Gestão privatista da Petrobras vende ativos para pagar dividendos

Daniel Yergin, no livro “A Busca: Energia, Segurança e a Reconstrução do Mundo Moderno” (original publicado em 2011), dá continuidade ao seu livro ganhador do Prêmio Pulitzer, “O Prêmio: A Épica Busca por Petróleo, Dinheiro e Poder”, publicado em 1990. No primeiro livro, conta a história da indústria global de petróleo desde 1850 até a Guerra do Golfo Pérsico. No último, retoma a história a partir desse episódio.

As crises de energia da década de 1970 combinaram-se à maior consciência ambiental para dar origem a uma série de novas opções energéticas, conhecidas como “energias alternativas” ou “energias renováveis”. O termo abrange uma ampla gama de energias — eólica, solar, biomassa, geotérmica etc. Surgiu depois um novo tipo de questão ambiental de dimensão planetária: a mudança climática e o aquecimento global. A eficiência energética — conservação de energia — passou a ser buscada.

A tecnologia elevou a segurança da oferta de petróleo ao expandir a variedade de brocas de perfuração e aumentar as reservas recuperáveis. A indústria petrolífera passou por um período de inovação, aproveitando os avanços nas comunicações, nos computadores e na tecnologia da informação para encontrar recursos e desenvolvê-los, na terra (onshore) ou no mar (offshore).

Os rápidos avanços no microprocessamento propiciaram a análise de uma quantidade muito maior de dados, permitindo aos especialistas em geofísica melhorar bastante a interpretação das estruturas subterrâneas e, assim, aumentar o sucesso da exploração. O advento da perfuração horizontal, em lugar do tradicional poço vertical, deu possibilidade de acesso a uma parte muito maior do reservatório, aumentando assim a produção. A terceira inovação foi o desenvolvimento de programas e visualização computadorizada. Eles se tornaram padrão nos setores de engenharia e construção, permitindo o projeto de uma plataforma offshore de bilhões de dólares ser realizado nos mínimos detalhes na tela do computador, inclusive testada sua resiliência e eficiência. A disseminação das informações e da tecnologia de comunicação, e a extraordinária queda nos custos de comunicação, possibilitaram os geocientistas trabalhar como parte de equipes virtuais em diferentes partes do mundo.

Esses e outros avanços tecnológicos permitiram às empresas identificar novos locais para prospecção, explorar campos antes impossíveis de ser desenvolvidos, assumir projetos muito mais complexos, recuperar mais petróleo ou abrir províncias de exploração inteiramente novas.

Sob cadeias submarinas de rochas de sal, costuma haver petróleo. Sondas especiais da Petrobras foram então enviadas para perfurar sete poços embaixo das rochas, na camada cujo nome técnico é pré-sal. Foi escolhida uma área conhecida como Bacia de Santos, distante 286 quilômetros da costa do Rio de Janeiro. O material, recolhido a diferentes profundidades, foi levado à análise em laboratórios da Petrobras.

Em outubro de 2007, veio a confirmação. Testes realizados em uma das áreas pesquisadas – o campo de Tupi – revelavam a existência de reservas de 5 a 8 bilhões de barris. Em apenas uma das sete áreas sondadas a quantidade de petróleo encontrada equivalia à metade das reservas brasileiras, estimadas então em 14,4 bilhões de barris.

As amostras indicavam a existência de petróleo e de gás nas sete áreas. Em todas elas, o petróleo encontrado era do mesmo tipo, o leve, mais propício ao refino e à produção de gasolina. É de qualidade muito superior ao pesado, produzido na Bacia de Campos. Sua uniformidade indica a existência não de campos isolados, mas de enormes reservatórios, situados em área contínua do Espírito Santo até Santa Catarina.

De início, cálculos da Petrobras estimaram haver reservas de cerca de 70 bilhões de barris. Se essa estimativa fosse realidade, o Brasil iria do 24º para o nono lugar no ranking mundial das reservas de óleo e de gás, ficando atrás apenas dos países do Oriente Médio, da Rússia, da Nigéria e da Venezuela. O Brasil obteria o equivalente a várias vezes o seu Produto Interno Bruto nominal, estagnado em US$ 1,8 trilhão.

Em janeiro de 2020, segundo a ANP, a produção de petróleo e gás natural no Brasil alcançou 4,041 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). O mês registrou recorde de produção tanto de petróleo – 3,168 milhões de barris por dia (bbl/d) – quanto de gás natural – 138,753 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d). A produção no Pré-sal foi de 2,682 milhões de boe/d, representando 66% de toda a produção.

Estima, em 2030, atingir o potencial de 7,5 milhões bpd. Se em 2018 exportou cerca de 1,4 milhões bpd, em 2030 poderá atingir de 4 a 5 milhões bpd. Em 2018, tinha 106 plataformas em produção, em 2030 deverá ter cerca de 170. Em 2019, a Petrobras pagou aos governos federal e estaduais, em royalties, impostos e bônus de subscrição, o valor total de R$ 246 bilhões, consolidando-se como o maior contribuinte do Brasil.

Os investimentos da Petrobras, então, cresceram gradualmente de US$ 23,2 bilhões em 2007 para US$ 43,4 bilhões em 2010, somando no segundo mandato do Lula US$ 131 bilhões. Mantendo o patamar anual, no primeiro mandato da Dilma acumularam mais US$ 171 bilhões. Nos governos social-desenvolvimentistas totalizaram US$ 302 bilhões. Com os neoliberais, foi declinando até atingir só US$ 10,7 bilhões em 2019. Nessa página infeliz de nossa história (2015-2019), somaram apenas US$ 78,1 bilhões.

Sem vergonha, sua direção privatista, no atual governo ultraliberal, comemora: “os desinvestimentos foram fundamentais para ajudar a viabilizar o foco nos ativos onde somos o dono natural, permitindo investimento total de US$ 27,4 bilhões, sendo US$ 16,7 bilhões na aquisição de direitos de exploração e produção de petróleo nos blocos C-M-477, Búzios, Itapu e Aram”. Nos 3 leilões realizados pela ANP, em outubro e novembro de 2019, com a oferta de 45 blocos, a Petrobras apresentou propostas para apenas cinco, tendo sido vencedora em quatro. Mas o fato vergonhoso é, descontando essa compra de ativos, os investimentos se reduziram para apenas US$ 10,7 bilhões.

A opção por gestão do portfólio como fosse uma empresa privada implicou em desinvestimentos de ativos, onde o privatista não considera a Petrobras “dona natural”, no valor de US$ 16,3 bilhões. Justifica assim a transação de follow-on da BR Distribuidora, a primeira privatização de empresa estatal via mercado de capitais feita no Brasil, tendo como finalidade a especulação na bolsa de valores, extremamente relevante para o ex-banqueiro de negócios no ministério da Economia. “Em lugar de empresa com o Estado brasileiro como único dono, emerge uma companhia com capital diluído entre milhares de acionistas [478,5 mil], democratizando o capitalismo” (sic).

Os desinvestimentos de campos maduros, diz seu presidente, “têm contribuído para a formação de uma nova indústria do petróleo no Brasil composta por pequenos e médios produtores que investem na recuperação de campos com baixa produtividade e custos elevados de extração, adicionando valor às economias regionais”. Foco no core business para a Petrobras justifica good business para os demais investidores…

Seu foco principal está na desalavancagem financeira. Em 2015, sua dívida bruta atingiu US$ 126 bilhões, foi reduzindo gradualmente em 2016 (US$ 118 bi) e 2017 (US$ 109 bi), e acentuadamente em 2018 (US$ 84 bi) e 2019 (US$ 63 bi). Seu indicador de alavancagem caiu de 79% para 44% e a relação Dívida Líquida / EBITDA Ajustado de 5,11 para 1,99 no período.  Sempre houve viabilidade do financiamento de investimentos com o elevado retorno esperado. A forte geração de caixa operacional – recorde de R$ 101,7 bilhões – permitiu a diminuição da dívida em US$ 24 bilhões com IRFS 16. A gestão de passivos trocou dívida curta e de custo elevado por dívida longa e mais barata.

Foram necessários, de fato, os desinvestimentos? Foram amplamente debatidos com a opinião pública brasileira ou, pelo menos, com a opinião especializada composta pelos engenheiros e economistas da companhia? É estratégia contrária à tradição das “sete irmãs”, desde a Standard Oil Trust, propriedade de John D. Rockefeller, cuja dissolução fora determinada pela Suprema Corte dos Estados Unidos em 1911. Ele também criou a companhia “integrada” de petróleo, na qual o produto flui dentro dos limites corporativos do momento quando jorra até quando chega ao consumidor.

Cláudio da Costa Oliveira, economista aposentado da Petrobras, denuncia a métrica fajuta da EBITDA, sigla em inglês para LAJIDA (Lucro Antes de Juros, Impostos, Depreciação e Amortização). Permite a comparação do desempenho operacional de empresas em países com regimes tributários diferentes, juros bancários distintos e diversos critérios e taxas para registro da depreciação e amortização.

O indicador foi inferior ao valor da Geração Operacional de Caixa – GOC da Petrobras, desde 2014. Mas, subitamente, em 2018, houve uma inversão expressiva. Foi criado pelo Pedro Parente o “EBITDA Ajustado”. Esta métrica é muito utilizada em mercados de capital por ter como objetivo maximizar a capacidade da empresa pagar dividendos.

Ainda dentro do prazo de maturação de projetos na área de petróleo, entre 8 e 10 anos, a empresa apressadamente procura diminuir sua dívida, vendendo ativos e reduzindo investimentos para alcançar maior “caixa livre”: geração de caixa menos investimentos. Trata-se de visão rentista, em curto prazo, sem respeitar sua estratégia de longo prazo.

O resultado de R$ 40 bilhões foi obtido com R$ 24 bilhões de lucro com venda de ativos, principalmente com a TAG, e R$ 14 bilhões com a venda do controle da BR Distribuidora. Esses R$ 38 bilhões não se relaciona com seu desempenho operacional. Mesmo com a queda (-7%) do lucro líquido recorrente de US$ 10 bilhões em 2018 para US$ 9,3 bilhões em 2019, foram distribuídos mais de R$ 10 bilhões aos acionistas. Na falta de lucro, vende ativos para pagar dividendos – e a imagem do presidente privatista ficar boa perante a O Mercado.

Publicado originalmente em:

https://jornalggn.com.br/analise/gestao-privatista-da-petrobras-vende-ativos-para-pagar-dividendos-por-fernando-nogueira-da-costa/

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