Privatômetro atualizado com resultado do segundo trimestre da Petrobrás

O Privatômetro agora contabiliza a privatização de R$ 231,5 bilhões em ativos da Petrobrás entre janeiro de 2015 e julho de 2021 – sempre em reais de junho de 2021. Para o ano de 2021, quando foram privatizados R$ 26,86 bilhões, os destaques são as vendas da fatia de 34,1% que a Petrobrás ainda detinha da BR Distribuidora (R$ 11,36 bilhões), a RLAM (R$ 9,33 bilhões), Gaspetro (R$ 1,98 bilhão), os 10% restantes da participação da estatal na NTS e a venda do Polo Alagoas (R$ 1,5 bilhão).

A privatização da segunda maior empresa do Brasil[1], a BR Distribuidora, ocorreu no mercado acionário, e 34% dos compradores foram de estrangeiros[2] (os quais não temos o detalhamento de cada país) – após esta última privatização, 43% dos donos da BR são de estrangeiros[3]. A segunda maior privatização (RLAM) foi feita para a Mubadala Capital, fundo soberano dos Emirados Árabes. A terceira, a Gaspetro, foi entregue para a brasileira Compass (empresa da Cosan S.A.), que agora terá um peso imenso no mercado de distribuição estadual de gás natural.

Com a última atualização, temos que o principal país comprador de ativos privatizados da Petrobrás em todo o período analisado é o Canadá (27,8%), seguido pela França (20,1%) e pelo Brasil (14%). Ainda temos, em termos relevantes, compradores da Noruega (11,8%), EUA (6,2%), Japão (5,6%) e Emirados Árabes (5,1%).

Em termos setoriais, a maior privatização em 2021 foi em Distribuição/revenda (BR e Gaspetro), com R$ 13,34 bilhões, seguida de refino (primeira refinaria vendida, RLAM) com R$ 9,33 bilhões e E&P com venda de 4 campos/polos (R$ 2 bilhões).

Como dissemos, em 2021 já houve a privatização de R$ 26,86 bilhões de ativos da Petrobrás, um valor ainda menor do que os anos inteiros de 2020 e de 2019, anos em que tivemos grandes privatizações em volume de ativos, como quando em 2020 foram privatizados 25 ativos, mas também em valores, como a venda de ações por parte do BNDES (R$ 23,1 bilhões), venda de ações da BR (R$ 11,5 bilhões) e venda da TAG (vendida por quase R$ 40 bilhões).

Desde a última atualização do Privatômetro, quando utilizamos o relatório da Petrobrás do 1º trimestre de 2021, houve a venda de sete ativos que totalizaram R$ 15,54 bilhões, a maior dela sendo a venda de ações da BR, equivalente a 73% do montante. Os outros ativos foram: Campo Dó-Ré-Mi, Polo de Alagoas, Campo Papa-Terra, Gaspetro, Termelétrica Potiguar e Cia. Energética Manauara.


[1] Considerando o valor de Vendas Líquidas utilizada pela Exame (Melhores e Maiores 2020), ficando atrás apenas da própria Petrobrás.

[2] https://www.moneytimes.com.br/br-distribuidora-estrangeiros-ficam-com-34-das-acoes-vendidas-pela-petrobras/

[3] https://valor.globo.com/empresas/noticia/2021/08/11/br-distribuidora-diz-que-apos-oferta-liquidez-das-acoes-quase-dobrou.ghtml

Uma análise do Polo Urucu

Por Eric Gil Dantas, do Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (IBEPS) para o Observatório Social da Petrobrás

Descoberto pela Petrobrás em 1986, o Polo Urucu, que está em oferta por parte da direção da empresa, compreende as concessões dos campos de Araracanga, Arara Azul, Carapanaúba, Cupiúba, Leste do Urucu, Rio Urucu e Sudoeste Urucu, todas localizados no estado do Amazonas, mais especificamente nos municípios de Tefé e Coari.

O polo é economicamente muito importante para a região, respondendo por 15% do PIB do estado do Amazonas[2] e por grande parte do abastecimento de petróleo e gás da região, produzindo – em dezembro de 2020 – 38% do gás natural e 18% do petróleo extraído do Norte/Nordeste.

O Polo Urucu se beneficia de um grande investimento feito recentemente pela Petrobrás. Finalizado em 2009, o Gasoduto Urucu-Coari-Manaus (que não está no pacote da venda), possibilita o transporte de até 5,5 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural, desde Urucu até a capital do Amazonas. Segundo a Petrobrás, “essa estrutura atual é bem diferente do que havia no início da operação de Urucu [quando] levava-se mais de uma semana para escoar a produção por balsas de pequeno porte pelo rio Urucu até a cidade de Coari, às margens do rio Solimões e dali, em balsas maiores, até a Refinaria de Manaus – Reman”[3]. O empreendimento custou, à época, R$ 4,58 bilhões para a estatal[4] – sendo que mais da metade disto, R$ 2,49 bilhões, veio do BNDES[5]. Em valores reais de maio de 2021, este montante significa um valor de investimento de R$ 8,74 bilhões.

Neste texto analisaremos dados sobre a produção do Polo Urucu, quanto se extrai de óleo e de gás natural, qual a importância para o país e para a região, a qualidade do óleo retirado, e, por fim, qual será o benefício entregue à Eneva, a provável compradora destas concessões.

Os dados de produção do Polo de Urucu

Os sete campos de Urucu produziram em 2020 uma média de 100.935 barris de óleo equivalente por dia (boe/d)[6], entre óleo e gás natural. Apesar de 2020 ter a menor produção desta série histórica, está dentro da amplitude “normal” destes poços, que varia em cerca de 14 mil boe/d a depender do ano.

Gráfico 1 – Produção de petróleo e gás em barril de óleo equivalente por dia (boe/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

Apesar de permanecer mais ou menos constante ao longo da última década, a proporção da produção de Urucu relativamente ao total do país caiu consideravelmente, passando de 4,2% em 2010 para 2,7% em 2020. Isto é explicado unicamente pelo aumento da produção de óleo e gás advindo do pré-sal.

Gráfico 2 – Participação da produção de petróleo e gás em barris de óleo equivalente de Urucu na produção total do país

Fonte: Dados abertos ANP

Urucu tem uma produção mais relevante no que se refere ao gás natural. Em 2020 produziu 13.538 mil metro cúbicos de gás natural. De 2010 para cá vem aumentando esta produção. Ao longo desta década Urucu passou a produzir 28% a mais de gás natural.

Gráfico 3 – Produção de gás natural (Mm³/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

Mesmo com uma produção crescente, Urucu hoje tem participação de 10,6% na produção total do país em gás natural. Em 2010, este número era de 17%.

Gráfico 4 – Participação da produção de gás natural em Urucu no total do país

Fonte: Dados abertos ANP

A diminuição da participação de Urucu na produção de gás ocorre não pela diminuição de sua produção, e sim por conta do aumento da produção advinda do Pré-sal, que passou de 16.100 Mm³/d em maio de 2014 para 88.875 Mm³/d em maio de 2021, um crescimento de 452% em sete anos.

Gráfico 5 – Participação dos campos do Pré-sal na produção total de gás natural do Brasil (tendo maio como mês de referência)

Fonte: Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural ANP

Já a produção de óleo vem declinando nos últimos anos. Passou de 35,7 mil bbl/d em 2010 para 15,8 mil bbl/d em 2020. Isto coloca o Amazonas apenas como o sexto maior produtor de óleo do país, atrás de RJ, SP, ES, BA e RN.

Gráfico 6 – Produção de petróleo (bbl/d) nos campos de Urucu

Fonte: Dados abertos ANP

A sua participação da produção total de óleo do país caiu de 1,7% para 0,5%, tanto por conta da sua diminuição de produção de bbl/d, quanto pelo aumento da produção advinda do Pré-sal.

Gráfico 7 – Participação dos campos de Urucu na produção nacional de petróleo

Fonte: Dados abertos ANP

Apesar de ser uma produção menor do que a das grandes regiões de petróleo, Urucu tem um petróleo considerado como “óleo leve” e com “baixo teor de enxofre”, pois seu grau de API é superior a 32 e o percentual de enxofre é inferior à 0,5%.

A média do Grau de API de todos os campos do país para o ano de 2019 foi de 27,26º, muito abaixo de Urucu (49,2º)[7].

Tabela 1 – Grau API das correntes de petróleo com produção de petróleo superior a 1 milhão de m³ anuais

UFBacia sedimentarCorrente de petróleoDensidade (Grau API)
AMSolimõesUrucu49,2
BARecôncavoBahiano Mistura36,5
SPSantosBaúna33,3
RJSantosLula30,7
RJSantosSul de Lula30,2
SPSantosSapinhoá30,1
RJSantosBúzios28,4
RJSantosMero28,1
RJCamposTartaruga Verde26,9
RJCamposAlbacora26,2
ESCamposParque das Baleias26,1
RNPotiguarRGN Mistura25,5
RJCamposBarracuda-Caratinga25,1
RJCamposCabiúnas Mistura25
RJCamposMarlim Leste24,7
SPSantosLapa23
RJCamposRoncador22,8
RJCamposMarlim Sul22,2
RJCamposMarlim20,3
RJCamposFrade19,6
RJCamposAlbacora Leste19
ESCamposOstra16,6
RJCamposPeregrino13,7
RJSantosAtlanta13,2

Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2020

Já a média de teor de enxofre no Brasil era de 0,456 em 2019, muito superior ao 0,038 de Urucu.

Tabela 2 – Teor de enxofre das correntes de petróleo com produção de petróleo superior a 1 milhão de m³ anuais

UFBacia sedimentarCorrente de petróleoTeor de S (% peso)
AMSolimõesUrucu0,038
BARecôncavoBahiano Mistura0,058
SPSantosBaúna0,24
RJSantosMero0,286
RJSantosBúzios0,308
RJSantosAtlanta0,345
RJSantosLula0,35
SPSantosSapinhoá0,353
RJSantosSul de Lula0,374
ESCamposParque das Baleias0,4
ESCamposOstra0,426
RJCamposAlbacora0,462
RNPotiguarRGN Mistura0,484
RJCamposCabiúnas Mistura0,502
RJCamposBarracuda-Caratinga0,534
RJCamposMarlim Leste0,553
RJCamposRoncador0,585
RJCamposAlbacora Leste0,599
SPSantosLapa0,6
RJCamposTartaruga Verde0,61
RJCamposMarlim Sul0,61
RJCamposMarlim0,741
RJCamposFrade0,746
RJCamposPeregrino1,9235

Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2020

Eneva e Urucu

A Eneva será a provável compradora do Polo Urucu. Depois que a 3R Petroleum não concretizou a compra por US$ 1,1 bilhão, por ter colocado uma série de condições à Petrobrás, tais como: “o rompimento do contrato com a TAG (o gasoduto que transporta o gás a uma tarifa alta e que a Petrobras recentemente vendeu à Engie) e o rompimento do contrato de fornecimento de gás com a distribuidora do Amazonas (Cigás)”[8]. A Petrobrás não informou números, apenas que está em negociação vinculante com a Eneva, mas o Brazil Journal na mesma matéria fala que “na nova rodada, em meados de janeiro, a Eneva aumentou sua oferta entre 30% e 40%, e a 3R, na contramão, apresentou uma proposta bem menor, segundo as fontes próximas às negociações”. Sendo assim, a proposta seria próxima a US$ 810 milhões (o que no câmbio de R$ 5,2724 daria R$ 4,27 bilhões).

A Eneva é uma empresa de energia brasileira que tem como seus principais acionistas o BTG Pactual, fundado pelo ministro da Economia Paulo Guedes, e o fundo de participações Cambuhy, do Pedro Moreira Salles (Itaú Unibanco). Segundo o Relatório de Referência da Eneva de 2020, a Cambuhy Investimentos possui 22,8% do total das ações da empresa e o BTG Pactual 21,3%. Os outros acionistas relevantes são as cariocas Dynamo Investimentos e Atmos Capital (que tem relação também com a Cosan, uma das maiores empresas do país no setor), com 6,25% e 5,31%, respectivamente.

A consequência desta compra será transformar a Eneva na segunda maior produtora de gás natural do país, atrás apenas da própria Petrobrás. O efeito (tudo o mais constante) será entregar 10% da produção de gás nacional, pertencente à Petrobrás, para a Eneva, que passará a produzir 14% de todo o gás do país, 3 pontos percentuais a mais do que a Shell.

Quadro 1 – Cenário atual do market share brasileiro de gás natural e o cenário com a compra de Urucu pela Eneva (baseado nos dados de maio de 2021)

ConcessionárioAntesDepois
Petrobras73%63%
Shell Brasil11%11%
Eneva4%14%
Petrogal Brasil3%3%
Repsol Sinopec2%2%
Enauta Energia1%1%
Total E&P do Brasil1%1%
Equinor Energy1%1%
Petronas0%0%
Outras2%2%

Fonte: Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural ANP [Elaboração própria]


[1] Texto escrito por Eric Gil Dantas (Ibeps) a pedido do Observatório Social da Petrobrás.

[2] https://agenciabrasil.ebc.com.br/economia/noticia/2016-12/urucu-completa-30-anos-de-exploracao-de-petroleo-em-plena-amazonia

[3] https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/urucu-completamos-30-anos-na-amazonia-com-gestao-responsavel.htm

[4] https://petrobras.com.br/fatos-e-dados/gasoduto-urucu-manaus-respostas-a-folha-de-s-paulo.htm

[5] https://economia.estadao.com.br/noticias/geral,bndes-libera-r-2-49-bi-para-gasoduto-urucu-manaus,94980

[6] Boe/d é uma unidade utilizada pela indústria do petróleo a fim de comparar volumes de petróleo e gás natural, a partir da equivalência energética entre petróleo e gás natural, medida pela relação entre o poder calorífico de ambos os fluidos. A relação aproximada é de 1.000 m³ de gás para 1 m³ de petróleo. Neste texto utilizaremos tanto o Boe quanto o bbl (unidade padrão para petróleo, equivalente a 158,9873 litros). Para gás natural, além de Boe, utilizaremos também sua medida em m³.

[7] Quanto mais leve for o óleo bruto (menor densidade, maior grau API), maior o seu valor agregado, pois gera uma maior parcela de derivados “nobres”.

[8] https://braziljournal.com/eneva-leva-campo-de-urucu-em-repescagem-contra-3r

A importância da Petrobras para o estado de Alagoas

Por Eric Gil Dantas, do Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (IBEPS) para o Observatório Social da Petrobrás

Em teaser publicado em junho de 2020, a Petrobras anunciou a “Oportunidade de investimento em campos terrestres e de águas rasas no Brasil” para seus campos em Alagoas. Isto faz parte da política da Petrobras de privatização e saída de várias regiões do país e de outros setores que não Exploração e Produção no Pré-sal.

A Petrobras é há décadas a maior empresa do país. Seus investimentos, sua geração de empregos e inovações tecnológicas geram externalidade positivas para aqueles que vivem onde a empresa atua, e por isto é importante sua estadia em regiões que não Rio-São Paulo.

Neste texto, iremos expor alguns dados sobre a importância que a estatal tem para o estado de Alagoas, onde sua principal atividade é a de extração de petróleo e gás natural.

A Petrobras e Alagoas

No estado de Alagoas, hoje, há 15 campos de petróleo e gás em terra e 1 em mar – sendo 7 destes campos pertencentes à Petrobras. Nestes 16 campos, em 2020 foram produzidos 909.733 barris de petróleo[2] (óleo + condensado) e 1.690 Mm³[3] de gás natural (associado + não-associado) em terra e 20.186 barris de petróleo e 40.886 Mm³ de gás natural em mar. Deste total, a Petrobras foi responsável em 2020 pela produção de 88,7% de óleo e 98,6% de gás natural. A nível de toda a Petrobras, em 2020 Alagoas foi responsável por produzir 0,1% do óleo e 0,14% do gás natural da estatal.

Tabela 1 – Produção de petróleo (óleo + condensado) e gás natural (associado e não-associado) no estado de Alagoas no ano de 2020 (em m³ para o petróleo e Mm³ para gás natural)

óleogás
Total Petrobras127.852117.334
Total Terra140.96578.077
Total Mar3.20940.886
Total Alagoas144.174118.963
%Petrobras88,68%98,63%

Fonte: ANP [Elaboração própria]

Hoje, temos um volume total de reservas no estado de Alagoas de 433,4 milhões de barris de petróleo e de 54,7 milhões de m³ de gás natural. Sendo que destas, 88% das reservas de óleo e 98% de gás natural são da Petrobras. A nível nacional, Alagoas representa 0,21% das reservais totais de óleo e 1,1% das reservas totais de gás natural.

Tabela 2 – Reservas de petróleo e gás natural em Alagoas

 VOIP[4] (bbl)VGIP[5] (m³)
Reservas Petrobras379.528.44953.494.783.570
Reservas não-petrobras53.842.9731.228.353.510
Reservas totais433.371.42254.723.137.080
%Petrobras88%98%

Fonte: ANP [Elaboração própria]

Apesar de uma participação pequena na produção nacional, a Petrobras tem uma grande relevância para Alagoas. Em 2020, os municípios alagoanos receberam R$ 130,663 milhões em royalties, quase todos deles vindos da Petrobras[6]. Já o estado de Alagoas recebeu R$ 19,52 milhões naquele mesmo ano. Como as atividades de produção de petróleo e gás se concentram na região leste do estado, o pagamento de royalties também é feito principalmente para aquelas cidades – como pode ser visto no mapa gerado a partir dos dados da ANP. No Mapa 1, os municípios com o azul mais escuro foram aqueles que receberam mais pagamentos de royalties em números absolutos, sendo o maior deles a cidade de Pilar. A variação dos municípios com alguma coloração vai de R$ 1.877,00 a R$ 26,3 milhões em royalties.

Mapa 1 – Pagamento de royalties de petróleo para municípios de Alagoas (em R$)

Fonte: ANP [Elaboração própria]

Entre os dez maiores recebedores de royalties de Alagoas em 2020, podemos ver que, à exceção de Maceió, todos têm esta fonte de receitas como relevante, variando entre 2% e 19% das receitas totais do município.

Tabela 3 – Peso dos royalties nas receitas totais dos 10 municípios que mais receberam royalties em 2020[7]

MunicípioRoyaltiesReceita total%royalties
Santa Luzia do NorteR$ 6.872.309R$ 36.982.742,1419%
Coqueiro SecoR$ 6.863.266R$ 38.092.617,4318%
ParipueiraR$ 6.918.705R$ 49.001.009,5914%
PilarR$ 26.314.543R$ 203.704.090,4513%
AtalaiaR$ 7.299.470R$ 151.614.158,895%
São Miguel dos CamposR$ 7.545.313R$ 233.297.045,643%
Marechal DeodoroR$ 6.731.461R$ 279.031.523,552%
Rio LargoR$ 6.791.814R$ 291.117.143,062%
MaceióR$ 7.247.627R$ 3.194.363.444,440,2%

Fonte: ANP; Siconfi-Tesouro [Elaboração própria]

Além disto, a Petrobras também gera empregos no estado. A estimativa, a partir dos dados disponibilizados pelo Sindipetro-AL/SE, nos mostra que há cerca de 900 empregados diretos e terceirizados que trabalham para a Petrobras em Alagoas. Com uma média salarial de R$ 11 mil para diretos e de R$ 2 mil para terceirizados, temos uma massa salarial anual de R$ 40,95 milhões. Isto sem considerar outros benefícios, como a PLR, vale refeição, plano de saúde, etc.

Tabela 4 – Estimativa do número e da massa salarial dos empregados da Petrobras no estado de Alagoas

VínculoEmpregadosSalário MédioMassa salarial anual
Petrobras100R$ 11.000,00R$ 14.300.000,00
Transpetro50R$ 11.000,00R$ 7.150.000,00
Terceirizados750R$ 2.000,00R$ 19.500.000,00
Total900R$ 40.950.000,00

Fonte: Sindipetro-AL/SE

O setor de petróleo e gás gera empregos com melhor remuneração do que a média da economia. Podemos ver o reflexo dos dados da Tabela 4 nos Gráficos 1 e 2. No Gráfico 1, utilizando a classificação de subclasse da CNAE do IBGE, temos uma categoria mais vinculada aos empregos diretos do setor, Petrobras e não-Petrobras. Como podemos ver, quase todo este grupo recebe acima de 7 salários mínimos.

Gráfico 1 – Remuneração por classe dos trabalhadores registrados no setor de Extração de petróleo e gás natural no estado de Alagoas para o ano de 2019 (Em quantidade de salários mínimos)

Fonte: RAIS

Já na segunda classificação utilizada aqui, a do setor de Atividades de apoio à extração de petróleo e gás natural, temos uma remuneração um pouco mais baixa, concentrada principalmente entre 1,5 salário mínimo a 7 salários mínimos.

Gráfico 2 – Remuneração por classe dos trabalhadores registrados no setor de Atividades de apoio à extração de petróleo e gás natural no estado de Alagoas para o ano de 2019 (Em quantidade de salários mínimos)

Fonte: RAIS

Isto não ocorre porque a Petrobras é estatal (vide o grupo de trabalhadores de ambos os subsetores expostos aqui, compostos também por outras empresas), e sim porque é um setor com alta lucratividade e demanda trabalhadores com grande especialização. Comparando com outras petrolíferas estrangeiras, a Petrobras tem uma remuneração aos seus empregados menor, intensificada nos últimos anos pela desvalorização do Real diante do Dólar[8].


[1] Este é um texto produzido pelo Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (Ibeps) a pedido do Observatório Social da Petrobrás. Redigido por Eric Gil Dantas.

[2] O dado original é publicado em m³. No caso de petróleo, podemos converter para barris (bll) multiplicando por 6,29, isto é: 1m³ ≈ 6,29 bbl.

[3] Milhares de metros cúbicos.

[4] Volume de óleo in place.

[5] Volume de gás in place.

[6] Considerando, como vimos na Tabela 2, que a Petrobras produz 88% de todo o óleo e 98% de todo o gás do estado. Os dados disponibilizados pela ANP sobre royalties não discriminam o pagamento do montante por empresa.

[7] Aqui não entrou o município de Teotônio Vilela por estar sem os dados no Siconfi-Tesouro Nacional.

[8] http://www.sindipetrolp.org.br/imprensa/artigos/82/quem-sao-os-verdadeiros-privilegiados

Relatório sobre a Petrobras Biocombustível S.A. (PBIO)

Eric Gil Dantas, pelo Ibeps para o Observatório Social da Petrobrás

O Brasil é o segundo maior produtor de biocombustíveis no mundo, devido ao seu tamanho e sua produção agrícola, e é pioneiro na tecnologia tanto da produção de etanol[1] quanto de biodiesel.

Segundo dados da OCDE/FAO, o Brasil terá um crescimento de 20% na produção de biocombustíveis ao longo da década de 2020, o que o consolidará na 2ª posição e o fará aproximar-se da produção dos EUA – maior produtor do mundo. Segundo esta projeção o Brasil só crescerá menos do que a Indonésia (+32,2%), dentre os maiores produtores do mundo.

Gráfico 1 – Produção de biocombustíveis por país (valores em Petajoule = 1015 Joule)

Fonte: OCDE/FAO

A produção de biocombustíveis é dividida em dois tipos: etanol e biodiesel. Em termos de etanol, o Brasil é também o segundo maior produtor do mundo, atrás apenas dos EUA. A diferença entre o etanol americano e o brasileiro é que enquanto lá produzem etanol basicamente advindo do milho, no Brasil a matéria-prima utilizada é majoritariamente advinda da cana-de-açúcar.

Gráfico 2 – Participação por país na produção mundial de etanol no ano de 2020

Fonte: Renewable Fuels Association

Já em relação ao biodiesel, o Brasil está atrás da União Europeia, EUA e Indonésia, em quarto lugar, para o ano de 2019. Como a OCDE/FAO não disponibilizou sua lista comparativa para 2020, ainda não temos o ranking deste ano, no entanto, segundo a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) – com o aumento da produção deste último ano, que pode ser visto no Gráfico 4 – o Brasil teria se tornado “o segundo maior fabricante de biodiesel do mundo, atrás apenas dos EUA”[2].

Gráfico 3 – Participação por país na produção mundial de biodiesel no ano de 2019

Fonte: OCDE/FAO

O consumo de biodiesel no Brasil vem aumentando exponencialmente. De um consumo irrisório em 2005, passou para 62,8³ mil m³. Se considerarmos a década de 2010 (um período com um mercado já bem estabelecido), o crescimento foi de 157%. Como vimos pela estimativa da OCDE/FAO, esta oferta deverá continuar a subir consideravelmente.

Gráfico 4 – Consumo Final de Biodiesel no Brasil (em 1.000³ m³)

Fonte: EPE

O aumento da demanda e consequentemente da produção se dá principalmente pelos mandatos de biodiesel a ser misturado no diesel fóssil. Iniciado em janeiro de 2008, quando passou a ser obrigatório a adição de 2% de biodiesel no diesel fóssil, este percentual subiu diversas vezes, estando hoje no patamar de 12% (B12). O objetivo é que em março de 2023 chegue ao percentual de 15%, no entanto, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) estabeleceu a volta para o B10 no 79º Leilão de Biodiesel, devido aos altos preços das commodities (principalmente soja), o que seria adicionado ao já elevado preço do diesel. Ainda assim, os mandatos serão retomados provavelmente já no próximo leilão de biodiesel e isto irá garantir o aumento da demanda do produto no país.

Gráfico 5 – Mandatos de biodiesel a ser misturado no diesel fóssil (de B2 a B15)

Fonte: CNPE

A Petrobras Biocombustível é uma empresa, hoje, lucrativa. Apesar de no início a empresa ter apresentado prejuízos, desde 2017 tem lucros líquidos anuais positivos.

Gráfico 6 – Lucro (prejuízo) líquido da PBIO (em milhões de reais)

Fonte: PBIO

Após anos de grandes investimentos, a PBIO passa a ser lucrativa a partir de 2017, como vimos no gráfico anterior. De 2012 a 2016 (a empresa não disponibiliza os dados de investimentos anteriores a 2012), quando a PBIO dava prejuízo financeiro, houve um total de investimentos de R$ 1,4 bilhão. Quando a empresa passou para o azul, com o retorno destes investimentos, a direção da Petrobras deverá vende-la.

Gráfico 7 – Investimentos totais da PBIO por ano (em milhões de R$)

Fonte: PBIO

A PBIO é a sexta maior empresa – relativamente à capacidade instalada para produção de biodiesel (m³/dia) – no país. Até fevereiro deste ano, também detinha 50% na BSBIOS, terceira maior empresa do setor, mas vendeu sua participação para a RP Participações em Biocombustíveis S.A..

Gráfico 4 – Percentual do total da capacidade instalada do país para produção de biodiesel por empresa (2019)

Fonte: ANP

A PBIO, hoje, tem uma produção menor de biodiesel do que entre os anos de 2012 e 2016. Sendo que o ano de 2016 marca a desativação de sua usina em Quixadá (CE).

Gráfico 5 – Produção de biodiesel pela PBIO em milhares de m³/dia

Fonte: ANP

O Brasil utiliza majoritariamente a soja como matéria-prima para a produção do biodiesel. Em 2020, 71,21% de toda a produção de biodiesel veio da soja, seguido de outros materiais graxos[3] (11,5%), gordura bovina (8,9%), outras[4] (5,8%) e óleo de dendê (2,56%). A PBIO tem um papel muito importante na diversificação da produção de biodiesel no país, tanto em termos regionais quanto de matéria-prima utilizada. Com uma produção muito concentrada no Centro-sul, com o Centro-Oeste produzindo 41,4% do biodiesel nacional e o Sul 40,6% (ambos no ano de 2019), a PBIO teve uma grande importância na produção da região Nordeste. Depois de sua criação (em 2008), chegou a ter 87% de toda a produção de biodiesel na região, com uma queda de importância depois do fechamento da usina de Quixadá (CE).

Gráfico 6 – Participação da PBIO na produção de biodiesel no Nordeste

Fonte: ANP

Como mostramos, em termos de matéria-prima, o Brasil utiliza majoritariamente a soja para a produção do biodiesel. A PBIO também atua como uma diversificadora de matéria-prima para o biodiesel. Isto é importante, pois a produção deste combustível – apesar dos seus benefícios em termos de emissão de carbono – tem dois problemas: (i) compete com a utilidade destes produtos de virarem alimentos para seres humanos; e (ii) pode incentivar o aumento da monocultura (como no caso da soja). Como mostramos em parágrafo anterior, a matriz brasileira de biodiesel é 71% advinda da soja. No entanto, a PBIO produz apenas 26% de todo o seu biodiesel com soja, exatamente o inverso da matriz das outras empresas do país. Isto se dá em parte porque a empresa se encontra na região Nordeste (incluso o norte de Minas Gerais), onde a disponibilidade de matérias são outras que não soja. Mas é importante pontuar que, a instalação de usinas no Nordeste é também uma política de produção para o setor, pois vai de encontro à tendência do setor privado de se estabelecer apenas nas grandes regiões produtoras de soja (Sul e Centro-Oeste).

Gráfico 7 – Participação da soja como matéria-prima na matriz de produção do biodiesel (2020)

Fonte: ANP

Isto se dá porque a PBIO diversifica sua matriz dando mais peso para produtos como “gordura bovina” e “outros materiais graxos” – tal como podemos ver no gráfico abaixo. Importante pontuar que a gordura bovina não faz com que haja mais criação de gado nestas regiões, e sim gera um aproveitamento de produto que poderia ser descartado depois do abate.

Gráfico 8 – Matéria-prima utilizada para produção do biodiesel da PBIO (2020)

Fonte: ANP


[1] Remetendo ainda ao programa pró-álcool, na década de 1970.

[2] https://www.epe.gov.br/sites-pt/publicacoes-dados abertos/publicacoes/PublicacoesArquivos/publicacao-601/topico 588/Relatório%20Síntese%20BEN%202021-ab%202020_v2.pdf

[3] Mistura de matérias-primas tradicionais em tanque e reprocessamento de sub-produtos gerados na produção de biodiesel.

[4] Gordura de frango, gordura de porco, óleo de algodão, óleo de canola, óleo de fritura usado, óleo de milho e óleo de palmiste.

Análise e proposta de um preço justo para a gasolina, diesel e GLP

Neste documento, o Instituto Brasileiro de Estudos Políticos e Sociais (Ibeps), como contribuição ao Observatório Social da Petrobrás, analisa as estruturas de custos da Petrobrás para a extração e refino de petróleo, a fim de propor preços “justos” aos consumidores brasileiros, tendo em vista a última explosão de preços para a gasolina, diesel e GLP.

Dividimos este documento em dois momentos. O primeiro definimos o que acreditamos ser um preço “justo”, analisando a estrutura de custos da empresa. No segundo, expomos os cálculos da nossa proposta de preços justos, o qual definimos possíveis preços da gasolina, diesel e GLP.

  1. O que seria um preço “justo”?

A lógica do Preço de Paridade de Importação (PPI)[1] não leva em consideração os custos de produção e a aplicação nesta estrutura de custos uma taxa de lucro baseada no retorno deste capital despendido e na oferta e na demanda do mercado em que atua. O preço é baseado em mercados virtuais, sempre totalmente descolados das realidades locais. O Brasil é um caso exemplar, mesmo produzindo quase todo o seu petróleo e quase todos os produtos derivados que consome, passa a se submeter a essa lógica virtual internacional. Em síntese, se encarece os produtos internos – onerando o bolso dos brasileiros, com um argumento totalmente subjetivo de que lá fora está assim, logo aqui também tem que estar, desconsiderando todo capital investido ao longo de mais de seis décadas, que permitiram a Petrobrás ter custos de produção mais competitivos.

O que estamos propondo como preço justo é um preço real, somando-se os custos de produção a um lucro para a empresa que faça algum sentido. Para isto, os dois principais componentes que levamos em consideração são os custos de extração e os custos de refino da Petrobrás.

O custo de extração, nomeado como lifting cost, equivale aos gastos operacionais da petroleira após a fase de exploração e perfuração de poços, quando entra na fase da produção do óleo em si. A descoberta do pré-sal e a sua atual exploração comercial está permitindo uma queda nos custos de extração da Petrobrás. Os custos de produção no pré-sal são 65% menores do que a extração em terra, águas rasas, águas profundas e ultra profundas. Como o volume de óleo do pré-sal vem aumentando exponencialmente, o custo total de extração vem caindo no país. Como nos últimos anos a Petrobrás não publica mais seu custo de extração em reais, multiplicamos o seu custo pelo dólar médio de venda, todos estes dados apresentados nos resultados financeiros da empresa. No ano de 2020, a Petrobrás teve um custo de extração real (descontada a inflação) de R$17,94 menor do que a média dos últimos 16 anos, e só em 2009 a estatal teve um custo de extração inferior ao atual.

Gráfico 1 – Custo de extração de petróleo por barril em reais de dezembro de 2020

 Fonte: Petrobras; IBGE [Elaboração própria]

O segundo componente, o custo de refino do barril de petróleo, é quanto a empresa gasta (aqui incluso todos os seus custos com as refinarias) para transformar um barril de petróleo no equivalente a um barril de produtos derivados de petróleo. Assim como o custo de extração, também estamos no momento com um custo de refino muito inferior à média real dos últimos 16 anos.

Gráfico 2 – Custo de refino por barril em reais de dezembro de 2020

Fonte: Petrobras; IBGE [Elaboração própria]

A Petrobrás tem como seus principais produtos do refino: (i) diesel (40% do total); (ii) gasolina (20%); (iii) óleo combustível (16%); e (iv) GLP (6%). Os outros produtos somados tomam 18% da produção total da estatal. Sendo assim, é importante pontuar que neste texto estamos tratando de produtos que equivalem a 66% de tudo o que a Petrobrás produz de derivados.

Gráfico 3 – Produção de derivados de petróleo pela Petrobrás por tipo de produto (4º trimestre de 2020)

Fonte: Petrobrás

Acreditamos que o “preço justo” teria que ser baseado, primeiramente, nos custos de produção da empresa. Sequer estamos propondo aqui subsídios. No próximo item esclareceremos nossa proposta.

Como observado, através das análises de custo da Petrobrás, temos que tanto o custo de extração, quanto o custo de refino, vêm diminuindo, ou seja, os produtos deveriam estar mais baratos para o consumidor final e não mais caro, se para formulação do preço fossem considerados variáveis reais e não do mercado financeiro internacional.

  • Quanto seria o preço “justo”?

Para se chegar a um preço justo, fizemos o segundo caminho metodológico. Primeiro calculamos o custo de se refinar um litro de derivado com os dois dados que temos disponível: lifting cost e o refino por barril (todos os dados são do ano de 2020 retirados dos resultados financeiros da estatal). Além disto, ponderamos que no ano de 2020 foi utilizado 6% de petróleo importado para o refino (dadas as características necessárias para o óleo ser processado), o que deixou o custo de produção do barril em R$ 76,44. A isto adicionamos os gastos com o refino do barril de óleo, e em seguida transformamos a unidade barril em litro. Chegando à conclusão que estes dois custos ficam em R$ 0,54 por litro para a Petrobrás.

Quadro 1 – Proposta de formação do preço do derivado por litro

Tipo de custoCusto (R$)
Custo do barril de extração (R$)67,60
Custo do barril + importação de 6%76,44
Custo do refino (R$/barril) – Petrobrás8,67
Custo total por barril85,11
Custo por litro0,54

A partir deste gasto por litro, vamos adicionar a isto diferentes “alíquotas” para cada produto em sua estrutura de custos. Nós vamos tratar aqui unicamente do que cabe à Petrobrás, “encaixando” a realização da estatal e mantendo as proporções do preço final para os outros campos: tributos, custos extras e distribuição/revenda. Mas poderia ser discutido mudanças, como por exemplo no GLP, onde distribuição e revenda compõe 33% do preço final, o que é bastante elevado.

Quadro 2 – Estrutura de preços dos três derivados selecionados hoje

GasolinaDieselGLP
Distribuição e revenda9%13%33%
Impostos federais13%8%3%
Impostos estaduais27%13%14%
Custos adicionais16%12%0%
Produção e refino35%54%50%

Fonte: Petrobras

A realização da Petrobrás foi composta da seguinte forma. Primeiro somamos o lifting cost com o custo de refino, e a isto aplicamos as seguintes alíquotas: gasolina 119%; diesel 170%; e GLP 80%. Isto é, no caso da gasolina por exemplo, o custo de extração do petróleo mais o refino vezes 229%[2]. Levando em consideração o peso das proporções de cada tipo de derivado no total produzido pela estatal (como mostra o Gráfico 3), teríamos uma margem média ponderada para estes três produtos de 146% de receitas acima dos custos de produção. Isto quer dizer que, aos custos de extração e refino é aplicada uma margem média de 146%, margem esta que inclui outros custos não divulgados pela empresa (como custo de exploração e de transporte) e o lucro da Petrobrás, tanto na produção quanto no refino.

Tabela 1 – Proposta de preço justo por produto derivado

DerivadoCusto
Gasolina
Realização da Petrobras1,17
Etanol0,78
ICMS0,90
Impostos federais0,44
Distribuição e transporte0,30
Total – gasolina3,60
Diesel
Realização da Petrobras1,45
Custo biodiesel0,55
ICMS0,35
Impostos federais0,21
Distribuição e transporte0,35
Total – diesel2,90
GLP
Realização da Petrobras30,4
Distribuição e revenda20,0
ICMS8,50
PIS/PASEP e COFINS1,82
Total – GLP60,70

Propomos então que os três derivados sejam vendidos a um “preço justo” de R$ 3,60 a gasolina, a R$ 2,90 o diesel e a R$ 60 o GLP. Os impactos nas receitas da Petrobrás ficarão para um estudo posterior, mas assim garantiríamos um retorno sobre o capital despendido para cada atividade ainda superior a 100%, o que não prejudicaria a empresa. Além de que é importante lembrar que são apenas uma parte (66%) dos derivados produzidos e apenas a extração de petróleo que vai para as refinarias, tendo outras atividades ainda muito lucrativos: exportação de óleo cru e venda de óleo diesel, por exemplo, que não propomos aqui mudanças.

Para este programa também é importante discutirmos questões de importação de derivados e a utilização e instalação de maior capacidade de refino, o que também será abordado em outra oportunidade.


[1] Preço de paridade de importação, formado pelas cotações internacionais destes produtos mais os custos que importadores teriam, como transporte e taxas portuárias, por exemplo.

[2] Realização da Petrobras (gasolina) = (lifting cost + custo de refino) × (1 + 119%).

Realização da Petrobras (diesel) = (lifting cost + custo de refino) × (1 + 170%).

Realização da Petrobras (GLP) = [(lifting cost + custo de refino) × 31,5 litros/botijão] × (1 + 80%).

Quanto os consumidores pagariam de impostos sem o PPI?


Texto escrito por Eric Gil Dantas, do IBEPS, como contribuição ao Observatório Social da Petrobrás, em 7 de abril de 2021

A fim de fazer um exercício sobre a quantidade de impostos pago por um consumidor com e sem o PPI, na Tabela 1 apresentamos quanto de tributação está sendo cobrado hoje, a partir dos valores médios do preço dos derivados mais atualizados do Sistema de Levantamento de Preços da ANP, no período que vai de 28/03/2021 a 03/04/2021.

Aos valores de Diesel S-10, Gasolina Comum e GLP foram aplicadas as proporções de tributação demonstradas pela Petrobrás[2] (para o mesmo período citado no parágrafo anterior). É importante lembrar que no mês de março houve uma mudança tributária com diminuição de impostos federais.

Pudemos verificar que sem o PPI o consumidor pagará 49% a menos de tributos no Diesel-S-10, ou em valores monetários, 20 centavos a menos. Na Gasolina Comum o consumidor pagará 52% a menos, ou menos 74 centavos por litro. E, por fim, no botijão de 13kg de gás de cozinha, o consumidor pagará 43% a menos de tributos, ou menos R$3,74 por botijão.

Tabela 1 – Somatória de impostos por tipo de derivado de petróleo

Diesel S-10Gasolina comumGLP
ICMS13,50%27,40%14,40%
CIDE e PIS/PASEP e COFINS0,40%12,50%0%
Impostos total13,90%39,90%14,40%
Preço justoR$ 2,90R$ 3,60R$ 60
Imposto total – preço justoR$ 0,40R$ 1,44R$ 8,64
Preço com PPIR$ 4,3192R$ 5,4626R$ 85,986
Imposto total – PPIR$ 0,60R$ 2,18R$ 12,38
Imposto PPI em relação ao Imposto com Preço Justo[3]49%52%43%
Imposto PPI – Imposto Preço Justo[4]R$ 0,20R$ 0,74R$3,74

Fonte: Petrobras [Período da coleta de 28 de março de 2021 a 3 de abril de 2021]

A título de exemplificação, se pegarmos um indivíduo que consuma 710 litros de gasolina por ano[5], teremos que sem o PPI, pagando o “preço justo”, ao invés deste consumidor despender R$1.547,50 em tributos, ele despenderá R$ 1.019,84, ou seja, uma economia de R$ 527,66.


[1] Texto escrito por Eric Gil Dantas em 7 de abril de 2021 a pedido da Cajuína.

[2] https://petrobras.com.br/pt/nossas-atividades/composicao-de-precos-de-venda-ao-consumidor/

[3] Percentual pago a mais quando se cobra o PPI se comparado ao Preço Justo.

[4] Quantidade de reais pago a mais de impostos quando se cobra o PPI ao invés do Preço Justo.

[5] https://www.bol.uol.com.br/listas/saiba-quanto-cada-brasileiro-consome-por-ano-destes-10-produtos.htm