar e agregar valor ao pré-sal, garantir a renda petroleira e levantar a infraestrutura para a produção dos biocombustíveis e das energias renováveis, vocação brasileira, país continental e tropical, com vastas áreas agricultáveis de baixa produtividade, além de forte incidência solar e disponibilidade de água.
O desafio é entender que o último choque de preços (2009-14) teve suas causas no sistema financeiro, notadamente na política monetária do FED. O desafio é se preparar para o próximo choque de preços que se dará na esfera produtiva, em consequência da redução inédita dos investimentos, além da histórica baixa na reposição das reservas e da elevação dos custos médios de Exploração e Produção.
O desafio é conquistar e exercer a soberania nacional e assim usar os recursos naturais brasileiros em favor da maioria, pela primeira vez em nossa História.
Gráficos
Gráfico 1: Preço do petróleo (Brent), médio mensal, 2000 a junho de 2017 [2] 2
Gráfico 2: Variação mensal do preço do petróleo, do tipo Brent, entre 2000 e o junho de 2017 [2] 2
Gráfico 3: Índices de preços de mercadorias (commodities) selecionadas [11] 5
Gráfico 4: Variação do preço do petróleo e do índice de valorização do Real [2] 6
Gráfico 5: Variação do preço do petróleo e dos índices de valorização do Real e do Dólar [2] 7
Gráfico 6: Variação do preço do petróleo e da taxa de juros para títulos da dívida dos EUA [2] 8
Gráfico 11: Preço do petróleo Brent e produção de petróleo dos EUA [2] 14
Gráfico 12: Consumo de energia primária e Produto Mundial Bruto [6] 15
Gráfico 13: Índice de preço do gás natural e produção nos EUA [2] 16
Gráfico 14: Número acumulado de falências das companhias de E&P dos EUA (2015 até 27/4/2017) [12] 18
Tabela 3: Preços de equilíbrio (breakeven) do gás de folhelho (shale) [7] 17
Referências:
[1] Nelson Luiz Costa Silva é diretor executivo de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão. Possui uma carreira de mais de 40 anos, com experiência internacional de 25 anos, tendo residido no México, na Bélgica, no Japão, na Argentina, na França e na Inglaterra. Ocupou durante 17 anos vários cargos executivos na Vale, entre eles diretor comercial global de Minério de Ferro. Também foi CEO da ALL-América Latina Logística e diretor geral da Embraer Europa. Foi presidente mundial de Alumínio da BHP Billiton e seu diretor comercial de Minério de Ferro, Carvão e Manganês. Em 2009, Nelson Silva juntou-se ao BG Group como responsável pelas pessoas e pelos negócios do grupo na América do Sul. Foi o chairman da Comgás de outubro de 2009 até novembro de 2012 e CEO da BG no Brasil até a recente venda do grupo para a Shell. http://www.petrobras.com.br/pt/quem-somos/organograma/nossa-diretoria/
[2] U.S. Energy Information Administration, Crude Oil Prices: Brent - Europe [DCOILBRENTEU], retrieved from FRED, Federal Reserve Bank of St. Louis; https://fred.stlouisfed.org/series/DCOILBRENTEU, July 7, 2017.
[3] http://www.tsp-data-portal.org/
[4] https://www.eia.gov/outlooks/steo/report/global_oil.cfm
[5] http://www.artberman.com/the-oil-price-collapse-is-because-of-expensive-tight-oil/
[6] https://www.peakprosperity.com/blog/109505/looming-energy-shock
[7] http://www.artberman.com/shale-gas-magical-thinking-and-the-reality-of-low-gas-prices/
[8] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2016/06/o-fracasso-das-iocs_por-felipe-em-jun16.pdf
[11] http://www.indexmundi.com/commodities/
Cláudio Oliveira é economista aposentado da Petrobras.
Felipe Coutinho é engenheiro químico e presidente da Associação dos Engenheiros da Petrobrás (AEPET).
