( PDF ) A importância da petrobras nas relações bolívia-brasil ( 1996-2008)

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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO SUL

INSTITUTO DE FILOSOFIA E CIÊNCIAS HUMANAS

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM RELAÇÕES INTERNACIONAIS

A IMPORTÂNCIA DA PETROBRAS

NAS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL (1996-2007)

Marcos Carra

Dissertação apresentada ao Programa de

Pós-Graduação em Relações Internacionais

da UFRGS como pré-requisito parcial para

obtenção do título de Mestre em Relações

Internacionais.

Orientador: Prof. Dr. Marco Aurélio

Chaves Cepik

Porto Alegre

Fevereiro de 2008

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ÍNDICE

AGRADECIMENTOS............................................................................................................. 7

APRESENTAÇÃO................................................................................................................... 8

GLOSSÁRIO............................................................................................................................ 9

INTRODUÇÃO...................................................................................................................... 11

1. O ESTADO E A EMPRESA MULTINACIONAL......................................................... 17

1.1. O Fim de Bretton Woods e Suas Conseqüências.............................................. 17

1.2. A Importância da Empresa Multinacional....................................................... 31

1.2.1. Conceitos Relativos às Empresas Multinacionais......................................... 31

1.2.2. A Expansão das Empresas Multinacionais.................................................... 33

1.3. As Concepções Teóricas de Robert Gilpin........................................................ 36

2. CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE HIDROCARBONETOS................................ 41

2.1. O Setor de Infra-Estrutura................................................................................. 41

2.1.1. Definições e Distinções..................................................................................... 42

2.1.2. Características do Setor de Infra-Estrutura.................................................. 43

2.1.3. A Função do Estado......................................................................................... 46

2.2. A Indústria Petrolífera........................................................................................ 48

2.2.1. A Evolução da Indústria Petrolífera............................................................... 48

2.2.2. A Estrutura da Indústria Petrolífera............................................................. 58

2.2.3. A Flexibilização da Indústria Petrolífera....................................................... 64

2.2.4. As Alterações Institucionais da Indústria Petrolífera................................... 65

2.2.5. Em Busca de Novas Fontes de Energia.......................................................... 67

2.3. A Indústria do Gás Natural................................................................................ 69

2.3.1. A Evolução da Indústria do Gás Natural....................................................... 69

2.3.2. A Estrutura da Indústria do Gás Natural...................................................... 71

2.4. As Indústrias Escopo do Petróleo e do Gás Natural........................................ 75

2.4.1. A Indústria Petroquímica................................................................................ 76

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2.4.1.1 A Evolução da Indústria Petroquímica........................................................ 76

2.4.1.2. A Estrutura da Indústria Petroquímica...................................................... 77

2.4.2. O Gás Natural e a Geração de Energia Elétrica........................................... 80

2.4.2.1. A Evolução das Termelétricas a Gás Natural............................................. 81

2.4.2.2. As Vantagens das Termelétricas a Gás Natural......................................... 82

3. A PETROBRAS COMO ATOR ESTRATÉGICO......................................................... 85

3.1. O Difícil Nascimento da Petrobras.................................................................... 85

3.2. A Crise do Setor Estatal e a Lei 9.478/97.......................................................... 87

3.3. A Petrobras Após a Lei 9.478/97........................................................................ 92

3.3.1. A Ampliação da Participação do Capital Privado na Petrobras................. 92

3.3.2. A Adoção de um Novo Modelo de Gestão...................................................... 94

3.3.3. O Redirecionamento Estratégico da Petrobras............................................. 98

3.3.4. A Reestruturação da Organização da Petrobras.......................................... 99

3.3.5. A Nova Postura em Segurança, Meio Ambiente e Saúde........................... 102

3.3.6. A Adequação das Competências-Chaves da Petrobras.............................. 102

3.4. Os Resultados da Reestruturação da Petrobras............................................. 102

3.4.1. As Dimensões da Petrobras........................................................................... 103

3.4.2. A Petrobras e a Ingerência do Estado.......................................................... 104

3.5. Um Diferencial Importante: O Cenpes........................................................... 108

3.6. O Sistema Petrobras.......................................................................................... 111

3.6.1. A Construção do Sistema Petrobras............................................................. 111

3.6.2. A Lei 9.478/97 e o Sistema Petrobras........................................................... 113

3.7. O Lugar da América do Sul nos Planos Estratégicos da Petrobras............. 115

3.7.1. Área de Negócios Exploração e Produção.................................................... 116

3.7.2. Área de Negócios Abastecimento.................................................................. 119

3.7.3. Área de Negócios Gás e Energia................................................................... 120

3.7.4. Área de Negócios Internacional.................................................................... 121

4. OS HIDROCARBONETOS E AS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL ATÉ 1985...... 124

4.1. A Bolívia: Um Pouco de História..................................................................... 124

4.2. Bolívia e Brasil: Diplomacia e Geopolítica Antes dos Hidrocarbonetos...... 126

4.3. As Primeiras Disputas Pelos Hidrocarbonetos Bolivianos............................ 130

4.3.1. Os Hidrocarbonetos na Bolívia Até o Final da Guerra do Chaco............. 130

4.3.2. A Argentina Firma Posição........................................................................... 135

4.4. A Bolívia e o Brasil nos Anos de Interlúdio (1938 a 1985)............................. 137

4.4.1. Sob o Tratado de Roboré (1938 a 1958)....................................................... 137

4.4.2. Das Notas Reversais ao Golpe (1958 a 1964)............................................... 141

4.4.3. Durante o Regime Militar (1964 a 1985)...................................................... 143

5. A CONVERGÊNCIA DAS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL NOS ANOS 90.......... 149

5.1. O Neoliberalismo Brasileiro............................................................................. 149

5.1.1. A Crise do Nacional Desenvolvimentismo Brasileiro.................................. 149

5.1.2. A Diplomacia Brasileira Sob a Nova República.......................................... 151

5.1.3. O Brasil e a América Latina.......................................................................... 153

5.1.4. As Diretrizes da Era FHC............................................................................. 156

5.1.5. A Opção Pelo Gás Natural Boliviano........................................................... 161

5.2. O Neoliberalismo Boliviano.............................................................................. 168

5.2.1. As Reformas Neoliberais de Primeira Geração (1985/89).......................... 168

5.2.2. As Reformas Neoliberais de Segunda Geração (1993/01)........................... 171

5.2.3. As Reformas no Setor de Hidrocarbonetos Boliviano................................ 173

5.2.4. A Opção pelo Mercado Brasileiro................................................................ 178

6. A PETROBRAS E AS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL............................................ 182

6.1. A Unidade de Negócios Bolívia da Petrobras................................................. 182

6.2. O Processo de Expansão da Petrobras na Bolívia.......................................... 183

6.3. A Instabilidade Social e a Ascensão de Evo Morales..................................... 189

6.4. A Nacionalização dos Hidrocarbonetos........................................................... 192

6.5. A Petrobras e os Interesses da Bolívia............................................................. 194

6.5.1. Os Interesses Econômicos.............................................................................. 195

6.5.2. Os Interesses Políticos.................................................................................... 205

6.6. A Petrobras na Bolívia e os Interesses do Brasil............................................ 206

6.6.1. Os Interesses Econômicos.............................................................................. 208

6.6.2. Os Interesses Políticos.................................................................................... 217

CONCLUSÃO...................................................................................................................... 231

TABELAS

Tabela 3.1. Composição Societária da Petrobras em 31/12/2006........................... 94

Tabela 3.2. Os Investimentos da Petrobras por Área de Negócios desde 1954.. 117

Tabela 5.1. Composição Acionária das Sucessoras da YPFB.............................. 175

Tabela 5.2. Bolívia: Reservas de Hidrocarbonetos por Companhia (1996)........ 177

Tabela 5.3.: Bolívia: os Hidrocarbonetos por Departamento (em %)................. 178

Tabela 6.1. A Composição Societária do Gasbol................................................... 186

Tabela 6.2. Filiais da Petrobras na Bolívia 31/12/2005......................................... 189

Tabela 6.3. Companhias Petrolíferas Operando em E&P na Bolívia................. 196

Tabela 6.4. Mapeamento das Operações da Petrobras na Bolívia....................... 205

Tabela 6.5.: O Consumo de Gás Natural no Brasil em 2005/06........................... 209

Tabela 6.6. Termelétricas Comerciais a Gás Natural........................................... 213

Tabela 6.7. Mapeamento das Operações da Petrobras na América do Sul........ 222

QUADROS

Quadro 2.1. Organograma da Indústria do Petróleo e do Gás Natural................ 60

Quadro 2.2. O Pico de Hubbert................................................................................ 67

Quadro 2.3. As Vantagens do Gás Natural.............................................................. 74

Quadro 3.1. A Atual Organização da Petrobras................................................... 100

Quadro 6.1. A Atual Configuração da Pepsa......................................................... 188

MAPAS

Mapa 5.1. As Províncias Petrolíferas da Bolívia (1996)........................................ 174

Mapa 6.1. O Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol)..................................................... 187

Mapa 6.2. As Atividades da Petrobras na Bolívia em 31/12/05............................ 199

Mapa 6.3. A Petrobras e a Integração Gasífera da América do Sul.................... 226

ANEXOS............................................................................................................................... 240

1. Conceitos Relativos ao Setor de Hidrocarbonetos............................................ 240

2. Fatores de Conversão........................................................................................... 246

3. Mapas.................................................................................................................... 249

3.1. Territórios Cedidos Pela Bolívia desde a Independência.............................. 249

3.2. Área Cedida Pela Bolívia Após a Guerra do Chaco...................................... 249

3.3. Os Planos Ferroviários de 1874 e 1882............................................................ 250

3.4. Ferrovia Santa Cruz de La Sierra-Santos (1955)........................................... 251

3.5. Zona para Estudos Definido pelas Notas Reversais de Roboré (1958)......... 252

3.6. Proprietários dos Blocos Petrolíferos na Bolívia de 1996 a 2005.................. 253

3.7. Proprietários da Rede de Gasoduto da Bolívia de 1996 a 2005.................... 254

3.8. Proprietários da Rede de Oleodutos da Bolívia de 1996 a 2005.................... 255

3.9 Proprietários da Rede de Polidutos da Bolívia de 1996 a 2005..................... 256

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................................................... 257

AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, aos meus irmãos e a tia Mari pelo apoio;

A CAPES pela bolsa;

Ao Prof. Cepik pela orientação;

Sem vocês não teria sido possível realizar este trabalho.

APRESENTAÇÃO

Em 9 de fevereiro de 1999 foi inaugurado um gasoduto que unia os campos produtores

de gás natural da Bolívia ao mercado consumidor do Brasil. Materializava-se assim um antigo

desejo de aproveitamento dos hidrocarbonetos bolivianos por parte dos brasileiros. O primeiro

plano expresso neste sentido fora o Tratado de Roboré, assinado em 25 de novembro de 1938

que, por motivos vários, não saiu do papel. Caberia o mesmo destino as outras seis propostas

para o aproveitamento dos hidrocarbonetos bolivianos (apresentadas em 1958, 1965, 1973,

1978, 1984 e 1988). Entretanto, durante as décadas de 1980 e 1990 a Bolívia e o Brasil

sofrerem uma série de transformações econômicas e políticas, que levaram ambos os países a

se interessar e desta vez consubstanciar a construção do gasoduto.

No mesmo período a Petrobras passava por um processo de reestruturação, que visava,

entre outras coisas, aumentar sua presença no cenário internacional. Com esta perspectiva a

estatal brasileira começara a operar na Bolívia em 25 de novembro de 1995 e, posteriormente,

caber-lhe-ia o encargo de construir o gasoduto e de explorar, produzir e exportar o gás natural

da Bolívia para o Brasil, porque bolivianos e brasileiros inquietavam-se com a perspectiva de

que as EMNs assumissem o controle da empreitada e porque a YPFB, a estatal petrolífera

boliviana, não tinha as mínimas condições financeiras e tecnológicas para conduzir o projeto.

Daí em diante a Petrobras envolveu-se em quase todas as atividades relativas aos

hidrocarbonetos na Bolívia, porém, a nacionalização do setor de hidrocarbonetos decretada

pelo presidente boliviano Evo Morales em 1 de maio de 2006 gerou uma séria tensão entre

este país e o Brasil. Surgiram desentendimentos por conta das incertezas referentes ao destino

a ser dado pelos investimentos realizados pela estatal no país e do destino do gás natural,

insumo que assume crescente importância na matriz energética brasileira. Ocorre, entretanto,

que a despeito dos desentendimentos, a Petrobras, que foi a empresa mais atingida pela

nacionalização, não se retirou da Bolívia. Com base neste fato o esforço feito nesta

dissertação é no sentido de compreender quais teriam sido os principais interesses econômicos

e políticos de Bolívia e Brasil que teriam impedido a Petrobras de se retirar daquele país.

GLOSSÁRIO

ADN: Acción Democratica Nacionalista

AEPET: Associação dos Engenheiros da Petrobras

ALCSA: Área de Livre Comércio da América do Sul

ANP: Agência Nacional do Petróleo

ANEEL: Agência Nacional de Energia Elétrica

BACEN: Banco Central do Brasil

BEI: Banco Europeu de Investimento

BID: Banco Interamericano de Desenvolvimento

BIRD: Banco Internacional de Reconstrução e Desenvolvimento

BNDES: Banco Nacional de Desenvolvimento

Bpd: Barris de petróleo por dia

CAF: Corporación Andina de Fomento

CAN: Comunidad Andina de Naciones

CBF: Corporación Boliviana de Fomento

CBH: Camara Boliviana de Hidrocarburos

CBIE: Centro Brasileiro de Infra-Estrutura

CERA: Cambridge Energy Research Associates

CIADI: Centro Internacional para Arbitragem de Disputas sobre Investimentos

COB: Central Obrera Boliviana

COMIBOL: Corporación Minera Boliviana

EBD: Empresa Boliviana de Distribuición

EBR: Empresa Boliviana de Refinación

E&P: Exploração e Produção de petróleo e/ou gás natural

EMN (ou MNC): Empresa Multinacional (Multinational Companies)

ENARSA: Energia Argentina SA

ENDE: Empresa Nacional de Eletricidad

ENFE: Empresa Nacional de Ferrocarriles

ENID(s): Eixo Nacional de Integração e Desenvolvimento

ENTE: Empresa Nacional de Telecomunicaciones

FONDOPLATA: do Fondo Financiero para el Desarrollo de la Cuenca Del Plata

GATT: General Agreement on Trade and Tariffs

GNEA: Gasoducto Nordeste Argentino

GNL (ou LNG): Gás Natural Liquefeito (LNG: Liquefied Natural Gas)

GSA: Gas Supply Agreement

GTB: Gás Transboliviano SA

IIRSA: Integração da Infra-Estrutura Regional na América do Sul

LAB: Lloyd Aéreo Boliviano

/dia: milhões de metros cúbicos por dia

MME: Ministério das Minas e Energia

MNR: Movimiento Nacional Revolucionário

MRE: Ministério das Relações Exteriores

NAFTA: North American Free Trade Agreement

NPE: Nueva Política Economica

P&D: Pesquisa e Desenvolvimento

OMC: Organização Mundial do Comércio

OPEC (ou OPEP): Organization of Petroleum Exportation Countries

PPA: Programa Plurianual de Investimentos

SAE-PR: Secretaria de Assuntos Estratégicos da Presidência da República

SAM: Sociedade Econômica Mista

TBG: Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil SA

TGN: Transportadora de Gas Del Norte SA

TGS: Transportadora de Gas Del Sur SA

SACE: Sezione Speciale Per l'Assicurazione del Credito all'Esportazione

SONJ: Standard Oil of New Jersey

TCU: Tribunal de Contas da União

UFN: Unidade de Fertilizantes Nitrogenados

YPF: Yacimientos Petrolíferos Fiscales

YPFB: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

INTRODUÇÃO

Na década de 1980 teve início uma série de transformações nos países desenvolvidos

que buscavam superar a crise econômica iniciada após a ruptura de Bretton Woods, ocorrida

em 15 de agosto de 1971. Dentre as mudanças estavam à reestruturação indústria (que incluiu

a adoção de formas mais flexíveis de produção) e a adoção das políticas econômicas de cunho

neoliberal. Entre as políticas neoliberais constavam: a privatização de estatais, o controle da

inflação, o fim e/ou a atenuação as restrições à entrada de Investimentos Estrangeiros Diretos

(IED) e a abertura de mercado. Ao mesmo tempo em que ocorriam as transformações, os

países desenvolvidos procuraram universalizar as políticas neoliberais dentro de um processo

mais amplo, que nos anos 90 ficou conhecido como globalização.

Os países do Terceiro Mundo começaram a conviver com as idéias neoliberais após o

México decretar a moratória da sua dívida externa em 1982. Quando estes países procuraram

novas linhas de crédito para enfrentar seus sérios problemas econômicos, políticos e sociais,

os países desenvolvidos, através dos órgãos de financiamento mundiais (em especial BIRD e

FMI), condicionaram a concessão de acesso aos créditos internacionais à adoção de reformas

econômicas neoliberais. É verdade que alguns poucos países do então Terceiro Mundo, como

a Coréia do Sul, aproveitaram o novo cenário econômico para sair da condição de

subdesenvolvimento, porém, eram exceções, e frente às necessidades econômicas os países

mais frágeis sucumbiram quase imediatamente, submetendo-se, enquanto os países mais

sólidos do Terceiro Mundo conseguiram resistir até o final dos anos 80 quando as

dificuldades econômicas finalmente haviam solapado sua capacidade de resistência. Em 1989

os órgãos de financiamento sintetizaram o receituário neoliberal num decálogo, conhecido

como Consenso de Washington, que deveria ser adotado pelos países subdesenvolvidos que

desejassem acessar as linhas de crédito e aos mercados dos países desenvolvidos.

Nesse período o Brasil enfrentava sérios problemas econômicos e foi pressionado a

aceitar as políticas econômicas neoliberais, mas pelo fato do país possuir a maior economia, o

maior mercado consumidor e o maior, mais moderno e completo parque industrial da América

Latina, suas perspectivas de articular uma estratégia de inserção segura, capaz de atenuar os

impactos negativos da globalização neoliberal, eram mais promissoras que as de outros

países. Assim, no Governo Sarney, decidiu-se que o Brasil deveria utilizar seu potencial para

articular uma política de aproximação e, se possível, integração, com os países da América do

Sul, de forma que sua inserção internacional se desse sobre uma base de cooperação com eles.

Neste sentido a iniciativa mais importante foi o processo de aproximação com a Argentina.

Em 29 de novembro de 1985 argentinos e brasileiros assinaram o Tratado de Iguaçu, primeiro

passo no sentido de integração, que seria consolidado em 26 de março de 1991 com a

assinatura do Tratado de Assunção que deu origem ao Mercosul. O Brasil também traçou uma

meta mais ambiciosa: promover, sob sua liderança, a integração da América do Sul.

Dentro desta estratégia, a possibilidade brasileira de construir um vínculo com a

Bolívia, tendo com base a importação do gás natural, surgiu com a conjunção de dois fatores.

O primeiro surgiu em meados dos 80 quando a Bolívia procurou articular uma política de

exportação de gás natural, matéria-prima que deveria substituir o estanho como principal

fonte de renda do país. O segundo pode ser datado de 2 de setembro de 1990 quando o

Governo Collor promulgou o Decreto N

99.503 instruindo o MME a realizar um exame da

matriz energética brasileira (cognominado “Reexame da Matriz Energética Nacional”). Neste

estudo aventou-se a possibilidade de que se ampliasse à participação do gás natural na matriz

energética brasileira. Depois, em 18 de julho de 1991, a MME criou a Comissão do Gás, que

definiu diretrizes e indicou as ações a serem adotadas para viabilizar a maior utilização do gás

natural. Como então a Petrobras dispunha de reservas de gás modestas e de difícil exploração,

a comissão sugeriu a articulação de uma política de importação do insumo.

Porém, a satisfação das necessidades dos dois países exigia como premissa que os

princípios econômicos neoliberais também fossem aplicados ao setor de hidrocarbonetos. Ao

lado da própria mudança estrutural dessa indústria, que forçou uma readaptação de todas as

companhias, era necessária uma mudança normativa capaz de reduzir a rigidez das regras

vigentes em um setor que até então era fechado aos capitais estrangeiros na maioria dos países

da América Latina. O passado nebuloso das companhias petrolíferas internacionais e as

conhecidas versões sobre sua ingerência em assuntos internos justificavam as desconfianças e

temores que dirigentes e populações locais devotavam a elas, materializadas no repúdio em

permitir sua atuação numa atividade considerada estratégica e vital para a autonomia nacional.

Nesta conjuntura, a Bolívia, que no período de 1985/01 adotou as reformas neoliberais

para reestruturar seu ordenamento econômico, aprovou a Ley de Capitalización N

1.544/94,

que modificou substancialmente o setor estatal. Uma das mudanças dizia respeito à abertura

do setor de hidrocarbonetos à atuação de EMNs, visto que a YPFB, a estatal petrolífera

boliviana, carecia das condições mínimas para continuar operando no setor. Enquanto isso, no

Brasil, durante o Governo FHC, o Congresso Nacional aprovava a Emenda Constitucional nº.

9 de 7 de junho de 1995 quebrando o monopólio da Petrobras no setor de hidrocarbonetos,

decisão ratificada pela Lei 9.478/97 de 6 de agosto de 1997.

Estas mudanças normativas criaram a base sobre a qual foi possível concretizar o

estabelecimento de um vínculo infra-estrutural a partir dos hidrocarbonetos, que a rigor era

perseguido desde a assinatura do Tratado de Roboré em 29 de novembro de 1938, mas que até

então era obstaculizada de alguma forma. Pelo lado brasileiro um dos motivos recorrentes

para resistir a um acordo residia na desconfiança de que a instabilidade política boliviana

pudesse comprometer os investimentos. Pelo lado boliviano havia o temor de que os

brasileiros estivessem exercitando a sua própria política “imperialista”.

Assim, após as reformas neoliberais abrirem a possibilidade para a atuação das EMNs,

rapidamente articulou-se um projeto de exportação de gás natural boliviano para o mercado

brasileiro. Os entendimentos resultaram na assinatura de um Contrato de Compra y Venta de

Gas Natural em 17 de agosto de 1996, através do qual bolivianos e brasileiros se

comprometeram a construir um gasoduto capaz de transportar gás natural da Bolívia para o

Brasil, criando o vínculo entre os dois países em torno dos hidrocarbonetos.

Ocorre, entretanto, que as negociações envolveram um terceiro ator: a Petrobras.

Forçada a sofrer uma completa reestruturação após perder o monopólio do mercado brasileiro,

a estatal brasileira definiu como uma de suas metas o aumento da sua presença no cenário

internacional. Dentro desta estratégia, a Petrobras começou a operar na Bolívia em 25 de

novembro de 1995. Em 17 de agosto de 1996 a Petrobras e a YPFB assinaram o Contrato de

Compra y Venta de Gas Natural, mas o projeto só saiu do papel porque a estatal assumiu a

responsabilidade pela construção e operação do Gasoduto Bolívia-Brasil (cognominado

Gasbol) e, posteriormente, a tarefa de explorar e produzir gás natural na Bolívia. Após a

inauguração do gasoduto em 9 de fevereiro de 1999, a Petrobras, para atenuar os impactos

advindos de um projeto em que foi necessário assumir imensos custos e riscos, implementou

uma agressiva política expansionista na Bolívia, que rapidamente levaram a estatal a operar

em praticamente toda a cadeia do petróleo e em toda a cadeia do gás natural no país. Mais do

que isto. Em pouco tempo a Petrobras tornou-se a EMNs mais importante a operar na Bolívia.

Esta posição da Petrobras na Bolívia se manteria relativamente estável até o dia 1 de

maio de 2006, data em que o Governo Morales decretou a nacionalização dos hidrocarbonetos

bolivianos. Pode-se dizer que a medida não foi um fato surpreendente. As políticas neoliberais

foram mal-sucedidas em toda a América Latina, deteriorando as condições econômicas e

sociais de todos os países. A Bolívia não foi exceção, e desde 2002 se verificavam distúrbios

sociais no país, com a população pressionando por uma atitude no sentido de reverter as

privatizações, em particular do setor de hidrocarbonetos, ademais, antes de ser eleito em 18 de

dezembro de 2005, Evo Morales Ayma (que viria a ser o primeiro presidente de origem

indígena do país) prometera recuperar para o Estado a posse dos hidrocarbonetos.

A Petrobras foi a EMN mais atingida pela nacionalização em razão do volume de

investimentos já realizados na Bolívia e despertou grande preocupação no Brasil porque o

país registra grande dependência pelo gás natural importado da Bolívia. Além do impacto

econômico a nacionalização foi seguida por declarações fortes dos dois países. Porém, não

houve ruptura diplomática, nem retirada da Petrobras do país o que levou a formulação da

seguinte questão: quais os possíveis interesses econômicos e políticos de Bolívia e Brasil que

impediam a Petrobras de se retirar da Bolívia, após este país decretar a nacionalização dos

hidrocarbonetos em 2006? Nossa hipótese de trabalho é que, com base nos hidrocarbonetos

bolivianos, ambos os países definiram estratégias econômicas e políticas específicas que

ficariam comprometidas, senão inviabilizadas, com a saída da Petrobras da Bolívia.

Podemos alinhar quatro justificativas para a escolha do tema. A primeira é o domínio

que a estatal exerce sobre o setor de hidrocarbonetos brasileiro. A Petrobras foi o instrumento

chave na construção industrial do Brasil porque opera num setor estratégico e com elevado

potencial de acumulação, a indústria petrolífera e mesmo após o processo de privatização da

sua área petroquímica e da quebra do monopólio estatal que até então a beneficiava ela ainda

praticamente monopoliza o setor de hidrocarbonetos brasileiro e seus números indicam que

ela cresce vertiginosamente. A Petrobras encerrou o ano de 2007 como a maior companhia do

país, a maior companhia petrolífera da América Latina e a 6ª maior companhia petrolífera do

mundo. Ao porte soma-se a sua capacidade financeira, tecnológica e competitiva,

reconhecidas mundialmente, que estabeleceram uma forte imagem de sucesso e exemplo bem

sucedido de uma companhia construída dentro da estratégia nacional-desenvolvimentista.

A segunda razão de escolha está no desejo de expansão da Petrobras e dos possíveis

dividendos políticos que o Governo Brasileiro pode auferir com esta expansão. Operando

diretamente no exterior desde 1972 através da Braspetro, em anos recentes a Petrobras

redefiniu os planos internacionais. Antes animados apenas pelo desejo de encontrar petróleo o

Plano Estratégico definido em 1999 trouxe uma alteração radical. Pensando na abertura do

mercado brasileiro à concorrência internacional e atenta à flexibilização das regras em outros

países da região, a Petrobras redefiniu suas estratégias, que agora manifestadamente incluem

o desejo de ser, até 2015, a empresa líder no setor de energia na América Latina, um desejo

que passa, necessariamente segundo a estatal, por sua internacionalização.

A terceira razão advém do fato de que existem muitas referências teóricas sobre a

importância das transnacionais como agentes da integração econômica e política, tanto a nível

regional como internacional, mas escassa bibliografia empírica sobre o assunto tendo como

base uma companhia de um país emergente.

A quarta razão é que podemos acompanhar no nascedouro a expansão e atuação

internacional de uma companhia de um país semiperiférico e, pelo seu desenrolar, podemos

testar adicionalmente o padrão teórico desenvolvido para explicar o comportamento de

companhias de países industrializados.

As fontes utilizadas foram tanto as primárias, extraídas de periódicos (jornais, revistas

e sites), bem como os documentos oficiais (de governo, órgãos, da Petrobras e YPFB), como

as fontes secundárias (livros, dissertações e teses) que versam sobre o tema em questão. O

período examinado é o de 1996 a 2007, que engloba a reestruturação de viés liberalizante

realizada por ambos os países, bem como as mudanças estruturais sofridas pela Petrobras.

A metodologia utilizada contemplou dois momentos. Num primeiro momento, com

base na bibliografia, identificamos quais os possíveis interesses econômicos e políticos

bolivianos e brasileiros que ficariam comprometidos se fosse permitida a saída da Petrobras

da Bolívia após a nacionalização dos hidrocarbonetos. Num segundo momento, referente à

dissertação propriamente dita, procedeu-se, a partir do material selecionado, a análise crítica

das fontes procurando responder a questão proposta.

A dissertação está dividida em seis capítulos. No capítulo um apresentaremos as

transformações desencadeadas pelo fim do sistema de Bretton Woods, fornecendo uma visão

de conjunto sobre as mudanças pelas quais passou o sistema mundial. Seguem-se os conceitos

mais importantes que utilizaremos, uma explicação teórica sobre a expansão das EMNs e a

teoria que baliza esta dissertação.

No capítulo dois apresentaremos o setor de infra-estrutura e o setor de

hidrocarbonetos, destacando a indústria petrolífera, a indústria do gás natural, a indústria

petroquímica e a geração de energia elétrica a partir do gás natural. O objetivo do capítulo é

demonstrar a complexidade do setor de hidrocarbonetos e porque sua estrutura acaba

condicionando o comportamento das companhias e dos países consumidores e produtores.

No capítulo três o assunto é a Petrobras, sua evolução, suas características, seu perfil,

sua organização, seu sistema de subsidiárias e os motivos que levaram à sua reestruturação,

bem como seus atuais objetivos e estratégias.

No capítulo quatro descreveremos os principais aspectos das relações Bolívia-Brasil,

centrando, entre 1938 e 1985 nas propostas que foram apresentadas no sentido de aproveitar

os hidrocarbonetos bolivianos e porque as negociações envolvendo-os não avançaram.

No capítulo cinco veremos as transformações econômicas e políticas sofridas por

Brasil e Bolívia nos anos 90, as medidas adotadas para enfrentar essas transformações e

porque, finalmente, houve a construção de um vínculo tendo como centro os hidrocarbonetos.

No capítulo seis tentaremos responder a nossa pergunta. Destacaremos o porquê de a

Petrobras ter iniciado as operações na Bolívia, como se deu o processo de expansão da estatal

nesse país, os motivos que levaram o Governo Morales a decretar a terceira nacionalização

dos hidrocarbonetos e quais os interesses econômicos e políticos bolivianos e brasileiros que

foram determinantes para a permanência da Petrobras na Bolívia.

Ao capítulo seis segue-se a análise conclusiva final e um anexo, onde apresentamos

um glossário, uma tabela com fatores de conversão e mapas, que tem por objetivo sanear

dúvidas e auxiliar na visualização de temas aqui tratados. A dissertação é encerrada com a

apresentação da bibliografia consultada.

1. O ESTADO E A EMPRESA MULTINACIONAL

Nos anos 90 o comportamento de grandes companhias e países esteve condicionado ao

contexto da globalização neoliberal que foi, por sua vez, um dos resultados do fim do sistema

de Bretton Woods.

Este capítulo está dividido em três partes, na primeira parte analisaremos o fim de

Bretton Woods e suas conseqüências. Na segunda parte analisaremos a importância da

empresa multinacional (EMN), a começar por alguns conceitos relevantes e da explicação da

sua expansão. Na terceira parte analisaremos a teoria de Robert Gilpin referente à importância

do relacionamento entre EMNs e do Estado nas Relações Internacionais.

1.1. O Fim de Bretton Woods e Suas Conseqüências

No reordenamento econômico mundial que teve lugar após a Segunda Guerra Mundial

foi aceito o princípio de que era necessário adotar mecanismos impeditivos ao funcionamento

sem peias do capitalismo, prática que havia levado o mundo a conhecer, além das crises

econômicas periódicas, duas guerras mundiais. Com essa finalidade, 44 países reuniram-se

entre 1 a 22 de julho de 1944 na Conferência Monetária das Nações Unidas em Bretton

Woods (New Hempshire, EUA). As negociações resultaram no Acordo de Bretton Woods

(31/07/1944) que estabeleceu os seguintes mecanismos regulatórios (Nau, 1990):

1. Adoção das taxas cambiais fixas para garantir a estabilidade de preços internacionais;

2. Procurar-se-ia eliminar algumas práticas comerciais restritivas a fim de estimular a

circulação de mercadorias e a alocação mais eficiente dos recursos internos e externos. A

supervisão das novas práticas comerciais caberia a uma instituição, o General Agreement on

Trade and Tariffs (GATT) que adotou como princípios: 1) acordos progressivos no sentido de

abolir as práticas restritivas ao comércio; 2) eliminação universal da cláusula de “nação mais

favorecida”, extinguindo os mercados cativos; 3) redução das barreiras tarifárias e; 4)

reciprocidade das concessões negociadas;

3. Haveria controle dos movimentos de capitais através das restrições nas operações

envolvendo variações nas taxas cambias, especulação com moedas estrangeiras e tomadas

irrestritas de empréstimos externos;

4. Adoção do ouro, da libra esterlina e do dólar para moedas de referência, pagamentos

internacionais e fonte de reservas. Conforme Nau (op. cit.) a deterioração das moedas

européias (em particular a libra) aliadas ao fato dos norte-americanos exigirem que todos os

auxílios prestados no âmbito do Plano Marshall fossem pagos em dólares e deterem a maiores

reservas de ouro do mundo, inviabilizou a possibilidade de estabelecimento de uma moeda

internacional como padrão de referência (o bancor, como queria Keynes).

5. Foram criados dois institutos, o FMI (Fundo Monetário Internacional), para controlar as

finanças mundiais e o BIRD (Banco Internacional de Reconstrução e Desenvolvimento,

também conhecido como Banco Mundial), para coordenar a reconstrução do pós-guerra;

Logo os norte-americanos compreenderam que apenas os mecanismos comerciais

definidos em Bretton Woods eram insuficientes para reativar as economias dos países da

Europa Ocidental, principais parceiros comerciais dos EUA. Isso aumentou a apreensão norte-

americana de que a baixa taxa de crescimento da economia européia logo inviabilizaria o

crescimento da sua própria economia. Esta percepção levou os norte-americanos a articular

uma política contrária à expansão soviética (Doutrina Truman) com um programa de

reconstrução econômica (Plano Marshall), pois estava claro que o restabelecimento

econômico da Europa Ocidental era fundamental para mantê-la como aliada dos EUA e

resistir à URSS

(Bandeira, 2006b).

A reconstrução da Europa Ocidental e Japão seria conduzida dentro do contexto da

Guerra Fria e nos marcos do sistema fordista-keynesiano, o que viabilizou a construção de

sociedades prósperas, com os padrões produtivos tecnológicos e de consumo de massa nos

moldes dos EUA. O marco regulatório era dado pelo sistema de Bretton Woods, que garantia

a estabilidade de moedas, preços e o acesso a mercados.

O sistema fordista-keynesiano pode ser dividido em dois paradigmas. Em primeiro

temos o paradigma fordista, que era composto por dois elementos. O primeiro elemento era o

modelo produtivo fordista em que a linha de montagem permitia o fluxo contínuo do processo

produtivo, favorecendo a obtenção de economias de escala. Questões de ordem técnica e

tecnológica geravam uma série de limitações: a produção não podia ser interrompida o que

exigia manutenção de grandes estoques de matéria-prima e bens acabados; a especificidade de

maquinários e instalações encarecia a reconfiguração da planta produtiva e dificultavam a

diversificação de produtos; o aumento da taxa de lucros era condicionado ao aumento do

Num discurso ao Congresso (12/03/1947) o presidente Harry Truman tornaria pública à nova política dos EUA:

impedir novos atritos na esfera de poder dos países capitalistas, frear os conflitos em curso, apoiar e se

necessário intervir em qualquer país para conter a expansão do comunismo. No mês seguinte o

economista norte-americano Bernard Baruch cunhou o termo “Guerra Fria”, que passou a definir o

estado permanente de tensão entre EUA e URSS. Pouco depois num discurso proferido na Universidade

de Harvard (5/06/1947) George Marshall expressou que o auxílio econômico visando à reconstrução da

Europa era do interesse norte-americano. Era lançado assim o Plano Marshall.

tamanho físico das firmas; e era necessária a existência de um mercado consumidor com

dimensões capazes de absorver a produção de forma constante. O segundo elemento era o

taylorismo, referente à organização do trabalho, que sofreu mecanização e padronização de

forma a reduzir os intervalos de execução de uma tarefa e foi dividindo em departamentos

estanques de concepção, planejamento e execução (Costa, 1997).

O segundo paradigma era o keynesianismo, composto por dois elementos controlados

pelo Estado. O primeiro elemento dizia respeito ao estabelecimento de uma estrutura de bem-

estar social que incluía as políticas de pleno emprego, saúde e educação, com objetivo de

manter a estabilidade do sistema social e aumentar a renda dos trabalhadores de forma a

permitir que eles pudessem absorver a produção. O segundo elemento dizia respeito ao

controle dos fatores macroeconômicos (crédito, sistemas de comunicação e transporte, taxas

de câmbio, taxas de juros, etc.) capazes de estabilizar, auto-sustentar e retro alimentar o

sistema produtivo.

A alta produtividade das economias estruturadas pelo sistema fordista-keynesiano

demandou três modificações nos mercados. A primeira ocorreu na Europa Ocidental onde os

Estados-Nacionais eram, além de rivais militares, relativamente fechados e não possuíam

mercados com tamanho suficiente para absorção da produção dificultando a circulação e a

alocação de capitais, fatores produtivos e mercadorias com custos satisfatórios e velocidade

suficiente. A fim de evitar o estrangulamento econômico e criar uma base de cooperação que

diminuísse a rivalidade entre esses Estados (em especial entre Alemanha e França) foi criada

a Comunidade Econômica Européia (CEE). A segunda ocorreu na Ásia, que apresentava um

problema de limitação semelhante ao europeu, mas neste caso os EUA permitiram que o

Japão ocupasse os mercados do sudeste e da Coréia do Sul. A terceira modificação ocorreu

nos EUA, que adotou uma política de descolonização com objetivo de romper o domínio das

potências européias (em particular França e Grã-Bretanha) sobre África e Ásia.

O Acordo de Bretton Woods permitiu que o sistema funcionasse de modo

relativamente estável. Os preços internacionais (de matérias-primas e manufaturas) passaram

a ser cotados em dólares

o que aliado à existência dos controles sobre os fluxos de capitais e

as restrições sobre a prática de desvalorizações monetárias unilaterais transformaram a

balança comercial no instrumento mais importante da política monetária e de crescimento

Para assegurar a estabilidade, em 1/07/1945 os norte-americanos comprometeram-se com o FMI a manter o

padrão fixo de convertibilidade entre o dólar e o ouro. Este padrão, definido por decreto do Presidente

Roosevelt em 31/01/1934, igualava US$ 1,00 a 13 5/7 grãos (0,8886707654g) de ouro puro ou US$

35,00 a onça troy (31,103476769g) de ouro puro.

econômico. Essa estabilidade era mantida pela capacidade dos EUA em manter o valor do

dólar, que permitia aos países traçar políticas nacionais de curto e médio prazo.

Durante os anos 50 e 60 enquanto os EUA lideram a luta anticomunista se verificam

espantosos índices de crescimento da economia européia e japonesa que bloquearam a

expansão comunista na Europa e Ásia, porém, no final dos anos 1960 três fatores lançaram

dúvidas sobre a capacidade de liderança econômica/política dos EUA, fissurando o bloco

capitalista: primeiro, o país estava enfrentando um nítido esgotamento econômico devido aos

gastos elevados do aparelho militar, do programa espacial e das políticas de distribuição de

renda (a Grande Sociedade de Kennedy e Lyndon Johnson); segundo, o surgimento da

competição da Europa Ocidental (tendo à frente a Alemanha) e o Japão, que conquistaram

muitos mercados aos produtos norte-americanos e levaram a deterioração das contas do país

que acumulava déficits na balança comercial; e terceiro, a incapacidade dos EUA em aplicar a

política de contenção do comunismo, que se alastrou pela África, Américas e Ásia.

Em um cenário de crise em todas as frentes, nos EUA se destacaram as vozes dos que

defendiam medidas unilaterais de ajuste. Henri Kissinger (Secretário de Estado) defendia a

retomada da posição política dos EUA, enquanto John Connally (Secretário do Tesouro)

defendia a restrição do comércio externo. Em resultado, em 15 de agosto de 1971 o Presidente

Nixon anunciava que o dólar estava sendo desvinculado do padrão-ouro, era suspensa sua

convertibilidade, desvalorizado em 10% e suspensa sua emissão. Rompia-se assim o sistema

de Bretton Woods, porque a desvalorização e a ruptura do padrão ouro/dólar representava o

fim do câmbio fixo e da estabilidade de preços que até então haviam sustentado o crescimento

e a estabilidade econômica. Reunidos em Paris em 16 de março de 1973 os representantes de

Alemanha, EUA, França, Grã-Bretanha, Itália e Japão decretaram o fim do sistema cambial

fixo e adotaram o sistema cambial flutuante (ratificado pelos Acordos da Jamaica de 1976),

onde o dólar sofreria livremente a cotação frente a outras moedas (Nau, op. cit.).

O colapso de Bretton Woods desencadeou um processo de mudanças estruturais no

capitalismo que primeiro alterariam as dimensões ideológica e produtiva e, após o choque de

juros de 1979, as dimensões trabalhista e financeira. Os novos padrões de pensamento, formas

de produção e relacionamento entre Estados, companhias e organização do trabalho seriam

propagadas por todo o mundo através da globalização neoliberal.

Na dimensão ideológica a ruptura de Bretton Woods abriu espaço para a rediscussão

do papel do Estado na economia. Formalmente o debate iniciou na Grã-Bretanha e EUA após

a homologação do Prêmio Nobel de Economia a Friedrich A. Von Hayek (1974) e a Milton

Friedmann (1976) ambos reconhecidos teóricos ultraliberais que forneceram aos ideólogos

neoliberais a agenda para os anos seguintes (Fiori, 1997).

Para os neoliberais o maior entrave à retomada do crescimento econômico era o

Estado que, ao interferir no sistema econômico, impedia-o de funcionar de modo “natural”.

Os principais entraves eram os controles, as regulamentações, as taxações e as barreiras de

toda natureza, fatores que impediam o livre movimento dos fatores de produção (bens,

capitais, mão-de-obra e serviços). Para agravar o quadro as políticas keynesianas de bem-estar

social obrigavam o Estado a aplicar recursos em investimentos não-produtivos aumentando o

endividamento público. Assim, os gastos estatais demandavam o aumento da carga tributária

sobre os investidores privados os únicos que, segundo esses teóricos, teriam condições de

alocar eficientemente os recursos de forma a estimular o crescimento econômico.

Para estes economistas a solução era desregulamentar a economia, reduzir à carga

tributária, reduzir a participação do governo na economia e extinguir o estado de bem-estar

social e as políticas de distribuição de renda, para assim permitir o livre movimento dos

fatores de produção. A adoção dessas medidas devolveria a dinâmica natural do mercado que,

por sua vez, deveria resultar em crescimento econômico.

Na dimensão produtiva a ruptura de Bretton Woods abriu espaço para a revisão do

paradigma fordista, que desde meados dos anos 60 dava sinais de esgotamento, ocasionado,

entre outras razões: pelas restrições técnicas e tecnológicas, que limitavam a fragmentação

produtiva; pela saturação do mercado por produtos padronizados, que afastava o consumidor;

pela monotonia do trabalho, que insatisfazia o trabalhador, aumentando a tensão social; e pelo

excessivo consumo de matérias-primas, que aumentava a destruição ambiental (Costa,

op.cit.).

A possibilidade de flexibilização produtiva surgiu com a introdução da tecnologia de

base microeletrônica (resultado do que alguns consideram uma Terceira Revolução Industrial)

que permitiu superar os limites técnicos das máquinas da indústria fordista. Elas permitem

rápida readaptação da máquina para produzir diferentes produtos em pequenos lotes, com

baixos custos, sem que o fluxo industrial seja interrompido e sem necessidade de reconfigurar

a planta industrial. Esta flexibilidade permitiu eliminar custos de manutenção com estoques e

a terceirização de processos produtivos para empresas estreitamente vinculadas à produção da

grande companhia, é o chamado "just-in-time" (Costa op. cit.).

As novas tecnologias também aperfeiçoaram a transmissão de informações e

permitiram a flexibilização da cadeira produtiva. A imagem da grande corporação integrada

verticalmente vem dando lugar à “molecularização”, ou seja, os elos da cadeia, que antes

funcionavam dentro da firma estão sendo desagregados, substituídos por moléculas dinâmicas

o que permite as companhias atuar em ambiente instável dispensando as garantidas dadas

pelas políticas keynesianas. Como são flexíveis e readaptáveis, até grandes plantas industriais

são facilmente removidas de um lugar para outro, onde, segundo Braga (2004), a logística

assume o papel vital de articulação das moléculas.

Frente a essas mudanças as reações dos países não foram homogêneas, variando de

acordo com a estrutura interna de cada Estado, bem como sua posição no cenário mundial.

Podemos dividir os países em quatro grupos. Em primeiro os países da Europa Ocidental e o

Japão imediatamente sofreram redução de sua capacidade competitiva porque suas moedas

foram valorizadas frente o dólar e como os preços internacionais eram cotados nesta moeda,

viram de súbito os preços das matérias-primas e suas manufaturas aumentarem enquanto os

produtos americanos tornavam-se competitivos. Em resultado esse países passaram a

contabilizar baixas taxas de crescimento econômico resultante da retração industrial o que

elevou a taxa de desemprego e baixou a taxa de consumo e recolhimento de impostos. O

Estado absorveria os custos desse processo com a elevação da dívida pública o que gerou uma

tendência inflacionária persistente. A combinação de baixo crescimento econômico e

tendência inflacionária deram origem ao fenômeno conhecido como “estagflação”.

Em segundo, os países produtores de matérias-primas, verificando a perda de renda em

dólares e tendo de pagar mais caro pelos produtos industrializados, reagiram elevando seus

preços. Destes o mais impactante foi o aumento unilateral dos preços do petróleo patrocinado

pela Organization of Petroleum Exportation Countries (OPEC) que resultou no primeiro

choque do petróleo. O preço do barril do petróleo que era de US$ 2,90 no inicio de 1973

subiu para US$ 5,13 em outubro de 1973 e atingiu US$ 11,65 em dezembro de 1973, gerando

uma violenta crise.

O terceiro tipo de reação se manifestaria no decorrer dos anos 70. Aos dólares

acumulados pelos países árabes desde os anos 60 somavam-se agora aqueles obtidos com o

choque do petróleo. Através do sistema bancário europeu e norte-americano esses dólares

retornariam ao mercado transmutado em diversas formas (aplicações, créditos, empréstimos,

investimento, etc.) sendo uma delas os contratos de créditos para países do Terceiro Mundo

em que incidiriam taxas de juros flutuantes, condicionados aos juros dos EUA.

Em particular os países da América Latina contraíram grande endividamento junto ao

sistema bancário internacional, o que viabilizou a utilização do Estado como indutor do

crescimento econômico canalizando os investimentos através de estatais o que lhes permitia

manter estruturas econômicas/sociais obsoletas e retrógradas sem necessidade de alterá-las.

Em quarto temos as mudanças nos EUA. No campo econômico verificou-se o fracasso

da opção de reequilibrar a balança comercial através da desvalorização do dólar e do controle

do déficit público

, devido ao quadro de estagflação que dominava a economia mundial e do

relativo atraso das suas industriais de alta tecnologia

. Em 1979, quando parecia que o dólar

não tinha mais condições de ser a moeda de referência mundial, os líderes das principais

potências industriais propuseram mantê-lo desvalorizado e implementar um novo padrão

monetário baseado do dólar, franco, iene, libra, lira e marco.

No campo político uma série de acontecimentos minou a confiança norte-americana.

Na frente interna ocorreram o escândalo de Watergate e a renúncia de Nixon, a crise do

petróleo e a desmoralização resultante da derrota no Vietnã (1975). Na frente externa

verificou-se a expansão do comunismo na África (Angola, Etiópia, Moçambique, etc.) e Ásia

(Camboja, Iêmen, etc.). A partir de 1979 o acirramento da guerrilheira em El Salvador, e a

vitória dos sandinistas na Nicarágua (19/07/79) pareciam indicar que os EUA não apenas

estava sendo incapaz de conter a expansão mundial do comunismo, como estava perdendo a

luta dentro de sua própria esfera de influência. No Golfo Pérsico, a Revolução Iraniana

(16/01/79), a Crise dos Reféns da Embaixada no Irã (04/11/79) e o segundo choque do

petróleo (13/12/79) sepultaram o sistema de segurança baseado no tripé Arábia Saudita-EUA-

Irã e indicava que os norte-americanos perderiam o controle estratégico sobre os maiores

produtores de petróleo. A invasão do Afeganistão pela URSS (27/12/79) aumentou a tensão,

levantando a suspeita de que os soviéticos queriam aproveitar as dificuldades dos EUA e o

ambiente convulsionado da região para expandir sua influência até o Golfo Pérsico (Tavares,

1997, Bandeira 2004 & Bandeira, 2006b).

A reação norte-americana começou no final do Governo Carter. No campo econômico

em 22 de outubro de 1979 Paul Volcker (Presidente do Fed) apresentou a réplica norte-

americana: rejeitou a proposta de manter o dólar desvalorizado e de implementar um novo

padrão monetário e elevou a taxa de juros interna para 17,60% a.a. revertendo à trajetória de

1971/73 e retomando a política do dólar forte. Essa medida transformou os títulos da dívida

pública americana no principal investimento do sistema financeiro mundial (Tavares, op. cit.).

Contenções de despesas foram feitos, por exemplo, no programa espacial e na área militar em que se admitiu a

derrota no Vietnã e buscou-se uma política de distensão com a URSS.

O país acumulava déficits comerciais que elevaram a dívida pública gerando uma tendência inflacionária (com

pico de 18,2% a.a. em 1980) que nem mesmo a contínua alta de juros (beirando os 10 % a.a. desde

1978) conseguiu conter.

No campo político, em 23/01/80 no Discurso sobre o Estado da União, o presidente

Carter afirmava que a presença soviética no Afeganistão era uma ameaça a toda a paz

mundial, para as relações Leste/Oeste, para a estabilidade regional, e para o movimento

petrolífero no Golfo Pérsico. Carter encerrou o discurso declarando que o reforço dos recursos

militares era o objetivo prioritário para os anos 80, fazendo um alerta que depois ficou

conhecido como “Doutrina Carter”: “qualquer tentativa soviética de assumir o controle da

área do Golfo Pérsico será considerada um ataque aos interesses vitais norte-americanos, e

será combatida por todos os meios, inclusive a força militar” (Bandeira, 2006b, pág. 528).

Entrementes, no final dos anos 70 os problemas ideológicos, econômicos, políticos e

produtivos norte-americanos alimentaram o discurso dos grupos de acadêmicos, economistas,

jornalistas e políticos neoconservadores. Liderados por Norman Podhoretz e ferrenhos

anticomunistas, os neoconservadores apontavam como causa do declínio norte-americano as

más políticas dos democratas liberais. Consideravam a política norte-americana na Guerra

Fria uma “política de apaziguamento” taxando de “inaceitável” o controle da corrida

armamentista, a diplomacia, a distensão e a procura da paz através de negociações com a

URSS, opondo-se também à política de tratá-la como nação mais favorecida. Também

defendiam o uso agressivo das forças militares para deter a expansão do comunismo em

substituição a política de “contenção”; viam as concessões aos inimigos relativamente fracos

dos EUA como uma "política de apaziguamento do mal" e pregavam a intervenção unilateral

no Terceiro Mundo como um meio de aumentar a influência do país. Na economia os

neoconservadores adotaram o discurso neoliberal pregando o desmonte das políticas de renda

instituídas pelo New Deal e pela Grande Sociedade (Fiori 2004 & Bandeira, 2006b).

Os neoconservadores assumiram o poder com o republicano Ronald Reagan (1981/88)

que desencadearia uma nova fase da Guerra Fria combinando endurecimento do discurso,

sustentação material das lutas anticomunistas e as práticas neoliberais para manter a condição

de superpotência dos EUA.

Para Fiori (2004) desde os anos 70 essa possível combinação podia ser antevista nas

três estratégias que marcaram a expansão do poder norte-americano. A primeira, do Governo

Nixon, propunha o retorno ao mundo multipolar, acompanhado de uma política econômica

internacional de tipo desregulamentacionista e liberal. A segunda, do Governo Carter,

propunha a retomada da liderança moral e messiânica mundial dos EUA, combinada com uma

política econômica internacional de tipo keynesiano sob liderança conjunta de Alemanha,

EUA e Japão. A terceira, do Governo Reagan, combinou o liberalismo de Nixon com o

anticomunismo de Carter, propondo-se a eliminar a URSS e construir uma nova ordem

econômica e política mundial sob o comando inconteste dos EUA.

Seria, continua Fiori, esta terceira estratégia que apressou a mudança na organização e

funcionamento do sistema mundial que vinha sendo elaborado nas duas décadas precedentes.

Lentamente o sistema mundial foi deixando para trás um modelo “regulado” de “governança

global” liderado pela hegemonia benevolente dos EUA e foi se consolidando um novo projeto

de organização imperial do poder mundial em que:

“A possibilidade de fazer guerras à distância e sem perdas de vidas humanas e o

controle de uma moeda internacional sem padrão de referência, que não seja o

próprio poder do emissor, mudaram a forma de exercício do poder americano sobre

o mundo. Com a eliminação do poder de contestação soviético e com a ampliação

do espaço desregulado da economia mundial de mercado, criou-se um novo tipo de

território submetido à senhoriagem do dólar e à velocidade de intervenção das suas

forças armadas” (Fiori, 2004, pág. 94).

Reagan deu suporte financeiro, logístico e material a todas as lutas armadas

anticomunistas, não importando sua forma: movimentos contra-revolucionários (como os

Contras na Nicarágua), regimes hostis ao comunismo (como a África do Sul em Angola),

regimes que poderiam deter a expansão do comunismo (como o Paquistão) e guerrilhas que

estavam em luta direta com a URSS (como os Talibãs no Afeganistão). Contra outros regimes

indesejáveis os EUA apoiaram o lado que lhe convinha quando havia luta armada (como o

Iraque na guerra contra o Irã) ou expressavam aberta hostilidade (como no caso da Líbia).

No confronto direto com a URSS Reagan adotou um discurso messiânico taxando-a de

“Império do Mal”, mantendo a política de juros altos para absorver o excesso de liquidez

mundial de dólares, que seriam usados para sustentar a expansão da dívida pública americana

que, por sua vez, foi usada para aumentar o orçamento militar que sustentaria a retomada da

corrida armamentista

(Tavares, op. cit. & Bandeira, 2006b).

Nas relações com as demais nações Reagan: 1) esvaziou os fóruns multilaterais (como

o GATT) e deu ênfase nas relações bilaterais, buscando utilizar o diferencial de poder em seu

favor; 2) reduziu as ajudas e transferências para os países pobres; 3) adotou o “princípio da

graduação” diferenciando o trato econômico aos países do Terceiro Mundo de acordo com seu

grau de desenvolvimento econômico e industrial, participação no comercio internacional e

Alguns dos programas militares desenvolvidos nesse período foram: o míssil MX; a bomba de nêutrons; o

avião invisível Stealth F-117 e do bombardeiro invisível B-2 (cujo projeto consumiu US$ 22 bilhões

custando US$ 2,4 bilhões a unidade); a construção de 8 porta-aviões nucleares; substituição de todos

submarinos convencionais por nucleares e o projeto Guerra nas Estrelas.

capacidade de adesão às normas vigentes; e 4) no Terceiro Mundo retirou o apoio aos regimes

militares (considerados excessivamente nacionalistas) em favor dos regimes democráticos

(Sennes, 2003).

Conforme Serrano (2004) Reagan também iniciou a alteração da dimensão trabalhista,

através do ataque à classe trabalhadora, aos sindicatos e às demais forças progressistas norte-

americanas. As políticas de renda foram extintas e avançou o processo de desregulamentação

industrial que (sob argumento de promover a concorrência e inovação) incentivou as fusões e

aquisições de empresas que foram “reestruturadas” com nova administração, abandonando os

contratos e acordos feitos com os sindicatos. Combinadas, a desregulamentação e o dólar

valorizado estimularam o processo de realocação industrial com as partes intensivas em

trabalho da cadeia produtiva sendo transferidas para países em desenvolvimento. Com isso o

poder de barganha dos trabalhadores norte-americanos sofreu forte redução.

Nos anos 80 o restante dos países industrializados (sob patrocínio dos ideólogos

neoliberais), adotaram os mecanismos de ataque à classe trabalhadora desenvolvidos por

Reagan, na tentativa de enfraquecê-la, reduzir os aumentos reais de salários ou para diminuir

os custos com o estado de bem-estar social. Porém, esses ataques combinados a adoção de

novos paradigmas produtivos, que viabilizaram o aumentou da produtividade das firmas com

redução do numero de trabalhadores, originaram o desemprego estrutural crônico.

Quanto à política de juros praticada entre 1979/82 ela gerou uma violenta recessão nos

EUA, afetando (1981/88) a economia mundial e forçando todos os países a fazer reajustes.

Europa Ocidental e Japão foram obrigados a acompanhar a alta dos juros a fim de

evitar que uma corrida ao mercado de títulos norte-americano os deixassem sem condições de

financiar suas dividas públicas. Em conseqüência, suas companhias encontraram dificuldades

para obter taxas de juros compensatórias, capazes de sustentar a modernização, que resultou

na queda de competitividade e lucros o que, por sua vez, reduziu a arrecadação fiscal tornando

permanentes os problemas de reajuste com as contas públicas e desemprego da década

anterior. Apenas os países industriais mais dinâmicos (como Alemanha e Japão) conseguiram

dinamizar suas estruturas produtivas, que passaram por crescente financeirização,

flexibilização e modernização tecnológica.

Os países do Terceiro Mundo sentiram duramente os impactos da mudança na política

monetária norte-americana. As altas das taxas de juros praticadas pelos bancos, dos preços

dos bens de capital e do petróleo aliadas a depreciação dos preços das matérias-primas e a

recessão mundial dificultaram a obtenção de divisas para dar continuidade à estratégia de usar

o Estado como indutor do crescimento econômico, bem como a manutenção do serviço da

dívida externa, que com a elevação dos juros começou a crescer de forma inercial

. Logo

esses países começaram a encontrar dificuldades para honrar seus compromissos e após o

México decretar a moratória da sua dívida em setembro de 1982, houve um corte súbito nos

créditos destinados a eles porque os credores temiam que uma repetição do default mexicano

pudesse gerar um efeito dominó capaz de comprometer todo o sistema creditício mundial.

Entre 1982/85 Reagan adotou uma série de medidas visando retomar a trajetória de

crescimento da economia norte-americana: 1) redução dos créditos de curto prazo; 2) redução

da carga tributária dos grandes capitais; 3) redução da carga tributária da classe média 4)

redução dos impostos para empréstimos bancários destinados a compra de bens duráveis; 5)

manutenção da estabilidade interna para atrair os IEDs; 6) uso dos juros altos para absorver a

liquidez mundial de dólares; e 7) moeda valorizada para manter a capacidade de importação

dos EUA. Estas medidas tiveram dois impactos. Pelo lado das contas internas houve aumento

do déficit público porque se combinou aumento do orçamento militar e a diminuição da

arrecadação sem se fazer (temendo a reação dos trabalhadores) os cortes no estado de bem-

estar na amplitude desejada pelos neoconservadores. Pelo lado das contas externas houve

piora no resultado da balança comercial porque o dólar forte e a facilidade de crédito

aumentaram o consumo expondo o mercado interno à invasão de produtos coreanos,

japoneses e taiwanenses. Combinados os impactos elevaram rapidamente a dívida pública.

Em 1985 foi tomada a decisão que consolidaria a alteração na dimensão financeira. O

choque de juros de 1979 abalara o sistema bancário e dos fundos de pensão norte-americanos.

Entre 1981/84, como parte da política de proteção ao sistema, permitiu-se a multiplicação dos

instrumentos financeiros para garantir as dívidas desses grupos. Em resultado houve a

proliferação dos derivativos que repassavam os juros altos aos títulos de curto prazo, atraindo

recursos internos e externos e inflacionando o mercado, deslocando o valor real dos papéis em

benefício puro da especulação financeira. Em 1985 o crescimento da divida pública federal

gerara imenso volume de títulos federais, que começaram a ser utilizados para lastrear títulos

de curto prazo (Tavares, op. cit.).

Essa decisão acelerou a multiplicação de instrumentos financeiros, o quê, combinado

com a desregulamentação do mercado financeiro que teve início com a ruptura de Bretton

O Brasil viu sua dívida externa passar de US$ 17,1 bilhões em 1974 para mais de US$ 100 bilhões em 1983.

A dívida pública federal passou de US$ 1 trilhão em 1981 para US$ 1,6 trilhão em 1985; US$ 2,657 trilhões

em 1988; US$ 2,857 trilhões em 1989 e US$ 5,4 trilhões em 1997, enquanto a dívida externa superava a

marca dos US$ 600 bilhões.

Woods, deu início a globalização financeira, marcando a volta da prática especulativa que

dera origem a crise de 1929. Esses instrumentos também viabilizaram a mutação da riqueza

capitalista que agora, além dos ativos materiais, incluía os ativos financeiros que passaram a

compor a riqueza patrimonial de famílias, bancos e fundos de pensão. As companhias também

ampliaram sua carteira de ativos financeiros, que serviriam como reserva de capital para

efetuar investimentos e passaram a fazer parte de seus ativos (Tavares & Beluzzo, 2004).

Após 1985 o aperfeiçoamento da tecnologia das telecomunicações, transporte e troca

de informações possibilitou a aplicação das transformações em escala global num processo

conhecido como globalização neoliberal. Tendo à frente os ideólogos neoliberais que

enfaticamente defendiam a desregulamentação das economias nacionais e a abertura de

mercados como meios de recuperar a prosperidade perdida, houve generalização na prática de

desregulamentação dos sistemas financeiros nacionais permitindo que fosse mantida a alta

velocidade da circulação dos títulos, continuamente reinjetados nas bolsas de valores e

originando dinheiro virtual, sem lastro no capital físico, que passou a ser utilizado para

sustentar as dívidas públicas dos Estados bem como as taxas de lucros de bancos,

companhias, famílias e fundos de pensão (Tavares, op. cit.).

Ao mesmo tempo, como as companhias começaram a obter altas taxas de lucros em

função da adoção de novos paradigmas de produção, retração do trabalho organizado e

financeirização dos seus ativos, a abertura das economias permitiria às companhias realocar

seus investimentos de forma a extrair o máximo dos fatores de produção, otimizando seus

lucros e mantendo o valor dos seus papéis.

Conforme Serrano (op. cit.) em 1985 o governo americano decidiu desvalorizar

novamente o dólar através da redução dos juros nominais, mas queria que fosse mantida alta a

taxa de juros reais. Pelo Acordo de Plaza (1985) ficou decidido que os outros países

manteriam suas taxas de juros acima das americanas. Depois disso e durante quase dez anos o

dólar sofreu uma desvalorização de quase 50% contra as moedas dos seus principais parceiros

comerciais. Isso mais a queda dos preços das matérias-primas (em especial o petróleo)

conseguiram melhorar a competitividade de sua indústria ao mesmo tempo em que teve

conseqüências negativas para os demais países e foi especialmente desastrosa para o Japão.

Quanto a URSS, o esforço para manter a paridade militar com os EUA revelou-se

demasiado para uma economia com problemas estruturais crônicos. O agravamento dos

problemas econômicos abriu espaço para a contestação política interna e dentro bloco

socialista. Após a ascensão de Mikhail Gorbatchev em 1985 se tentou reformar a economia

(perestroika) e o sistema político (glasnost) ao mesmo tempo em que se faziam concessões na

política internacional, medidas que não lograram reverter o processo de deterioração. Ecoando

os problemas internos, Gorbatchev renunciou a Doutrina Brezhnev (que atribuía a URSS o

direito de intervir nos países comunistas), retirou as tropas do Afeganistão (1988) e anunciou

o fim do apoio econômico a seus aliados. Sem apoio, os aliados soviéticos foram deixando o

bloco e abandonando o comunismo, processo que teve na queda do Muro de Berlim

(9/11/1989) um fato emblemático. Na seqüência a própria URSS abandonaria o comunismo e

com sua extinção oficial em 25 de dezembro de 1991 encerrava-se a Guerra Fria.

O período de transição foi conduzido durante o Governo Bush (1988/92) quando,

saído da Guerra Fria como superpotência única e sem qualquer oposição externa, parecia que

os EUA teriam o mundo a sua mercê. No campo econômico arautos anunciaram que a

universalização do capitalismo liberal sob égide norte-americana era a única alternativa viável

para o mundo, porque representava o fim de todos os conflitos e o início de uma numa era de

paz e prosperidade. Este seria o “O Fim da História”, conforme vaticinou Francis Fukuyama.

Segundo Serrano (op. cit.) os norte-americanos anteveriam a possibilidade de impor ao

mundo suas diretrizes econômicas desde o instante em que a crise da dívida de 1982 e o

Acordo de Plaza de 1985 mostraram que a política do dólar forte conseguira “enquadrar os

Estados e moedas rivais ficando livres da necessidade geopolítica de fomentar o

desenvolvimento dos demais países centrais e da periferia” (Serrano, op. cit., Pág. 205).

A nova política econômica norte-americana visava recuperar a economia porque os

técnicos norte-americanos constataram que a corrida armamentista havia exigido grande

esforço do país, aumentando muito a dívida pública, uma situação agravada com os constantes

déficits comerciais. Para os técnicos, com o final da Guerra Fria os EUA poderiam enfrentar

os problemas econômicos cortando pela metade os gastos militares, diminuindo os auxílios

financeiros e aumento em pelo menos 30% seu comércio externo.

Com esse objetivo EUA e Canadá assinaram o Canada-US Free Trade Agreement em

1988 criando uma zona de livre comércio entre os dois paises, que depois de alargado com a

entrada do México (17/12/1992) originaria o North American Free Trade Agreemente

(NAFTA). Antes, porém, em 1989, os norte-americanos propuseram ampliar a zona de livre

comércio para todo conjunto das Américas e impuseram o Consenso de Washington a todas

as economias do Terceiro Mundo.

Enquanto isso na Europa, como forma de resistir melhor à pressão econômica norte-

americana, em 08/12/91 a Rússia (principal herdeira do espólio soviético) liderava a formação

da Comunidade dos Estados Independentes (CEI) para manter os vínculos com as ex-

repúblicas soviéticas. Dois dias depois (10/12/91) os países membros da CEE assinavam o

Tratado de Maastricht. Este mudava o nome da CEE para União Européia e aprofundava o

processo de integração, prevendo inclusive que em 01/01/99 seria adotada uma nova moeda

que se propunha como alternativa ao dólar, o euro.

No campo militar meses antes da extinção da URSS os norte-americanos teriam, na

desobediência do ditador iraquiano Saddam Hussein à moção da ONU de desocupar o Kuwait

(invadido e anexado em 02/08/90), a oportunidade de mostrar ao mundo o poderio do arsenal

construído ao final da Guerra Fria. Sob o manto da legalidade dado pela ONU os norte-

americanos desencadearam a operação Tempestade do Deserto e em apenas 43 dias venceram

a Guerra do Golfo (16/01 a 27/02) contra o ex-aliado Iraque.

Caberia ao democrata Bill Clinton (1993/00) propor uma nova agenda mundial. Na

economia, avançava a globalização neoliberal com os norte-americanos ampliando sua defesa

na expansão do comércio e abertura dos mercados para a penetração de seus bens, capitais e

serviços, utilizando a pressão econômico/política para obter não apenas a adesão dos países

mais vulneráveis como para forçar as transformações de amplitude mundial no comércio,

consubstanciadas ao final da Rodada Uruguai (1987/94) onde o GATT foi substituído pela

OMC (Organização Mundial do Comércio), instituição onde foram garantidos os interesses

das potências industriais (Bandeira, 2006b).

Clinton também valorizou o dólar (1995) numa tentativa de evitar que uma crise

econômica de Japão e da União Européia atingisse proporções globais. Entretanto, a falta de

mecanismos de regulação sobre a especulação financeira mundial ocasionou duas séries

crises: a do México (1994) e da Ásia (1997/98) que lançaram as primeiras dúvidas sobre os

benefícios da globalização neoliberal.

Na política, não agradava ao Pentágono, ao complexo industrial/militar/petrolífero e

ao lobby político vinculado ao setor de defesa a possível redução do orçamento militar. A fim

de manter o orçamento militar elevado adotou-se um permanente estado de guerra, através da

seleção de novos objetivos militares: 1) combate ao narcotráfico (Colômbia, Panamá e assim

por diante); 2) combate ao terrorismo internacional; 3) intervenções de caráter humanitário

(Guerra da Bósnia, Guerra da Somália e assim por diante) (Bandeira, 2006b).

Atualmente, após as mudanças de Reagan o estado de guerra perpétua tornou-se uma

necessidade vital para a economia norte-americana. A corrida armamentista e as políticas

econômicas adotadas nos anos 80 acabaram criando uma simbiose entre o complexo

industrial/militar/petrolífero e o Estado norte-americano, onde a economia nacional como um

todo passou a depender fortemente da demanda governamental por produtos destas indústrias.

A fim de manter o ciclo é necessária a queima dos estoques (Serrano, op. cit.).

Quanto ao dólar ele continua sendo o principal meio de pagamento internacional, a

dívida externa norte-americana é em dólar e a dívida pública norte-americana é em dólares.

Assim, o poder do Fed é enorme: ele pode imprimir os dólares capazes de sustentar uma

balança de pagamentos deficitária; ele define a taxa de juros que incide sobre a dívida externa

dos EUA e ele administra a dívida pública dos EUA, lastro de última instância do sistema

financeiro internacional. O ponto vulnerável é que o Fed garante apenas a segurança dos

subsistemas que seguem suas recomendações, mas não dos subsistemas espalhados pelo

mundo (Tavares, op. cit.).

1.2. A Importância da Empresa Multinacional

Nesta seção apresentaremos os principais conceitos relativos às empresas

multinacionais, bem como algumas considerações teóricas sobre seu processo de expansão.

1.2.1. Os Conceitos Relativos às Empresas Multinacionais

A discussão teórica sobre integração do ponto de vista econômico não é nova. A rigor,

ela fora antevista por Adam Smith na Riqueza das Nações (1776), com sua teoria das

vantagens absolutas, depois aperfeiçoada por David Ricardo nos Princípios de Economia

Política e Tributação (1817), com sua teoria das vantagens comparativas. Entretanto, as

modernas teorias têm um caráter bem mais sofisticado em função dos atuais elementos

presentes hoje na economia e na política mundial, especialmente as relações entre e intra-

Estados, relações entre e intracompanhias, bem como o peso diferenciado das relações entre

companhias e Estados no mundo contemporâneo.

O papel dos atores não-estatais nas Relações Internacionais pode ser compreendido a

partir das concepções do funcionalismo, que traz três noções para além da dimensão

econômica. A primeira é de que os atores não-estatais, entre elas as EMNs, são atores

importantes no mundo político, pois pode tomar decisões, monitorar, conduzir e alterar

determinados fatores econômicos e políticos sem levar em conta a vontade do Estado-Nação.

Em segundo o Estado não é concebido como ator unitário, mas composto por uma

multiplicidade de atores dentre eles os grupos de interesses e burocratas que podem competir

entre si e tem visões diferentes de cada problema. Por causa disto, problemas domésticos e/ou

internacionais podem influencia as interações entre estes atores. Em terceiro o Estado não é

um ator racional, mas sim composto por atores sujeitos as pressões, barganhas e necessidades

de compromisso que nem sempre torna a decisão uma questão racional. Neste caso as EMNs

são importantes devido ao seu enorme poderio econômico e capacidade de exercer pressão.

Antes de conceituar EMN é necessário conceituar internacionalização, processo do

qual a EMN participa. Em linhas gerais internacionalização é o fluxo de matérias primas,

produtos, serviços, dinheiro, idéias e pessoas entre dois ou mais Estados. Para nossos

objetivos utilizaremos o conceito de Arruda, Goulart e Brasil

para quem internacionalização

é “um processo crescente e continuado de envolvimento de uma empresa nas operações em

outros países fora de sua base de origem” (Bello, 2006, s/pág.).

Conforme Chesnais (1996) a empresa multinacional (EMN, ou em inglês MNC) é

chamada também de companhia multinacional ou transnacional e pesquisadores e organismos

internacionais nunca chegaram a um acordo sobre seu conceito

. Neste estudo adotaremos o

conceito de C. A. Michelet para quem EMN é “uma empresa (ou grupo), em geral de grande

porte que, a partir de uma base nacional, implantou no exterior várias filiais em vários

países, seguindo uma estratégia e uma organização concebidas em escala mundial”

(Chesnais, op. cit., pág. 73). Chesnais completa dizendo que a EMN for assim conceituada

surgem várias implicações: lembra que tem origem nacional, base que dá origem aos seus

pontos fracos e fortes, competitividade, estratégias e o auxílio que recebeu do Estado. Implica

que ela começou a se constituir como grande empresa no plano nacional, resultado de um

processo longo e complexo de concentração e centralização do capital e que normalmente se

diversificou antes de começar a se internacionalizar. Implica também no fato de que ela é um

grupo, cuja forma jurídica contratual é holding e atua em escala mundial e tem estratégias e

uma organização estabelecida para isso. Finalmente, implica no fato de que ela deve ter

alguma competência específica que compense seu desconhecimento do mercado externo.

A internacionalização pode ocorrer de diferentes formas (Chesnais, op. cit.,

Gonçalves, 1998 e Krugman, 2001), mas três são básicas: comércio internacional, relação

contratual e investimento externo direto (IED). A ONU conceitua investimento externo direto

como sendo aquele que ocorre quando um só investidor adquire uma participação de 10% ou

mais numa firma estrangeira, mas o conceito que adotaremos será o de Krugman para quem

“investimento externo direto é o fluxo internacional de capitais pelos quais uma empresa em

Professores da Fundação Dom Cabral, conceituada instituição brasileira especializada no desenvolvimento de

executivos, empresários e empresas. Tem sede em Belo Horizonte e é mantida pela Arquidiocese local.

Gonçalves (1992) informa que a ONU adota pelo menos 21 conceitos diferentes para EMN.

um país cria ou expande uma filial em outro” (Krugman op. cit., pág. 175). O IED pode

assumir diferentes formas: aquisição do controle parcial ou total sobre a comercialização, a

produção e outras atividades em outra economia seja em serviços, manufaturas ou produção

de commodities; compra de atividades econômicas existentes ou a construção de novas

instalações ou mesmo alianças com empresas de outras nacionalidades.

1.2.2. A Expansão das Empresas Multinacionais

Conforme Gonçalves (op. cit.) os agentes econômicos de um país têm preferência em

operar no seu mercado doméstico, desde a produção até a venda. Essa preferência resulta dos

custos diretos e transacionais envolvidos nas operações internacionais. Assim, produzir no

país de origem e orientar a produção para o mercado doméstico significa evitar os custos de

entrar num mercado que é desconhecido e/ou geograficamente distante.

No mercado interno cada empresa possui a vantagem específica à propriedade, ou seja,

um conjunto de fatores (capitais, mercados, recursos gerenciais, organizacionais, tecnologias)

que permite atuar com diferentes graus de eficiência. Em regime de concorrência perfeita,

existindo lucros normais, mobilidade internacional de fatores de produção e tecnologia

disponível, a internacionalização é inibida, pois a empresa não tem como concorrer com uma

empresa doméstica familiarizada com o mercado. Desta forma, a internacionalização só é

possível em função da existência de imperfeições dos mercados domésticos, que permitem a

um conjunto muito particular de empresas, as EMNs, realizar um lucro anormal que

compense o custo adicional associado ao mercado externo (Andreff, 2000).

Diferentes fatores pautam a decisão que leva uma EMNs a investir no estrangeiro:

avaliação de um incentivo de risco próprio de cada país hospedeiro potencial; escolha de uma

localização minimizando os custos; análise do clima de investimento até o estabelecimento de

um modelo de simulação macroeconômica e política do país hospedeiro.

A escolha do país hospedeiro inicialmente apóia-se nas vantagens comparativas deste.

Em seguida à decisão leva em conta o clima de investimentos que é determinado pelos

seguintes critérios: nível de estabilidade das variáveis macroeconômicas (taxa de inflação,

crescimento do PIB, taxa de desemprego, investimento, nível de vida e de industrialização) e

de índices de estabilidade política local. Os banqueiros também propõem que seja considerado

o risco-país que incluiu inicialmente indicadores de endividamento externo e de solvabilidade

financeira dos países hospedeiros, bem como uma avaliação do risco de câmbio,

administrativos, de não-transferência de fundos, de expropriação e de nacionalização e da

atitude do governo a respeito dos programas do FMI e da economia de mercado. Finalmente,

é considerada a atratividade do país, que se refere aos dispositivos instalados pelo Estado para

atrair o IED para seu território, leis ou códigos de investimento, regime fiscal aplicável ao

IED, regime de amortização fiscal, avaliação de estoques, ajudas e subvenções às

implantações estrangeiras, tarifas públicas e preço da energia, fiabilidade das infra-estruturas

e serviços públicos (Andreff, op. cit).

A decisão de realizar um IED é estratégica: ela leva a firma a tornar-se uma EMN. Nas

firmas gerenciais (nas quais os dirigentes não são controlados pelos acionistas), os critérios

desta decisão são o crescimento e a diversificação da firma, o impacto sobre sua imagem e seu

valor na Bolsa. Quando o controle dos acionistas sobre os dirigentes é efetivo e quando o

mercado de compra de empresas é ativo, os indicadores de lucro guiam mais a decisão de IED

tomada pelos dirigentes da firma.

A decisão de IED é, enfim, o resultado de uma arbitragem quanto à forma de presença

no estrangeiro: filial majoritária ou exportação. Esta escolha, do mesmo tipo que entre

integração ou externalização de uma atividade, depende de uma comparação entre os custos

de transação no mercado internacional e os custos de controle de uma unidade num país

hospedeiro, modulado pelo risco-país.

As decisões posteriores à decisão de investir no estrangeiro dependem da organização

da EMN e de suas estratégias. A decisão de desinvestir do estrangeiro pode ser motivada por

uma mudança de atitude do país hospedeiro, por um conflito social na filial, por uma

reorganização da EMN ou por um movimento de deslocalização ou de relocalização da

produção, de redirecionamento setorial ou geográfico. Seguido por demissões, o fechamento

de uma filial tenciona o clima local e deteriora as relações da EMN com o Estado e os

sindicatos do país hospedeiro (Andreff, op. cit.).

O modo de controle das filiais estrangeiras é estratégico e pode exercer-se sobre seu

capital ou sobre seus dirigentes. O controle do capital pode ser de 100%, majoritário (> 50%

do total das ações), paritário (50%/50%) ou minoritário. Os dois últimos controles, divididos

com o país hospedeiro, são menos dispendiosos e protegem melhor contra o risco-país. O

controle das filiais passa também pelos orçamentos que lhes destina a matriz, pela avaliação

de seus desempenhos e pelo lugar que lhes é destinado na organização estratégica da EMN.

Pesquisas indicam que a autonomia dada aos dirigentes das filiais é em geral mais reduzida

para as decisões financeiras

, intermediário nas decisões produtivas e comerciais

e menos

reduzida para a administração de pessoal

. Os fatores que influenciam o modo de controle

das filiais estrangeiras são o porte da EMN e sua forma de organização, sua origem nacional,

a parcela de capital detida pela EMN, o risco do país hospedeiro e os resultados de

exploração, mas não seu ramo de atividade.

À medida que a EMN desenvolve seu IED e aumenta o número de filiais estrangeiras,

sua organização passa da forma simples (no momento do primeiro IED) à forma U onde as

filiais estrangeiras passam a ser controladas por uma divisão internacional. O crescimento da

EMN torna esta estrutura de coordenação ineficaz: sobrecarga de informação circulando entre

a divisão internacional e as filiais estrangeiras e dissolução de seu controle sobre filiais que se

tornaram numerosas. A EMN adota, então, uma das variantes da forma M: uma divisão

operacional é responsável por todo o setor produtivo ou pela região de implantação das filiais.

Tornada global, a EMN pode adotar uma organização matricial que abandona o princípio de

unidade de comando, cada dirigente de filial dependendo ao mesmo tempo de um responsável

de produto ou um diretor de região (Andreff, op. cit.).

A organização matricial é flexível, mas mais dispendiosa, complexa e engendra

conflitos de autoridade entre superiores hierárquicos o que faz as EMN optarem por adotar as

alianças entre EMNs, a criação de unidades estratégicas autônomas que se definem

diretamente em relação ao mercado mundial de produtos particulares e o estabelecimento de

um quartel general funcional fora do país de origem, que serve todas as filiais de uma região.

A EMN organiza uma circulação interna de produtos, de tecnologia, de capitais e de

homens, que ela controla inteiramente no seio do espaço internacional constituído pela matriz

e filiais estrangeiras. O comércio cativo intra-firma é avaliado em 30% das trocas mundiais. A

EMN tira partido, para um mesmo produto, ao mesmo tempo de vantagens comparativas de

custo de produção e procura evitar custos específicos de transação no país de origem. Nesse

comércio internalizado, as EMN aplicam não os preços do mercado mundial, mas preços de

transferência internos, estabelecidos independentemente da concorrência. Estes preços

permitem redistribuir os lucros das filiais para sociedade matriz ou para uma holding situada

num paraíso fiscal, ou até mesmo para burlar o controle de câmbios de um país hospedeiro.

Como aumento do capital, dividendos e royalties, escolha do contador e dos investimentos, utilização da

margem de autofinanciamento da filial, plano financeiro e empréstimos junto a bancos locais.

Como penetração em novos mercados, capacidade e volume de produção, processos de fabricação, produtos

novos, custos de produção, objetivos de venda, escolha de fornecedores, créditos à clientela e

manutenção das instalações.

Como contratação, demissão, horas extras, modalidade de pagamento do pessoal, reestruturação dos postos de

trabalho e formação de mão-de-obra.

Finalmente, nos anos 80 as EMNs que operam em cadeia puderam recorrer a

decomposição internacional do processo produtivo (DIPP). Quanto mais complexo é um

produto, mais contém componentes que podem ser fabricados de modo autônomo em relação

uns aos outros, mais oferece possibilidade de DIPP e mais a EMN pode tomar duas decisões:

a de segmentar as operações de produção prévias à montagem do produto final, por um lado, e

a de deslocalizar algumas dessas operações para diversos países hospedeiros, por outro lado.

As atividades de produção podem ser localizadas livremente seja em filiais, estrangeiras, seja

por terceirização ou cooperação internacional e abastecimento no estrangeiro e isso tanto mais

que os custos de transporte baixam continuamente.

Nem todos os estágios do processo produtivo apresentam a mesma intensidade de

capital tecnológico o que permitem as EMN arbitrar entre os países hospedeiros potenciais em

função de suas vantagens comparadas para cada operação de produção. Um efeito da DIPP é a

perda de autonomia e a desestruturação parcial dos sistemas produtivos nacionais, sendo que

algumas indústrias passam para a esfera de decisão das EMN. Outra conseqüência da DIPP é

a maior flexibilidade de localização das EMN, donde deslocalizações e relocalizações de

filiais (Adreff, op. cit.).

1.3 As Concepções Teóricas de Robert Gilpin

Robert Gilpin (2001 e 2004) nos fornece alguns subsídios teóricos para a compreensão

da importância e atuação de uma EMN, bem como seu relacionamento com os Estados.

Para Gilpin as EMN caracterizam-se por apresentar a propriedade, direção, produção e

atividades de vendas disseminadas em várias jurisdições nacionais com objetivo de assegurar

o menor custo de produção. Sua expansão e a consolidação da sua influência nas últimas

décadas foram possíveis porque as transformações estruturais (adoção da produção flexível),

ideológicas (adoção das políticas neoliberais) e tecnológicas (melhoria dos transportes e

comunicações) permitiram-nas articular a centralização da tomada de decisões e integração

vertical da estrutura produtiva (sempre quando possível) de forma a dirigir seus recursos

humanos, econômicos/financeiros, suas técnicas/tecnologias de produção e estratégias

corporativas de forma a maximizar a utilização de suas vantagens competitivas e otimizar a

busca de oportunidades em escala global, aproveitando inclusive as vantagens (humanas,

econômicas, estratégicas, geográficas, sociais e políticas) dadas pelos países que esperam

angariar benefícios com sua presença.

Em razão disso Gilpin admite que as EMNs tenham indubitável força na economia

global porque elas alteraram seu funcionamento, determinando o fluxo de comércio, a

localização de plantas e outras atividades econômicas, detendo inclusive o papel central nos

fluxos de expansão tecnológica tanto para economias industriais como emergentes.

Entretanto, apesar de algumas EMNs terem comportamento reprovável seu papel não é

sempre negativo. Especialmente na forma de IED, elas são fontes de capital, tecnologia,

renda, empregos e mercados para qualquer país, por isto tornaram-se importantes para

determinar o bem-estar das nações. Esta posição é compartilhada, por exemplo, por Hirst &

Thompson (1998), que também acreditam que as EMNs são a fonte mais importante de

capital e tecnologia.

A despeito desta força Gilpin acredita que por si só os argumentos sofisticados da

teoria da alocação econômica e a teoria das vantagens comparativas não conseguem explicar

tudo o que acontece na economia mundial, como por exemplo, a distribuição de riqueza, os

efeitos da economia mundial nos interesses nacionais e a ação dos regimes internacionais.

Apesar da ampliação da globalização econômica e da integração entre economias

nacionais ainda é necessário distinguir a economias nacionais da internacional, sendo que os

limites políticos podem produzir e depois dividir as economias e as políticas econômicas das

diferentes nações, distinção que é percebida pelos diferentes agentes econômicos. Em função

disto Gilpin acredita que o Estado ainda é o principal ator na economia internacional e que as

economias domésticas ainda formam a característica mais importante da economia mundial.

Ele vê como exageros tanto os que crêem que as EMNs sobrepujam o âmbito doméstico e

estatal, tornando-se independentes e globais, determinando o ritmo da economia e a política

mundial, como são exagerados aqueles que acreditam no potencial das EMNs como agentes

coletivos da internacionalização. Segundo o autor, apesar de todos os ataques que o Estado

sofreu nos últimos anos, sua existência ainda parece ser a condição indispensável para o

funcionamento do regime capitalista. Se por um lado os sistemas econômicos nacionais são

entraves para os movimentos em direção a uma possível economia global mais aberta, por

outro lado diferenças em assuntos tais como políticas competitivas, práticas de negócios e

estruturas corporativas têm se tornado cada vez mais central no que diz respeito ao comércio

internacional e outras negociações, mostrando que o Estado cresce de importância conforme

avança a internacionalização da economia. Apesar das convergências, as sociedades ainda

retêm as suas características essenciais e não foram diluídas numa massa homogeneizada.

Outrossim, Gilpin aponta algumas diferenças no relacionamento entre as EMNs e os

Estados. Quanto ao relacionamento com o País Sede (onde a EMN tem o núcleo dos seus

negócios, a partir do qual articula e coordena todas as suas operações) Gilpin argumenta (com

base no relacionamento entre as EMNs norte-americanas e o governo dos EUA) que são as

políticas do governo do país de origem as que mais que influenciam nas decisões dos gestores

das EMNs tendendo a existir complementaridade entre os interesses destas e os governos

porque, como mostra o exemplo norte-americano, as EMNs que atuam no exterior controlam,

entre outros fatores, o acesso as matérias-primas, mantém a posição relativa do país nos

mercados externos, são importantes para equilibrar a balança de pagamentos, atuam como

mecanismo de expansão ideológica e atuam como instrumento de diplomacia, em suma, as

EMNs definem uma esfera de atuação para o País Sede que poderia ser ocupado pelas

congêneres de outros países.

Hirst & Thompson (op. cit.) corroboram esta noção complementando que apesar de ser

quase impossível mapear todo o fluxo de negócios internacionais e, por conseguinte a rede de

interesses é correto acreditar que as operações das EMNs ainda estão estreitamente vinculadas

aos países de origem onde estão seus maiores investimentos os que as tornam passíveis de

serem “gerenciadas” ou “governadas” pelos governos nacionais porque na realidade as

mesmas continuam “embedded” (enraizadas) nos territórios nacionais de origem.

Gilpin observa que um dos sintomas da importância do Estado-Nação para as EMNs é

que pelas teorias econômicas seria lógico supor que estas buscam alocar recursos sempre

objetivando maximizar seus ganhos econômicos, porém estudos empíricos demonstram que

não é o que ocorre. A preferência das EMNs é por concentrar os investimentos no País Sede

ou seu entorno por motivos extra econômicos, entre eles: os interesses políticos e estratégicos,

as afinidades culturais, a segurança política, a qualidade da mão de obra, etc. Em

conseqüência o País Sede retém sua importância porque ainda detém o verdadeiro locus do

poder corporativo: os recursos econômicos, da tomada de decisões, parte da produção, a

concentração da pesquisa e desenvolvimento (P&D) e o principal mercado consumidor.

Quanto ao relacionamento com o País Hospedeiro (o que recebe os IED da EMN), as

EMNs frequentemente concentram seus investimentos em setores específicos, onde possuem

vantagens competitivas ante as empresas locais. Entretanto, como os investimentos geram

relacionamentos econômicos de natureza integrativa eles acabam envolvendo a corporação

nos assuntos econômicos internos dos países, o que torna a presença das EMNs controvertida,

especialmente nos países pobres. Mas, para os países pobres as EMNs são importantes por

vários motivos: podem iniciar um setor econômico previamente inexistente, trazem capitais,

recursos, tecnologias, geram empregos e receitas e podem reforçar a balança de pagamentos.

Gilpin não crê no poder das EMNs solapar o Estado por mais fraco que este seja e/ou

mais fortes que sejam as companhias. O Estado-Nação ainda é o principal ator na cena

mundial e existem indícios que eles estão sabendo articular interesses e aproveitar a presenças

das EMNs em seu próprio benefício, explorando entre outras coisas, o caráter intrinsecamente

competitivo delas. Entretanto Gilpin nota que a presença das EMNs não é apenas positiva.

Entre os problemas que elas podem causar é o de competir desigualmente com as similares

nacionais, inibir o desenvolvimento de uma base tecnológica local, ocupar setores econômicos

estratégicos, influenciar e mesmo interferir na política interna e alterar os padrões de consumo

de uma sociedade, por isto sugere que é salutar aos Estados tomarem muito cuidado com

contratos e objetivos que pretendem alcançar com sua presença.

Nesta conjuntura há necessidade de equilibrar interesses inerentes à interdependência

da economia internacional e o desejo de cada Estado em manter sua independência econômica

e sua autonomia política. Ao mesmo tempo em que os Estados querem os benefícios do livre

comércio e os investimentos estrangeiros, eles desejam também proteger sua autonomia

política, seus valores culturais e suas estruturas sociais. Enquanto a lógica do mercado é a de

obter eficiência, lucros e mais mercados, a lógica do Estado é a de obter e controlar o

processo de crescimento econômico e acumulação de capital, capazes de aumentar seu poder

e o bem-estar econômico da nação.

De acordo com Gilpin, a integração existe e a liberalização do capital e os mercados

financeiros integrados têm sido importantes para a economia global porque tem complicado e

reduzido à autonomia dos Estados na condução de suas próprias políticas macroeconômicas o

que pode ser mais ou menos agudo, dependendo da habilidade dos governos ou da força

relativa de cada economia nacional. Por seu turno, para os donos das corporações o

movimento em direção ao mercado global tem resultado em aumento do fluxo financeiro e

isto tem facilitado grandemente as fusões corporativas e aquisições por parte das EMNs. O

crescimento vertiginoso das finanças internacionais tem aumentado tanto a interdependência

monetária, comercial como outros aspectos da economia internacional.

Gilpin acredita que a integração é maior no entorno de Alemanha (Europa Ocidental),

EUA (América do Norte) e Japão (Extremo Oriente), porque essas potências econômicas

adotaram a estratégia política de privilegiar o regionalismo econômico como forma de

aumentar o seu poder de barganha nas negociações globais. Um dos resultados dessa

integração é o aumento da competitividade e do fortalecimento das empresas regionais.

Hirst & Thompson acrescentam também que não obstante o discurso liberal em favor

da abertura da economia, os países da tríade (Alemanha, EUA e Japão) continuam fechados

em termos de interdependência. Isso demonstra que a dimensão política tanto capacita como

restringe, e de forma bastante particular, as estratégias e operações “econômicas” das EMNs.

Tendo em vista a assimetria histórica entre Estados ou governos de países desenvolvidos e de

países em desenvolvimento isso também demonstra que a dimensão política internacional

continua sendo conduzida mais pelos primeiros do que pelos segundos.

Portanto, o processo de regionalização conduzido pelo Estado-Nação e que tem nas

EMNs uma parte interessada podem ser explicados neste marco teórico porque possibilitam a

absorção de novos métodos de produção e gerenciamento e a produção flexível, o que exige

equipes de profissionais treinados e motivados. Além disso, a produção regional possibilita a

produção em escala maior, cria a possibilidade das firmas aproximarem-se mais dos seus

consumidores com base em afinidades culturais e podem ajudar a isolar regionalmente as

companhias dos problemas políticos e econômicos mundiais.

Em resumo, Gilpin rejeita o potencial integrador visto apenas do ponto de vista

econômico e como processo conduzido apenas do ponto de vista das EMN. Desmistifica

também o argumento de que a globalização econômica é o processo que organiza a economia

contemporânea, por meio das forças do livre mercado e da competição, destacando a

importância do regionalismo e da política.

2. CARACTERÍSTICAS DO SETOR DE HIDROCARBONETOS

Tanto os paises como companhias petrolíferas têm seu comportamento condicionado

por fatores intrínsecos ao setor de infra-estrutura em geral e intrínsecos ao setor de

hidrocarbonetos em particular. Por essa razão na primeira parte deste capítulo, com base em

Cecchi (2001), será apresentada uma definição teórica do setor de infra-estrutura, seguido de

breves apontamentos sobre sua estrutura e as funções que nele desempenha o Estado. Na

segunda parte analisaremos a evolução e estrutura da indústria mundial do petróleo (IMP) e

terceira parte a indústria do gás natural (IGN), as duas mais importantes do setor de

hidrocarbonetos, e as únicas a ser consideradas como tais nesta dissertação (as indústrias do

xisto e do carvão também fazem parte do setor de hidrocarbonetos). Afinal, na quarta parte

analisaremos uma indústria que é escopo do refino do petróleo e da separação do gás natural,

a indústria petroquímica mundial (IPQ) e uma indústria que é escopo do gás natural e assume

importância crescente, a geração de energia termelétrica a partir do gás natural.

2.1. O Setor de Infra-Estrutura

O setor de infra-estrutura é fundamental para o processo de desenvolvimento

econômico. O desenvolvimento está estreitamente relacionado à implantação de estruturas de

transporte e fornecimento de água, energia, esgoto, habitação, saúde e tudo o mais que, além

de permitir às empresas melhor aproveitar seus recursos, se repercute imediatamente na

melhoria da qualidade de vida da população. A ausência de infra-estrutura adequada é um

forte empecilho ao crescimento das empresas privadas e condena a população de um país ou

uma região à sua própria sorte. Do ponto de vista empresarial, a sua falta desestimula o

investimento, o que reduz o potencial de crescimento. Do ponto de vista dos indivíduos, a sua

falta resulta em condições degradantes de sobrevivência ou redução do nível de bem-estar.

Em muitos países (como o Brasil) as indústrias do setor de infra-estrutura

desenvolveram-se principalmente através da ação governamental, com o Estado tomando para

si a responsabilidade pelo fornecimento destes bens e serviços considerados de utilidade

pública. Esta coincidência de trajetórias não se deu por acaso, mas pela particularidade das

indústrias de infra-estrutura, que aponta para uma estrutura de mercado concentrada em

poucas empresas. Estas características, denominadas “falhas de mercado” pela Escola

Marginalista têm impacto também sobre a regulação governamental destes serviços.

2.1.1. Definições e Distinções

O termo estrutura tem origem grega e significa fundação, ou fundamento, sobre o qual

se apóia uma construção material ou imaterial. Karl Marx foi o primeiro estudioso a introduzir

o termo no sentido em que hoje é utilizado nas ciências econômicas. A estrutura (sem infra) é

o conjunto de forças produtivas que forma a base material da sociedade, sobre a qual se ergue

a superestrutura ideológica, jurídica e política.

A adição do prefixo “infra”, a partir do final do século XIX, objetivou enfatizar a

principal particularidade dos ativos de infra-estrutura. São mercadorias que, além de servirem

de insumo para todos os demais setores produtivos, podem ser consumidas pelos indivíduos.

Sob qualquer ângulo de análise, é possível reparar que existe distinção entre infra-

estrutura social e infra-estrutura econômica. A primeira satisfaz às demandas por serviços

públicos de educação, defesa civil, educação, justiça, segurança pública, saneamento e saúde,

onde os maiores beneficiados são as famílias. A segunda satisfaz, além das demandas

individuais, às necessidades das empresas em matéria de bens intermediários ou insumos de

produção como os fornecimentos de energia, transporte e comunicação. Contudo, as infra-

estruturas econômicas possuem significativo impacto social. A denominação anglo-saxônica

para algumas infra-estruturas deste tipo (“public utilities”) ressalta o aspecto coletivo de sua

utilização e o interesse público destas atividades. Mesmo nas infra-estruturas econômicas é

necessário distinguir o ativo fixo do serviço fornecido. Existe uma esfera mercantil composta

pelos fatores de produção (equipamentos, instalações, sistemas de transporte e distribuição), e

uma esfera não mercantil (possibilidade de acesso, confiabilidade do serviço e qualidade da

mercadoria fornecida). A não observância da natureza pública de algumas infra-estruturas

econômicas restringe o alcance dos benefícios oferecidos por estes ativos.

A importância destes ativos fixos colocados à disposição da coletividade está em sua

capacidade de estruturar a economia em seu entorno. As infra-estruturas de transporte,

telecomunicações e fornecimento de energia facilitam o fluxo de mercadorias, pessoas e

informações, reduzindo as distâncias e estimulando as relações comerciais e sociais.

Para as empresas uma boa infra-estrutura permite uma redução dos custos internos de

produção e dos custos externos de movimentação de insumos e escoamento da produção. Ao

longo do tempo o resultado será um aumento da produtividade dos fatores de produção em

todos os setores de atividade, induzindo um processo endógeno de desenvolvimento.

Para as famílias, a construção de infra-estruturas econômicas tem um duplo e imediato

efeito: a melhoria da qualidade de vida e o aumento da produtividade do trabalho, ao elevar as

possibilidades de deslocamento, comunicação e subsistência.

Assim, as infra-estruturas não dispõem apenas de um poder estruturador: elas também

são integradoras, consolidando as bases sobre as quais se erguem às relações econômicas e a

organização social das regiões onde são implantadas.

2.1.2. Características do Setor de Infra-Estrutura

Do ponto de vista estrutural qualquer indústria do setor de infra-estrutura é uma

indústria de rede, assim denominada por ser configurada em cadeia (também chamada de

cadeia produtiva). Por sua vez, a cadeia produtiva é composta por atividades (ou segmentos),

cuja estrita complementaridade estabelece, mais por razões de ordem tecnológica do que

econômica, graus de interdependência bem mais elevados do que aqueles existentes em outros

tipos de indústria (Szlko, Mathias & Oliveira, 2003).

A cada atividade corresponde um ativo específico que: 1) é distinto e independente,

mas se articula e se complementa com outro ativo, de forma a manter uma seqüência

consecutiva nas etapas produtivas desde o fornecimento dos insumos e matérias-primas,

passando pelas etapas de armazenamento, planejamento, produção, transporte até a

comercialização do produto final; e 2) é indivisível. Rodovias sem pontes, pontes sem

ferrovias, centrais telefônicas sobrecarregadas ou gasodutos que terminam na beira do rio são

indicações claras de que os ativos de infra-estrutura não podem ser fracionados, devendo ser

construídos como um todo caso contrário tornam-se um simples desperdício de recursos.

Por sua vez, a especificidade dos ativos faz com que o setor de infra-estrutura tenha

uma peculiar estrutura de custos. Normalmente são demandados aportes significativos de

capitais iniciais, invertidos em ativos de altíssimo custo unitário, altamente especializados e

que não apresentam qualquer utilidade fora das atividades às quais se destinam. Além disso, a

utilidade de cada equipamento está irremediavelmente ligada à sua correta inserção na cadeia

produtiva, porque o processo produtivo pode ser inviabilizado pela falha de um destes

equipamentos e interrupção do fluxo, por qualquer motivo, provavelmente acarreta danos

irreparáveis tanto para o produtor quanto para os consumidores.

Estes ativos normalmente também apresentam restrições advindas do “trancamento

tecnológico”

(ou “trancamento”), ou seja, o "primeiro a instalar e operar" os ativos adquirirá

uma experiência que se refletirá, depois de algum tempo, em vantagem de custo dificilmente

superado por outra empresa, particularmente quando se tratar de uma série de diferentes

atividades especializadas e conectadas, nas quais o aprendizado do conjunto gera rendimentos

crescentes. No caso dos clientes, principalmente os industriais, a aquisição de equipamentos

adequados ao novo fornecimento resultarão na adaptação dos procedimentos e o layout da

fábrica, no aprofundamento dos conhecimentos dos técnicos e na fixação de novas rotinas de

trabalho. Ao fim deste longo aprendizado teremos duas conseqüências: uma redução sensível

nos custos e o alto grau de irreversibilidade das opções iniciais o que pode condenar toda a

economia de um país ou de uma região a uma única trajetória.

Ademais, por serem mercadorias de utilidade pública, as instalações de infra-estrutura

devem ser capazes de responder às fortes oscilações da demanda (que podem ser cíclicas e

sazonais e mesmo imprevisíveis) e ao crescimento sustentado e de longo prazo desta mesma

demanda. Em conseqüência, a construção de tais instalações não pode ser parcelada, são

superdimensionadas, passíveis de fácil ampliação e ter sua oferta expandida em etapas bem

definidas e escalonadas no tempo. Se não forem capazes de atender à expansão da demanda

convenientemente, os ativos de infra-estrutura se transformam rapidamente em gargalos de

estrangulamento, que inviabilizam em definitivo a continuidade do desenvolvimento. Esta

estrutura de custos implica também no fato de que um investimento no setor de infra-estrutura

normalmente demanda um prazo de maturação bastante elevado.

A cadeia produtiva e as especificidades dos ativos condicionam o comportamento

interno e externo das companhias. No plano interno determina à forma de organização das

companhias e esta, por sua vez, determina os tipos de ganhos econômicos. No plano externo

determina à configuração do mercado.

Considera-se que ocorre o “trancamento” quando o fornecedor da infra-estrutura e o utilizador adquirem os

equipamentos e a experiência que determinam um ponto de não retorno, em função da natureza

específica dos investimentos, dos custos da mudança e dos benefícios já acumulados. A partir do

conceito de "trancamento" pode-se entender porque uma empresa de petróleo, que desde o início baseia

integralmente seu crescimento na instalação da infra-estrutura de produção, transporte, refino e

distribuição de petróleo, pode passar décadas queimando o gás natural associado ao petróleo. Explica-se

também porque é tão difícil e lenta a penetração do gás natural no consumo industrial de pequeno porte

ou nas residências. Por maiores que sejam as vantagens de sua utilização, os custos e as resistências à

mudança em razão da experiência adquirida, tanto do fornecedor, quanto do consumidor, são tais que a

mudança de infra-estrutura não se fará espontaneamente (Cecchi, op. cit.).

No plano interno a forma de organização típica das firmas do setor de infra-estrutura é

a integração vertical

e a integração horizontal

da cadeia produtiva, que asseguram a

manutenção do fluxo produtivo, a diluição dos custos dos ativos ao longo da cadeia e do

processo produtivo e a expansão do mercado à medida que cresce a produção. Esta

organização resulta em ganhos econômicos pela geração da economia de escala

, economia

de escopo

, economia de aprendizagem

, economia externa

e economia interna

No plano externo, a cadeia produtiva e as especificidades dos ativos determinam

peculiar estrutura de mercado das indústrias de infra-estrutura, porque atuam em dois sentidos

que se reforçam. De um lado implicam na existência de elevadas “barreiras de entrada” para

os novos concorrentes e elevadas “barreiras de saída” para os concorrentes já estabelecidos.

De outro implica na existência do chamado “monopólio natural”.

Alfred Marshall observou que, submetidos à concorrência, os produtores seriam

obrigados a produzir de acordo com a combinação ótima de fatores e a vender a um preço

exatamente igual ao custo marginal. Assim, beneficiar-se-iam não só os consumidores, que

Conforme Sandroni (1996) a integração vertical ocorre quando a firma procura absorver em sua microestrutura

todas as etapas da cadeia, de forma a assegurar uma coordenação ótima entre os ativos especializados e

evitar qualquer risco de ruptura do fornecimento.

Conforme Sandroni (1996) a integração horizontal ocorre em dois casos: 1) quando ocorre a fusão dos ativos

de duas ou mais empresas que operam no mesmo estágio e com os mesmos produtos, possibilitando-a

operar em mais de um mercado, obter mais poder econômico, operar com um sistema mais amplo de

revendedores e diminuir a concorrência, conquistando maiores faixas de mercado; e 2) quando duas ou

mais empresas utilizam a mesma matéria-prima, embora não fabriquem o mesmo produto.

Considera-se que são obtidas economias de escala quando os custos fixos da oferta de um único produto são

altos e seus custos marginais decrescem ao longo de toda curva de demanda. Quanto maior é o custo da

instalação industrial, maior é seu custo fixo, em contrapartida menor será o custo marginal de produção,

ou seja, o custo adicional de fornecimento de mais uma unidade do produto.

Considera-se que são obtidas economias de escopo quando o custo total de uma firma em produzir

conjuntamente pelo menos dois produtos/serviços é menor do que o custo de duas ou mais firmas

produzirem separadamente estes mesmos produtos/serviços, dados os mesmos insumos.

Considera-se que são obtidas economias de aprendizagem em casos que quanto maior a experiência de

produção acumulada no tempo (e não a quantidade produzida), menor o custo de fornecimento da

próxima unidade. A explicação está nos aspectos tácitos (não codificados e assim dificilmente

transmissíveis) da atividade, que permitem a otimização de cadeias e redes de produção complexas e

que somente podem ser apreendidos com o tempo.

O aprendizado ocorre também do lado da demanda. Na medida em que o consumidor começa a adquirir

a mercadoria, gradativamente ele vai adaptando seus processos de produção ou de compra de maneira

que, com o tempo, ele adquire um patamar de otimização ou de satisfação bem superior ao anterior.

Ou “externalidades". Alfred Marshall observou que os ativos fixos dos serviços de infra-estrutura produziam

efeitos derivados da produção de uma mercadoria não considerados na função de produção da empresa

que os gerou. Por exemplo, a instalação da infra-estrutura de distribuição urbana de eletricidade permite

a comercialização imediata de produtos para iluminação; estes são seus benefícios diretos. Mas, ela

também permite ao comércio permanecer aberto durante um maior tempo, fato que incrementa os

negócios e o emprego; este é um benefício indireto. As externalidades explicam porque os

investimentos em infra-estrutura são vetores de modernização e industrialização.

Considera-se que são obtidas economias internas quando uma firma cria a infra-estrutura necessária à sua

expansão e à redução de seu custo unitário de produção. Um exemplo é a empresa que constrói sua

própria estrada de ferro para escoar sua produção.

estariam comprando ao menor preço possível, mas também a sociedade como um todo, uma

vez que a alocação ótima de recursos na produção estaria assegurada. Porém, Marshall

observou que a exceção a esta lei residia no setor de infra-estrutura onde o tamanho ótimo da

produção por uma companhia seria suficientemente grande para atender todo o mercado,

enquanto a demanda seria pequena o bastante para ser totalmente coberta por apenas uma

companhia. Em resultado, a escala mínima de eficiência da companhia seria no mínimo igual

à totalidade do mercado, o que produzia não apenas rendimentos de escala inicialmente

crescentes, mas que também jamais decresceriam. Assim, teríamos uma situação de

“monopólio natural” porque o mercado não comportaria mais de uma companhia operando

com economias de escala e escopo eficientes.

Desta forma, a existência de altas “barreiras de entrada” e “barreiras de saída”

reforçariam ainda mais a tendência ao monopólio, o que já seria uma tendência natural dos

setores de infra-estrutura, enquanto tendência intrínseca para o “monopólio natural” reforçaria

ainda mais o aparecimento de altas “barreiras de entrada” e “barreiras de saída”. Por esta

razão o mercado do setor de infra-estrutura se apresenta como monopólio ou, o que ocorre

mais normalmente, como oligopólio.

Nas últimas décadas do século XX, a ortodoxia do pensamento econômico incorporou

estas (e outras) dificuldades observadas em alguns setores produtivos, sob o conceito de

“falhas de mercado” porque a configuração particular do setor de infra-estrutura impede que a

“mão invisível”

estabeleça o preço correto dos bens ou serviços oferecidos.

2.1.3. A Função do Estado

A condição de monopólio natural do setor de infra-estrutura gera alguns problemas. O

primeiro é que a inexistência da concorrência impede o consumidor de encontrar substitutos

para a mercadoria em questão, segue-se que o poder de fixação de preço do produtor é

extremamente elevado, sendo muito provável que ele abuse desta situação.

O segundo problema é que para grandes quantidades produzidas o custo marginal se

aproxima de zero. Se o preço do produto fosse estabelecido de forma similar à concorrência

perfeita (ou seja, se o preço fosse igual ao custo marginal), este seria demasiadamente baixo,

de forma a não compensar, no curto e médio prazos, os investimentos realizados. Sendo

assim, o capital privado não seria atraído para a realização desse tipo de investimento.

O termo “mão invisível” foi introduzido na literatura econômica por Adam Smith, em seu livro clássico A

Riqueza das Nações, e representa as livres forças de mercado que ajustam à economia.

O terceiro problema está relacionado às externalidades positivas oriundas do

fornecimento dos serviços de utilidade pública, onde os benefícios sociais são muito

superiores aos benefícios privados e difíceis de ser apropriados pelas empresas. Nestas

condições, nenhum capital privado terá interesse em fornecer o serviço e, se mesmo assim o

fizer, é porque os dirigentes da empresa vislumbram a possibilidade de que como monopolista

ela poderá impor um preço muito maior que seu custo marginal.

O quarto problema está vinculado à qualidade e continuidade do fornecimento dos

serviços que podem ser afetados por decisões internas à empresa, em detrimento do bem estar

da sociedade. Apesar de potencializar ganhos associados à escala e à formação de redes, o

monopólio sem a devida supervisão pode não atender às necessidades da sociedade e reduzir

os impactos positivos gerados pelas indústrias de infra-estrutura.

Duas soluções foram encontradas para estes tipos de falhas de mercado que se

acumulam nos setores de infra-estrutura. Na tradição norte-americana optou-se pela concessão

das atividades às empresas privadas e se ergueu, concomitantemente, um importante aparato

regulador com o objetivo de evitar que as condutas abusivas pudessem prejudicar os

consumidores. Na tradição européia optou-se pela intervenção direta do governo através da

constituição de empresas estatais. Em ambas as situações, porém, chegou-se a um consenso

segundo o qual a alocação ótima dos recursos empregados em infra-estrutura exigia a

presença de um agente externo, sob controle público, que exercesse uma função tutelar.

No Brasil a tradição de intervenção governamental no setor de infra-estrutura seguiu o

modelo europeu e foi, em boa parte, justificada pelos volumes de investimentos necessários

ao seu desenvolvimento, bem como pelo caráter estratégico destas indústrias. Assim, o Estado

funcionou como agente financiador, empreendedor e gestor das indústrias de infra-estrutura,

tipicamente através da criação de estatais, atuando assim para fomentar o desenvolvimento

econômico do país, sobretudo durante o período do "Milagre Econômico".

No final da década de 1970, com a ascensão de Tatcher na Grã-Bretanha, teve início

um debate de caráter neoliberal a respeito do novo papel dos governos nos setores de infra-

estrutura. O debate, adotado em vários países (em especial nas Américas, Ásia e Leste

Europeu), propunha uma série de reformas no sentido de introduzir a concorrência no setor,

reduzindo barreiras institucionais e econômicas à entrada de novos agentes. Neste ambiente o

Estado não mais deveria ser o gestor, mas o regulador dos setores de infra-estrutura, definido

as regras para os monopólios naturais agora submetidos às pressões concorrências, além de

realizar o controle da qualidade e preço dos serviços oferecidos ao consumidor.

As novas funções dos órgãos reguladores não são simples. O processo de introdução

de concorrência em indústrias de infra-estrutura não se resume à simples remoção de barreiras

institucionais à entrada no mercado. O órgão regulador deve também garantir condições para

que a concorrência de fato se efetive, destituindo as empresas já instaladas do seu antigo

poder de monopólio ou oligopólio, que prejudica, dentro do novo modelo competitivo, o

ingresso de empresas competitivas em seu segmento de mercado. Embora pareça contraditória

à tradição liberal, a intervenção de um regulador (que na maioria dos casos se dá mediante

uma agência estatal) é fundamental para a existência da livre concorrência nas indústrias de

infra-estrutura, devido às suas especificidades técnicas e econômicas.

2.2. A Indústria Petrolífera

Não é possível analisar detalhadamente aqui o impacto e a importância da indústria

mundial do petróleo (IMP) sobre as sociedades modernas em razão de suas dimensões e de

suas múltiplas e complexas relações econômicas/estratégicas/políticas/sociais. Assim, faremos

apenas alguns apontamentos indispensáveis para sua compreensão, a começar por sua

evolução, uma exposição relativamente longa, mas justificável tendo em vista do impacto

desta indústria sobre o mundo contemporâneo, seguida da sua estrutura, flexibilização, a

procura por novas fontes de energia e algumas implicações entre a IMP e a política.

2.2.1. A Evolução da Indústria Petrolífera

Não se sabe quem descobriu o petróleo, nem onde, nem quando, mas vestígios

arqueológicos encontrados numa caverna de Nahal Hemar, próximo ao Mar Morto, indicam

que o homem utiliza o betume como cola em ferramentas (foices e martelos) e para vedar

cestos desde pelo menos 7000 a.C. De fato, próximo ao Mar Morto encontraram-se jazidas de

betume que sugerem sua extração desde a mais remota antiguidade.

Depois de 4000 a.C. os registros mostram que civilizações de diferentes épocas e

lugares, dentre os quais os sumérios, egípcios, babilônios, hebreus, assírios, persas, chineses,

gregos e romanos conheciam o petróleo por grande variedade de nomes: alcatrão, asfalto,

azeite, betume, lama, nafta, nafta da Pérsia, óleo de São Quirino, óleo do rio, pez, resina, entre

outros

usando-o quase sempre para os mesmos fins: calafetante; construção (liga de

O termo “petróleo”, conjunção das palavras latinas “petra” (pedra) e “oleum” (óleo), ou seja, “óleo de pedra”,

foi cunhado pelo alemão Georg Bauer (dito Giorgius Agrícola) em 1546.

argamassa); arma de guerra (projéteis incendiários, paredes de fogo, etc.); conservação

(múmias, papiros, construções, pinturas etc.); iluminante; lubrificante e medicamento

Até onde se sabe, na antiguidade o petróleo não era objeto de atenção estratégica e

política e mesmo sua importância de hoje, como fonte de energia e matéria-prima, inexistia

nos primórdios da indústria. O que se buscava era um iluminante de custo e qualidade

satisfatórios, encontrado num derivado do petróleo, o querosene. Foi a Revolução Industrial

que alinhou acelerada taxa de inovação produtiva e tecnológica com a busca crescente por

mercados consumidores que modificou o quadro, levando o petróleo a ter a importância atual.

A indústria petrolífera é uma das mais antigas no setor de infra-estrutura. Depois do

histórico dia 27 de agosto de 1859 quando Edwin L. Drake encontrou petróleo a 21 metros de

profundidade na cidade de Titusville (Pensilvânia, EUA) dando início à IMP, acumulou-se

volumosa bibliografia sobre sua evolução e para compreendê-la, com o auxílio de Bey (1936),

O’Connor (1959 e 1962), Sampson (1976), Durand (1978), Yergin (1992), Minadeo (2002) e

Contreras (2003a e 2003b), dividiremos sua história em sete fases.

A primeira fase tem início em 1859 com o nascimento da indústria e se encerra em

1870 quando surge a Standard Oil Company of Ohio. Neste momento a indústria do petróleo

é um fenômeno norte-americano, tem a produção limitada a uma região geográfica (Oil Creek

Valley, Pensilvânia, EUA) e a extração é feita de maneira caótica e predatória, prevalecendo à

prática de extrair o máximo de petróleo no menor tempo possível (o que esgotava e danificava

os poços). Essa desorganização do setor se reflete nos preços do petróleo, que sofrem

violentas flutuações inviabilizando a sustentação da nova indústria (Contreras 2003a).

Coube a John Davidson Rockefeller o mérito de vislumbrar que o padrão racional

capaz de organizar a indústria petrolífera estava na integração vertical (otimizando a

economia de escala) da sua cadeia produtiva (que é composta pelas atividades de upstream,

midstream e downstream). O processo de integração vertical exigia grandes investimentos que

ficariam imobilizados por algum tempo, mas o controle da cadeia permitia que as atividades

fossem articuladas de forma a manter o fluxo contínuo do processo produtivo, diluindo os

riscos dos investimentos ao mesmo tempo em que se equilibrava a oferta e a demanda no

interior da própria empresa realizando assim a taxa máxima de lucros com uma satisfatória

estrutura de custos/preços.

Um histórico completo do petróleo na antiguidade pode ser encontrado em FORBES, R.J. Bitumen and

Petroleum in Antiquity in: Studies in Ancient Technology. Volume: 1. Leiden. E.J. Brill. 1955.

A segunda fase tem início em 1870 com a fundação da Standard Oil Company of

Ohio

e se encerra 1876, quando aparecem seus primeiros concorrentes. Ainda com base

doméstica (Oil Creek Valley) a Standard Oil Company of Ohio surge como primeira e única

companhia petrolífera com integração vertical incompleta

do mundo. Essa vantagem

competitiva faz com que a companhia obtenha economias de escala realizando taxas de lucros

maiores que as concorrentes e utilize os excedentes para financiar os meios

de obter o

monopsônio e o quase monopólio do downstream e distribuição

dos EUA. Muito eficaz é a

guerra de preços, tática aplicada sistematicamente para eliminar a concorrência e que

posteriormente será utilizada por todas as companhias petrolíferas. Alcançados os limites do

mercado interno, a Standard Oil se lança à conquista dos mercados da África, Américas, Ásia,

Europa e Oceania também praticamente monopolizando-os (Bey, op. cit. e Yergin, op. cit.).

A terceira fase tem início em 1876 quando aparecem os primeiros concorrentes e se

encerra em 1918 com o final da Primeira Guerra Mundial. Nesse momento o domínio da

Standard Oil é rompido nas frentes externa e interna.

Os primeiros desafios surgiram na frente externa onde à dispersão geográfica da

produção, a proteção estatal e a união de capitais de diferentes origens geram as condições

Fundada por seis sócios: John D. Rockefeller (30,00%), Henry Morrison Flagler (16,67%), Samuel Andrews

(16,67%), Stephen V. Harkness (13,34%), William Rockefeller (13,34%) e O.B. Jemnnigs (10,00%).

Em razão de processo movido contra ela e por impedimentos legais em 1882 a Standard Oil Company

of Ohio muda a razão social para Standard Oil Trust Agreement e se registrada em New York

transformando-se no primeiro truste dos EUA, por isso recebeu a alcunha de “Mãe dos Trustes”. A

Standard era objeto de ódio implacável do público porque em sua trajetória para quase monopolizar a

indústria petrolífera norte-americana criara uma imagem de empresa combativa, cruel, feroz,

inescrupulosa e sigilosa. Suas práticas motivaram inúmeros processos que não lograram modificar seu

comportamento. A Standard estabeleceu as bases jurídicas e metodológicas para a formação de outros

trustes que quase monopolizavam os diferentes setores industriais dos EUA. Numa tentativa de

regulamentar as atividades dos trustes em 1890 foi promulgada a Anti-Trust Sherman Act, que teve

pouca aplicação até 1900, quando os trustes, vistos pela sociedade norte-americana como uma ameaça,

foram tema da campanha presidencial. Em 1901 Theodore Roosevelt assumiu a presidência,

recomendando a aplicação da lei. Logo a Standard Oil tornou-se visada. O clamor contra ela surgiu em

1902 quando a jornalista Ida Tarbell publicou o primeiro de 24 artigos mensais sob o título The History

of the Standard Oil Company expondo os muitos abusos cometidos pela companhia em sua trajetória

para quase monopolizar o setor petrolífero do país. Após conhecer os fatos um público escandalizado

passou a exigir uma punição exemplar. Em 1906 foi aberto o processo judicial contra a companhia e em

1911 a Suprema Corte dos EUA ordenou sua dissolução sob acusação de tentar monopolizar o setor

petrolífero. Em resultado surgiram 33 companhias sendo as maiores a Standard Oil of New Jersey

(também chamada de Jersey, SONJ, Standard ou Standard Oil), a Standard Oil of California (Chevron

desde 1984), a Standard Oil of New York (Mobil desde 1966), Standard Oil of Indiana (Amoco desde

1954), Standard Oil of Ohio (Sohio desde 1928), Continental Oil (Conoco desde 1981) e Atlantic

Refining Company (Arco desde 1968). Além da maior parte do espólio a SONJ herdou da Standard Oil

Trust o nome, a reputação, os métodos de negócio e um ódio público tão arraigado que foi um dos

motivos que a levou a adotar o nome Exxon em 1971 (Yergin, op. cit.).

Faltava a atividade de upstream, que a Standard Oil passa a desenvolver apenas em 1887.

Entre eles os boicotes; chantagens; corrupção de concorrentes, juízes e políticos; guerra de preços; sabotagens;

subornos; tráfico de influência jurídica e política e assim por diante (Yergin, op cit.).

A Standard Oil chegou a ter 90% do controle sobre estas atividades.

que viabilizam o estabelecimento dos primeiros concorrentes em posição de romper o quase

monopólio da Standard Oil. O petróleo e o apoio do governo da Rússia viabilizam o negócio

dos irmãos Nobel (1873) que formam a Branobel (1876) a primeira concorrente importante da

Standard Oil. Em 1876 a Branobel envia a primeira carga de querosene para São Petersburgo

rompendo o monopólio da Standard Oil na Rússia. O excedente da produção dos Nobel é

repassado aos Rotschild (1885) que distribuem querosene na Europa e utilizam à estrutura e a

logística da M. Samuel and Co. para invadir os mercados da Ásia (1892) (Yergin, op. cit.).

Com as operações envolvendo o petróleo russo pela primeira vez se verifica a

internacionalização da cadeia produtiva. De fato, a indústria petrolífera nos EUA tinha bases

nacionais porque a origem dos capitais e as operações ao longo da cadeia produtiva eram

fundamentalmente norte-americanos. Já a indústria de petróleo russa tinha bases

internacionais porque envolviam capitais franceses, ingleses e suecos e as operações ao longo

da cadeia produtiva eram diluídos entre Ásia, Europa e Rússia.

Entrementes, o petróleo da Indonésia (então colônia holandesa) e o apoio do governo

holandês viabilizam a entrada da Royal Dutch (1889) que vende derivados na Ásia. O

petróleo da Pérsia (então colônia britânica) e o apoio do governo britânico viabilizam a

entrada da Anglo-Persian Oil Co. (APOC

, 1909) fornecedor da Real Armada Britânica

Posteriormente para melhor resistir às guerras de preços e pressões da Standard Oil e

racionalizar as operações os concorrentes uniram-se. Em 1906 o Deutsch Bank, os irmãos

Nobel e os Rotschild unificaram seus interesses petrolíferos na Europaische Petroleum Union.

Em 1907 a Royal Dutch e a M. Samuel and Co. (renomeada Shell Transport and Trading Co.

em 1897) fundem os negócios (na proporção 60/40) na Royal Dutch/Shell Group.

Na frente interna quatro acontecimentos rompem o domínio da Standard Oil: 1) novas

descobertas expandem geograficamente a produção de petróleo para muito além do Oil Creek

Valley; 2) as principais descobertas ocorrem em Estados (Kansas, Oklahoma, Ohio, Texas,

etc.) que tomaram medidas jurídicas/políticas para dificultar a atuação da Standard Oil; 3) o

petróleo da Standard Oil rendia mais querosene, enquanto o petróleo das novas áreas rende

mais derivados para motores à combustão, cuja demanda está em ascensão; e 4) a dissolução

da Standard Oil Trust Agreement em 1911. Somados esses fatos permitem a estruturação das

seguintes companhias: Sun Oil (1886), Union Oil (1890), Pure Oil (1895), Gulf Oil (1901),

Texaco (1902), Getty Oil (1903), Sinclair Oil (1916), Phillips Oil (1917), entre outras.

A APOC adotou o nome British Petroleum (BP) em 1954.

Como notou o Almirante John Fisher, maior defensor da introdução do óleo na Real Armada Britânica em

1914: “O petróleo não brota na Inglaterra” (Yergin, op.cit., pág 144).

Seguindo o exemplo da Standard Oil as companhias petrolíferas procuram reunir as

condições microeconômicas que permitam a integração vertical da cadeia petrolífera. Mas,

independente de sua origem, agora todas as companhias começam a internacionalizar a cadeia

produtiva, operando em escala planetária. Isso ocorre ou porque não se repetem as condições

domésticas que permitiram a consolidação das companhias norte-americanas, ou porque as

companhias desejam ocupar espaços (de produção e mercados) antes que as rivais o façam.

Os elevados custos desse processo limitam a concorrência a pouco mais de 19

companhias

(lideradas pela SONJ, Royal Dutch/Shell e APOC) que configuraram o mercado do petróleo

como um oligopólio, característica que marca o mercado do petróleo até hoje.

A quarta fase tem início em 1918 com o final da Primeira Guerra Mundial e se encerra

em 1928 com o Acordo de Achnacarry. Desde o início do século XIX a expansão do uso dos

motores a combustão em indústrias e veículos automotores impulsionava a demanda de

derivados do petróleo, mas foi o potencial inédito de destruição demonstrado pelos últimos

durante a Primeira Guerra Mundial que trouxe à tona a dimensão política e estratégica do

petróleo. Os beligerantes rapidamente compreenderam que as novas armas (automóveis,

aviões, caminhões, navios, submarinos, tanques e trens) eram inúteis sem o petróleo e o

acesso a ele poderia decidir uma guerra. Em conseqüência, a disputa pelas fontes de petróleo

se acirrou porque agora aos interesses mercadológicos das grandes companhias uniam-se os

interesses estratégicos/políticos dos respectivos governos, mas as condições petrolíferas dos

países eram desiguais e podem ser encaixados em cinco tipos.

Em primeiro apareciam os países pouco industrializados, com baixo consumo, baixa

(ou nenhuma) produção e baixa importação de petróleo. Era o caso do Brasil da época. Nesses

países nenhuma companhia local se estruturou e prevaleceu a livre-iniciativa, ficando a

organização do mercado a cargo das grandes companhias internacionais.

Em segundo apareciam os países pouco industrializados, com baixo consumo, mas que

apresentavam perspectivas promissoras na produção e viabilizaram a construção de um setor

de exportação por parte das grandes companhias. Era o caso de México e Venezuela. Nesses

países criou-se um vínculo de compromisso com as companhias através de um instrumento

jurídico que posteriormente originaria inúmeras disputas: a concessão de exploração. Através

da concessão o país autorizava uma companhia a explorar e produzir petróleo dentro de uma

área definida durante um período pré-determinado, normalmente entre 60/75 anos recebendo,

As outras companhias estruturadas no período eram todas norte-americanas: Amoco, Atlantic, Chevron, Cities

Services, Conoco, Gulf Oil, Mobil, Ohio Oil, Phillips Oil, Pure Oil, Sinclair Oil, Sohio, Sun Oil,

Texaco, Tide Water Associated e Union Oil.

em troca, impostos e taxas (os royalties) baseadas na contabilidade anual da empresa. Ficava

a critério da companhia como, quando e quais as quantidades de petróleo seriam produzidas,

bem como quando e a que preço ele seria colocado no mercado mundial. Posteriormente os

países produtores nacionalizariam os ativos das grandes companhias, transferindo o controle

do setor para estatais (a maioria atuando em regime de monopólio) fortes apenas no upstream.

Em terceiro apareciam os países industrializados, com alto consumo e baixa (ou

nenhuma) produção e por conseqüência, dependentes do petróleo importado. Era o caso de

Alemanha, Itália e Japão. Os mercados desses países eram abertos à iniciativa privada e o

abastecimento foi confiado basicamente a SONJ, Royal Dutch/Shell e APOC, mas se buscou

atenuar esta vulnerabilidade com a criação de estatais fortes no midstream e no downstream.

Em quarto apareciam os países industrializados, com alto consumo e baixa (ou

nenhuma) produção, mas que, através dos acordos pós-guerra, possuíam fontes próprias de

petróleo no exterior. Neste caso estava a França que obteve parte no consórcio IPC

para

produzir petróleo no Iraque e a Grã Bretanha que também tinha parte no consórcio IPC e

monopolizava a produção persa. Ambas deixaram o mercado aberto à livre-iniciativa, mas

com as estatais e as fontes próprias procuravam manter a segurança do abastecimento interno

e em especial garantir o abastecimento das forças armadas.

Em quinto aparecia o caso isolado dos EUA, único país industrializado que agregava

ao mesmo tempo alto consumo, alta produção e grandes reservas de petróleo. Até a Primeira

Guerra Mundial sua indústria petrolífera era regulada pela livre-iniciativa, mas após o conflito

o país começou a temer pelo futuro das suas reservas. Além da questão estratégica/política

verificava-se a elevação da demanda interna de petróleo resultante do crescimento da frota de

automóveis e da modernização industrial, onde estava sendo adotado o paradigma fordista de

produção, a substituição do carvão pelo petróleo como fonte de energia e se iniciava a

diversificação da base industrial com o surgimento da petroquímica. Para equacionar estes

problemas Washington tomou duas medidas: 1) em 26 de novembro de 1919 utilizou a Texas

Railroad Comission (RTC) para estabelecer às primeiras regras disciplinando a indústria

doméstica; e 2) propôs a política de “Portas Abertas”, segundo a qual os aliados não deveriam

criar discriminações uns aos outros no que se referia ao acesso as fontes petróleo.

Iraq Petroleum Company (IPC). Inicialmente o direito de produzir petróleo no Iraque pertencia à Turkish

Petroleum Company (TPC) consórcio formado em 1912 pela BP, Deutesche Bank, Calouste Gubelkian

e Shell. Em 1920 o Tratado de San Remo transferiu a parte do Deutsche Bank para os franceses que em

1924 formaram a Compagnie Française des Petroles (CFP) e a nova sociedade passou a ser entre a BP,

Calouste Gubelkian, CFP e Shell. Em 1925 os direitos do TPC foram reconhecidos e a mudança de

nome para IPC ocorreu em 1929 após a independência do Iraque e entrada das norte-americanas. A CFP

mudou o nome para Total em 1991.

O desejo de operar em áreas com perspectivas promissoras resultou no choque entre as

companhias norte-americanas, britânicas (APOC e Shell) e francesa (CFP) e respectivos

governos. As disputas mais agudas, que seriam equacionadas nos anos seguintes, referiam-se

ao acesso ao petróleo russo (que retornava ao mercado após a nacionalização de 1917) e do

Oriente Médio. Em 21 de julho de 1928 o consórcio IPC é flexibilizado para a entrada da

SONJ e a Mobil. Em 29 de maio de 1933 a Standard Oil of California obtém a primeira

concessão da Arábia Saudita e cria a CASOC (Californian-Arabian Standard Oil Company,

depois Arabiam-America Oil Company - Aramco) aceitando a Texaco como sócia em 1936.

Em 1934 a Gulf Oil recebe uma concessão para operar no Kuwait (em sociedade com a

APOC) sendo a última a entrar na região. Com o tempo essas companhias formariam entre si

uma intrincada rede de joint-ventures para controlar a produção do Oriente Médio pelo que

foram acusadas de formar um cartel cognominado de “Sete Irmãs”

. Em função das suas

dimensões e importância elas receberam também a alcunha de “oil majors” ou “majors”

(O’Connor, 1962; Durand, op. cit. e Yergin, op. cit.).

Assim, no final dessa fase a indústria petrolífera já apresenta suas características

básicas: a integração vertical, a internacionalização da cadeia produtiva, o mercado

oligopolístico e a importância política/estratégica. A partir daqui a evolução da indústria

concentra-se nas inovações tecnológicas e nas disputas advindas dos lucros da produção.

A quinta fase tem início em 1928 com o Acordo de Achnacarry e se encerra em 1945

com o final da Segunda Guerra Mundial. As disputas travadas entre 1918/28 acirraram os

ânimos políticos e a competição entre as companhias que, através da produção descontrolada,

promovem uma guerra de preços em escala planetária, ameaçando colapsar a estrutura de

preços. Essa competição é agravada com a descoberta do supercampo iraquiano de Baba

Gurgur em Kirkuk (15/10/1927).

Para estabelecer algum controle sobre a produção (leia-se mercados e preços) em 17

de setembro de 1928 os presidentes da APOC, Royal Dutch/Shell e SONJ chegam ao Acordo

de Achnacarry

(revisto em 1930, 1932 e 1934) no qual se acertou que: 1) cada companhia

teria uma quota fixa em cada mercado (com base na quota de 1928), assim o aumento das

vendas em um mercado era condicionado ao seu crescimento; 2) as companhias partilhariam

as instalações evitando os custos de duplicação; 3) cada mercado seria suprido pela fonte mais

As Sete Irmãs eram na verdade oito: as norte-americanas Gulf Oil, Mobil, Standar Oil of Califórnia, SONJ e

Texaco; a anglo-holandesa Royal Dutch/Shell; a estatal britânica APOC e a estatal francesa CFP. O

termo “Sete Irmãs” (Le Sette Sorelle) surgiu primeiramente nos New Jersey Corporation Acts em 1913,

mas foi popularizado por Enrico Mattei, presidente da estatal italiana ENI (Sampson, 1976, pág. 80).

Também chamado de acordo “Como Está”.

próxima; 4) haveria controle da produção; e 5) o petróleo teria um preço internacional de

referência, com base no produto oriundo do Golfo do México (Durand, op.cit.)

. Esse acordo

encerrou as guerras de preço periódicas e lançou as bases para uma cooperação duradoura

entre as Sete Irmãs (e seus respectivos governos) que seria responsável pela expansão estável

da indústria até 1973 (Contreras, 2003a).

A sexta fase tem início em 1945 com o final da Segunda Guerra Mundial e se encerra

em 1973 com o primeiro choque do petróleo. A Segunda Guerra reafirmou a importância

estratégica do petróleo, mas a reconstrução do pós-guerra reconfigurou as relações entre os

países consumidores e entre esses e os países produtores. A reconstrução da Europa Ocidental

e do Japão foi feita dentro dos marcos do sistema fordista-keynesiano e dos padrões

tecnológicos dos EUA, onde o petróleo substituíra o carvão tanto como fonte de energia

(doméstica, industrial e termelétrica), combustível (de veículos automotores) e matéria-prima

(petroquímica)

. Conforme Filho (in Fiori, 2004) a transição do carvão para o petróleo foi

facilitada também porque este apresentava baixo preço, era menos poluente, mais eficiente e

de mais fácil manuseio. Ademais, os governos desejavam enfraquecer os sindicatos mineiros,

politicamente muito influentes. Em resultado, por volta de 1955 o petróleo barato importado

deslocara o carvão também na Europa Ocidental e no Japão.

Ainda conforme Filho (op. cit.) até 1973 a estabilidade do fornecimento de petróleo

barato importado (preços baixos e estáveis, oferta constante e segurança do abastecimento)

baseava-se em três pilares que foram ruindo entre os anos 50 e 60.

O primeiro pilar era o controle das Sete Irmãs sobre a produção do Oriente Médio.

Essas companhias operavam na região desde antes da guerra e contavam com o respaldo

econômico, estratégico, militar e político dos EUA, França e Grã-Bretanha. Excetuando-se os

países socialistas em 1950 as Sete Irmãs dominavam 70% da capacidade de refino, 65% das

reservas mundiais, 65% dos petroleiros, 50% da produção e os principais oleodutos do mundo

(Contreras 2003c). Este arranjo começou a ser contestado tanto pelas potências industriais

excluídas dele (leia-se Alemanha, Itália e Japão) que após a reconstrução desejavam ter sua

própria fonte de petróleo, como pela URSS, que desejava ter acesso ao Golfo Pérsico.

O segundo pilar era a política de concessões, que começava a ser contestado. Segundo

Yergin (op. cit.) inicialmente os dirigentes e populações dos países produtores não

compreendiam bem o potencial econômico do petróleo, nem sua importância para a vida das

Em 1943/47 adotou-se como segundo preço base o produto originado do Golfo Pérsico. Em 1947/59 foi

adotado um terceiro preço base de acordo com a distância do ponto de descarga.

Os EUA deixaram de ser auto-suficientes em 1948, ano em que importaram petróleo pela primeira vez.

nações consumidoras e nem o papel das companhias, mas à medida que o século XX

avançava a conexões ficavam mais claras, bem como o “modus operandi” das companhias.

As concessões não apenas lhes davam poder para definir as regras do mercado mundial do

petróleo como de interferir na política interna dos países produtores quando era necessário

zelar por seus interesses e dos seus países de origem.

Os países produtores começaram a se ressentir com essa correlação de forças

francamente desfavorável a eles. Desejavam rever a política de concessões à medida que suas

economias dependiam mais das rendas do petróleo, em especial o princípio fifth/fifth em vigor

desde 1943

. Se não bastasse isso, a presença das companhias era ainda mais intolerável

porque elas surgiam como “uma lembrança viva da era colonial” (Yergin, op. cit. Pág. 650).

A possibilidade de rever as concessões surgiu com a conjugação de quatro fatores: 1) a

internacionalização das companhias independentes norte-americanas, que para obter sua

própria fonte de petróleo aceitavam condições favoráveis aos países produtores; 2) as reações

das regiões vitais para o fluxo do petróleo por sua posição estratégica (como o Egito de

Nasser), ou por sua produção (como o Irã de Mossadegh); 3) a criação da OPEC em 1960

numa tentativa de unificar os interesses dos principais países produtores em questões de

preços, quotas e políticas de concessão; e 4) a abertura de novas áreas produtivas (como

Argélia, Líbia e Nigéria) em que o país produtor ficava com a maior parte dos lucros.

O terceiro e último pilar era o papel dos EUA como “ofertante de última instância”,

que foi se deteriorando a medida que o consumo mundial se elevava e ultrapassava o volume

das reservas estratégicas do país. Em 1968 os EUA informaram a Europa Ocidental e o Japão

que não tinham mais condições de ser o ofertante de última instância.

A sétima fase tem inicio em 1973 com o primeiro choque do petróleo e se encerra em

1985 com o fracasso dos acordos sobre uma política unificada de preços. Conforme Filho (op.

cit.) os acontecimentos verificados na fase anterior demandavam um reajuste da indústria

petrolífera, necessidade agravada pela: 1) queda dos preços do petróleo, resultante da

abundância de petróleo no mercado devido a grande produção das Sete Irmãs e a volta ao

mercado do petróleo da URSS; 2) desejo dos países produtores vulneráveis a moeda

americana em recuperar os prejuízos com a desvalorização do dólar em 1971; 3) falta de

capacidade ociosa da produção; e 4) desejo dos países árabes de retaliar de alguma forma o

mundo ocidental (em especial os EUA) por seu apoio a Israel na Guerra do Yom Kipur.

Adotado em primeiro pela Venezuela, distribuía os lucros entre países e companhias na proporção 50/50.

Ainda conforme Filho o embargo do petróleo promovido pela OPEC em 1973 trouxe

uma série de alterações: 1) o aumento vertiginoso do preço do barril de petróleo que saltou de

US$ 2,90 em princípios de 1973 para US$ 11,65 em dezembro; 2) abandono definitivo da

prática política de concessões, com as nacionalizações multiplicando-se

; 3) as companhias

perderam todo poder de definir os preços do petróleo, que agora passava para os países

produtores; 4) houve ruptura da integração vertical das majors; 5) a segurança do Golfo

Pérsico passou a ser feito pelo eixo Arábia Saudita-EUA-Irã; e 6) a Arábia Saudita passou a

ser a “ofertante de ultima instância”.

O choque expôs uma série de problemas gerados pela política de petróleo barato

importado. Em primeiro lugar revelou o quanto as economias dos países industrializados e de

industrialização retardatária (como o Brasil) eram vulneráveis e dependentes dele. No caso

brasileiro a importação era necessária em função do rápido crescimento econômico (com base

no consumo do petróleo), e também porque a Petrobras não teve sucesso em encontrar

petróleo em grandes quantidades em território nacional.

Em segundo revelou a interdependência microeconômica de países produtores e

consumidores porque se de um lado os donos das reservas ditam as regras para explorar

petróleo, por outro as companhias detêm a tecnologia, capitais e os mercados consumidores.

Em terceiro revelou a interdependência macroeconômica de países produtores e

consumidores, evidenciado com a estagflação dos anos 70. A economia dos países produtores

depende do bom funcionamento da economia dos países industrializados, ao mesmo tempo os

maiores consumidores e receptores dos lucros obtidos com o petróleo. Preços elevados

resultariam numa recessão ruinosa para ambos.

Até 1985 a indústria petrolífera viveu em ambiente de incerteza, resultado de uma

série de fatores: a incapacidade de cooperação (defendida pela Arábia Saudita) dos membros

da OPEC; a incerteza do sistema monetário internacional que inviabilizou os contratos que

substituíam as concessões como instrumento na relação entre companhias e países produtores;

a entrada de petróleo oriundo do Alasca, Mar do Norte e URSS e a deterioração da situação

do Irã (Revolução Iraniana em 1979) e a Guerra Irã-Iraque (1980/88).

A partir de 1985 a indústria do petróleo assume a configuração atual, que veremos

com mais detalhes nas seções seguintes. Em resumo, houve um aumento da interdependência

Um Estado obtém o controle do setor petrolífero através de três meios básicos: 1) criando o monopólio estatal

quando a indústria é inexistente ou incipiente, a exemplo do Uruguai (1931), Chile (1950) e Brasil

(1954); 2) com a nacionalização sumária das jazidas e dos ativos das companhias, a exemplo da URSS

(1917), Bolívia (1936), México (1938), Irã (1951) e Líbia (1970) e; 3) não renovando as concessões, a

exemplo do Iraque (1972), Arábia Saudita (1975), Kuwait (1975) e Venezuela (1975).

entre companhias, Estados produtores/consumidores e populações o que tornou as conexões,

negociações e alinhamento satisfatório dos interesses desses atores mais sutis, intricados e

complexos. Essas mudanças, feitas num contexto de globalização sob a ótica neoliberal

incluem: a flexibilização da integração vertical de muitas companhias petrolíferas, alteração

do conceito do petróleo, sobreoferta de petróleo no mercado mundial, a busca de novas fontes

de energia, incorporação de novas áreas de produção, as novas formas de relacionamento

entre companhias e países produtores, novas formas de fixar o preço do petróleo, entre outras.

2.2.2. A Estrutura da Indústria Petrolífera

Como indústria do setor de infra-estrutura a IMP apresenta seus elementos típicos: a

cadeia produtiva, as especificidades dos ativos, a forma de organização, os ganhos

econômicos e a estrutura de mercado.

A cadeia do petróleo é constituída de três atividades tecnicamente distintas e

independentes. A primeira é dita upstream (também chamada de E/P ou E&P) e compreende

as etapas de exploração (inclusive pesquisa geofísica), perfuração, prospecção,

desenvolvimento, e o tratamento primário do petróleo (separação de gases e desidratação).

O upstream é bastante rígido porque independe do elemento humano e sim de fatores

naturais (geológicos) que por sua vez condiciona os fatores estratégicos (como a logística de

transporte, refino e distribuição). Em razão disto o upstream possui riscos, custos e

rendimentos inerentes, não encontrados nas outras atividades (Contreras, 2003c).

Quanto aos riscos, são de três ordens: 1) o risco geológico e mesmo com as atuais

tecnologias, ainda hoje só existe uma forma segura de saber se há petróleo em um poço e se

sua quantidade e qualidade justificam a exploração econômica: perfurando

; 2) o risco

político, porque um país produtor que passa por uma mudança desta espécie pode alterar as

condições para a operação de uma companhia, modificando suas decisões de investimento; e

3) o risco normal de qualquer atividade econômica. Os riscos são agravados pela necessidade

de descobertas de novos campos o que é um “salto no escuro que afeta a estabilidade de

todas as subseqüentes fases (...) segmento algum da indústria permanece alheio ou intocado

por esta caprichosa origem” (Frankel, in Contreras, 2003a, pág. 8).

Quanto aos custos de produção são de dois tipos: 1) os custos técnicos de produção,

advindos da dos dispêndios envolvidos até a colocação do petróleo no mercado primário; e 2)

38 A despeito das atuais tecnologias disponíveis (3D, radares de abertura sintética, etc.) cerca de 85% dos poços

perfurados estão secos e dos que possuem óleo apenas 15% se mostram viáveis economicamente.

os custos fiscais, advindos dos montantes despendidos no pagamento de royalties e outros

encargos tributários e fiscais. São os custos técnicos de produção

que tem importância

decisiva na competitividade das companhias petrolíferas porque para um mesmo investimento

pode haver significativas diferenças na produtividade dos poços

, sem a correspondência

estrita do preço do barril do petróleo (que tem cotação constante) praticado nos mercados

mundiais. Este diferencial é peculiar à indústria petrolífera e não se registra em nenhuma

outra atividade de mineração (Contreras, 2003c).

Quando uma companhia decide iniciar a produção a alta relação investimentos/custos

influência sua decisão de maximizar a extração de petróleo a fim de recuperar o capital

investido, honrar os pagamentos de royalties nos prazos contratuais acordados e evitar que o

petróleo seja drenado por um produtor vizinho. Entretanto, a decisão também implica na

situação de “trancamento”, ou seja, a extração de petróleo será continua, definindo a

inelasticidade do suprimento face às variações de curto prazo da demanda, afetando apenas as

variações de longo prazo. Além disso, com o início da produção são obtidas as economias de

escala porque existe uma razão média de 4 para 1 entre os custos fixos (os montantes do

investimento comprometido para iniciar a produção dos campos) e os custos variáveis (nível

de dispêndio operacional para sustentar a produção). Assim, o investimento fixo para iniciar a

produção pode ser elevado, mas em compensação, conforme aumenta o volume de petróleo

extraído, é menor o nível de dispêndio operacional requerido para sustentar a produção.

Quanto às rendas passíveis de apropriação por uma companhia temos as Rendas de

Posição, advindas da maior ou menor proximidade geográfica das reservas com relação aos

centros consumidores; as Rendas de Qualidade, advindas dos atributos comerciais

(rentabilidade) das reservas; e as Rendas Tecnológicas, advindas dos diferentes estágios de

tecnologia empregados pelos diversos produtores. (Contreras, 2003c). Um fato importante é

que o upstream da IGN é uma atividade escopo da IMP como mostra o organograma:

Muitos fatores influenciam este tipo de custo: acessibilidade ao local de exploração, condições do terreno,

condições climáticas, disponibilidade de mão-de-obra, distância do mercado consumidor, falhas e

disponibilidade dos equipamentos, profundidade do reservatório, tipos de juros praticados para financiar

o investimento, tipo de rocha a ser perfurada e assim por diante. Em média um poço de prospecção em

terra custa US$ 5 milhões, mas na Amazônia, onde todo o equipamento tem que ser transportado de

helicóptero, o mesmo poço custa US$ 10 milhões. No mar os custos sofrem um aumento drástico. Um

poço na bacia de Campos em lâmina d'água acima de 1.500 m custa no mínimo US$ 15 milhões. Em

média a fase exploratória exige até 10 poços, o que demanda investimentos entre US$ 50 e US$ 200

milhões. Dependendo da profundidade um poço pode levar meses para ser aberto (um poço de 3.000 m

exige de exige 2 a 3 meses de trabalho ininterrupto). 8 anos são necessários para cumprir todas as

estapas de exploração padrão de um poço (Contreras 2003).

A produtividade de um poço pode ter diferenças acentuadas, desde o máximo de 7.000 bpd no Oriente Médio

até o mínimo de 13 bpd nos EUA. O custo de produção por barril também tem diferenças acentuadas,

do máximo de US$ 25,00 no Mar do Norte até o mínimo de US$ 1,00 no Oriente Médio.

Pelo alto grau de incerteza, calcula-se que o upstream absorve cerca de 70% dos

investimentos da indústria petrolífera, sendo normalmente autofinanciado (entre 70% a 80%)

pelas companhias. Residiria na procura pelo diferencial de riscos, custos e rendas a explicação

da grande competição entre as companhias e as disputa geopolítica entre países que se

verificam desde os primórdios da indústria petrolífera (Contreras, 2003c).

Quadro 2.1.: Organograma da Indústria do Petróleo e do Gás Natural

Infra-Estrutura do Upstream

Campos de Exploração

Petróleo Gás Natural

Terminais Marítimos/Tanques Terminais Marítimos/Tanques

Refinarias Usinas de Separação

Combustíveis

Petroquímica

Geração de Energia Elétrica

Enxofre Elementar

Produção de Cimento

Fonte: Elaboração Própria

A segunda atividade é dita midstream e diz respeito ao armazenamento e a estrutura de

transporte (aquaviário, dutoviário, ferroviário e rodoviário) de petróleo para as refinarias ou

portos de embarque.

A terceira atividade é dita downstream e na verdade é subdividida em três atividades:

o refino, distribuição e comercialização de derivados. O petróleo in natura tem pouquíssimas

aplicações práticas por isto é necessário refiná-lo, ou seja, separar através de um complexo

conjunto de reações físico-químicas os diferentes componentes que possuem valor de uso.

Antes do refino o petróleo é submetido a tratamentos preliminares, a decantação (para

separação de impurezas e água), dessalgação (para reduzir o teor de sal do petróleo), diluição

(mistura de petróleos diferentes para ajustar características físico-químicas como viscosidade

e fluidez) e outros tratamentos que eventualmente são necessários para adequar a qualidade do

petróleo ao tipo específico de equipamento de refino. Durante o refino do petróleo é separada

ampla gama de combustíveis, gases, lubrificantes e matérias-primas de acordo com

especificações técnicas padronizadas (Contreras, 2003c).

Mais flexível que o upstream, a atividade de refino também exige altos investimentos,

mas é mais compensatória por não apresentar os mesmos fatores de risco, custos e rendas de

forma que as taxas de retorno estão dentro dos padrões normais dos empreendimentos densos

em capital e tecnologia.

O refino, tal como foi originalmente concebido por John D. Rockefeller, tem a função

estratégica de atuar como pivô na integração vertical da cadeia petrolífera devido a seis

vantagens que não podem ser igualadas pelas outras atividades: 1) o refino, como atividade

central da cadeia produtiva, permite concatenar a fase a jusante (upstream) com as fases a

montante (distribuição e comercialização); 2) o refino permite ajustar as especificações do

fluxo ininterrupto entre o petróleo produzido no upstream aos requerimentos técnicos

padronizados do fluxo intermitente dos derivados exportados para o mercado mundial; 3) a

planta de refino é passível de sofrer melhorias tecnológicas bem mais compensatórias em

termos de custos/benefícios do que a atividade de upstream; 4) o refino individualmente

permite que se obtenham economias de escala nos mesmos termos que outras atividades

industriais; 5) o refino produz os subprodutos de maior valor agregado de toda a cadeia

petrolífera; e 6) o refino fornece o maior leque de derivados e subprodutos de toda a cadeia

petrolífera viabilizando a obtenção da economia de escopo, estreitando os vínculos entre a

indústria petrolífera e outros ramos industriais dentre elas: a geração de energia termelétrica

(óleos pesados) e a produção de cimento (uso da escória de óleos pesados, onde o gás natural

não entra diretamente no processo), ácido sulfúrico e enxofre (petróleos ricos em enxofre)

(Contreras, 1994, 2003a, 2003b e 2003c).

Em razão destas vantagens mesmo países que não possuem produção significativa de

petróleo procuram obter o controle do refino como forma de economizar divisas com a

importação de derivados, diversificar o fornecimento, atenuar os males advindos de possíveis

nacionalizações e assegurar o abastecimento de matérias-primas que entram nas cadeias

produtivas de outras indústrias.

Afinal, temos a distribuição e comercialização nacional e internacional de derivados,

que utiliza tecnologia bem menos sofisticada e envolve menores custos e fatores de riscos,

reduzindo a necessidade de investimentos, fazendo com que a com as taxas de retornos sejam

mais elevadas. Entretanto, estas atividades exigem um complexo planejamento logístico capaz

de numa etapa preliminar armazenar derivados vindos diretamente das refinarias ou

importados (neste caso o terminal recebe o nome de base primária) e/ou armazenar derivados

provenientes de outras bases (neste caso o terminal recebe o nome de base secundária) e numa

etapa posterior distribuir os derivados ao consumidor final.

Isoladamente as atividades: 1) demandam intensa gama de serviços; 2) demandam

volumosos insumos das indústrias de base (aço, energia, química, etc.); 3) são intensivas em

capital; 4) são tecnicamente independentes, o que permite a uma companhia petrolífera operar

em uma, duas ou nas três atividades; 5) podem ser internacionalizadas; e 6) apresentam cinco

espécies de rigidez: a concentração, principalmente das atividades de E&P em regiões

detentoras das mais rentáveis (em termos de qualidade e quantidade) reservas de petróleo do

mundo (Oriente Médio, Rússia e Venezuela); a rigidez de uso das instalações (bases de

armazenagem e distribuição, dutos e plantas de refino) e equipamentos (exploração e

transporte) que são altamente especializados e possuem custos unitários extremamente

elevados, amortizáveis apenas ao longo do tempo, bem como utilidade quase nula afora dos

fins aos quais de destinam; a morosidade do retorno dos investimentos, imobilizados por um

tempo médio de 10 anos; a cultura empresarial sustentada em recursos humanos altamente

especializados que combinam e recombinam os fatores e serviços produtivos num movimento

incessante de crescimento das empresas; e rigidez da demanda de derivados, centrados no

transporte veicular e nafta petroquímica (Suslick, 2003 e Contreras 2003b e 2003c).

As companhias petrolíferas procuram, tanto do ponto de vista técnico como

econômico, minimizar os custos/riscos intrínsecos de cada atividade petrolífera e otimizar os

lucros ao longo da produção. A melhor forma de fazê-lo, também como foi originalmente

concebida por John D. Rockefeller, é organizar a produção integrando verticalmente a cadeia

petrolífera, normalmente complementando-a com a integração horizontal.

Quanto à integração vertical, permite uma companhia operar “do poço ao posto”, isto

é, operar simultaneamente nas três atividades da cadeia produtiva petrolífera. Daí advém três

vantagens, sendo a primeira a de possibilitar a que uma companhia realize o controle

microeconômico completo da atividade produtiva articulando, estabilizando e flexibilizando a

dispendiosa infra-estrutura de exploração e produção em conjunto com a complexa logística

de refino, transporte, distribuição e comercialização, assegurando que as atividades estejam

sempre interconectas e complementadas, mantendo o fluxo produtivo contínuo, desde a

produção do petróleo até o escoamento de derivados (Contreras, 2003c).

A segunda vantagem é realizar o elevado potencial de acumulação da indústria

petrolífera, ampliando os ganhos com a economia de escala para toda cadeia do petróleo e não

somente de uma atividade.

A terceira vantagem é dissolver ao longo da cadeia petrolífera os custos e riscos

inerentes de cada atividade de forma a obter um custo/risco médio, equilibrando os

diferenciais de lucratividade de cada atividade (Contreras 1994 e 2003c).

Quanto à integração horizontal, ela propicia às companhias petrolíferas o acesso aos

diferentes mercados para colocar sua produção, a ampliação das atividades e a operação em

outros ramos industriais como a geração de energia termelétrica e indústria petroquímica.

A estrutura de mercado da IMP apresenta três características. A primeira é a existência

de grandes barreiras de entrada e saída das empresas operadoras na indústria petrolífera. Por

outro lado, a rigidez das tecnologias de uso configura significativas barreiras à saída dos

consumidores, que são cativos do consumo de derivados de petróleo.

Em segundo, o mercado se estrutura mundialmente como um oligopólio (Contreras,

1994) resultante, por sua vez, de três fatores inibidores da concorrência: 1) as próprias

barreiras à entrada e saída da indústria; 2) a composição orgânica da indústria petrolífera; e 3)

o fato das companhias estabelecidas serem concorrentes poderosas, cientes da dupla natureza

(combustível e matéria-prima) do petróleo que faz dele bem estratégico fundamental,

incomparável e insubstituível.

Em terceiro temos o alcance global da indústria petrolífera, resultado dos aspectos

geológicos, políticos e humanos cujo resultado mais evidente é que nem sempre (ou quase

nunca) coincidem as principais jazidas produtoras com os países sedes das companhias e

mercados consumidores mais importantes. Em função disto, as atividades da cadeia vertical

normalmente não completamente internacionalizadas (Contreras, 2003b e 2003c).

2.2.3. A Flexibilização da Indústria Petrolífera

A alteração do paradigma industrial fordista-keynesiano modificou também a indústria

petrolífera, que era ao mesmo tempo a principal fonte de energia do modelo produtivo então

em voga e sofria as limitações do paradigma produtivo. Mas às mudanças tem peculiaridades

distintas em função da especificidade da matéria-prima e da especialização das instalações

industriais. Os equipamentos e o maquinário sofreram melhoria tecnológica, mas talvez mais

importantes sejam as cinco alterações organizacionais desencadeadas com a ruptura da

integração vertical das majors, e que se consolidaram a despeito da instabilidade vivida pela

IMP entre 1973 (quando houve o primeiro choque do petróleo) e 1985 (quando a Arábia

Saudita abandonou a política de cooperação e impôs sua própria política petrolífera).

A primeira mudança foi a transferência definitiva do controle da IMP dos países

“compradores” para os países “vendedores”, que assumiram inteiramente o poder de definir

os volumes de petróleo produzido, os volumes ofertados e o preço do petróleo no mercado

mundial. Neste rearranjo, as majors tiveram suas reservas subitamente diminuídas,

controlando atualmente uma fração reduzida das reservas conhecidas de petróleo.

A segunda mudança diz respeito ao conceito do produto petróleo, que mesmo sendo

um bem estratégico, passou a ser considerado uma commodity estando, portanto, sujeito às

forças de oferta e demanda

A redução das reservas das majors e a “comoditização” levaram a terceira mudança, a

corporativa, em que a IMP tem seguido a tendência industrial geral de reestruturação, visando

à obtenção das Rendas de Posição e das Rendas de Qualidade. Nos anos 80, quando houve

uma intensificação da concorrência mundial, o foco dessa reestruturação esteve concentrado

na descentralização decisória, na concentração no core business, na terceirização das algumas

atividades, no aumento de eficiência das atividades e na ampliação de suas atividades. Nos

anos 90 o foco dessa reestruturação (também reflexo da reestruturação dos anos 80) esteve

concentrado nas aquisições, desmembramentos e incorporações. Como reflexo disso, as Sete

Irmãs foram reduzidas a seis companhias que agora são consideradas “supermajors” (ou

“Big Oil”): a BP (que adquiriu a Sohio em 1987, fundiu-se com a Amoco em 1998 e adquiriu

Embora existam várias formas jurídicas, dois são os tipos principais: as concessões e a partilha de produção. A

diferença entre eles é a propriedade do petróleo. Na concessão, o óleo produzido pertence ao mercado.

Na partilha o óleo é do Estado e o investidor recebe uma parte do óleo produzido (profit oil).

a Arco em 1999), a Chevron (que adquiriu a Gulf Oil em 1984, a Texaco em 2000 e Union

Oil em 2005), a ConocoPhillips (resultante da fusão entre a Conoco e Phillips Oil em 2002), a

ExxonMobil (a Exxon adquiriu a Mobil em 1998), a Royal Dutch/Shell e a TotalFinaElf (que

adquiriu a petrolífera belga Petrofina em 1998 e a petrolífera francesa Elf em 1999).

A reestruturação corporativa resultou na quarta mudança: o aumento da importância

da logística, em especial de comunicações e transportes que permitem, mesmo em ambientes

instáveis, a manutenção do poder da IMP pela internacionalização, adaptação e manutenção

do contato entre os elos que fazem parte da cadeia produtiva.

A quinta mudança está no desenvolvimento tecnológico, sobretudo na produção

offshore, que, em um período curto, proporcionou grande aumento no número de campos de

petróleo e gás e diminuição da renda diferencial apropriada pelos produtores de petróleo.

2.2.4. As Alterações Institucionais da Indústria Petrolífera

Concomitantemente as alterações organizacionais ocorreram e consolidaram-se as

alterações institucionais da indústria petrolífera onde o fato marcante é a retração do Estado e

a tendência internacional à desregulamentação e promoção da competição nos países

exportadores e importadores de petróleo.

Depois dos choques do petróleo nos anos 70 as políticas energéticas dos países foram

alteradas e os códigos de minas de quase todos os países foram revistos. Os países

importadores de petróleo procuraram, entre outras políticas, aumentar seus estoques de

petróleo, diversificar as importações, retrair a demanda, diversificar as fontes de energia

(biomassa, carvão, eólica, gás natural, hidroelétrica, nuclear e solar), desenvolver novas

reservas não OPEC e adotar diferentes formas de comercialização de petróleo e derivados.

Em um segundo grupo de países, que importam quase todo o petróleo que consomem

(como o Chile, Paraguai e Uruguai) há também a tendência de manter estreito controle estatal

sobre o recurso, quando não monopólio completo, limitando-se a participação das petrolíferas

a algumas operações secundárias.

Nos países produtores até os anos 90 o Estado, através das estatais, agia diretamente

no setor petrolífero para, entre outras razões, resguardar a indústria do petróleo do capital

externo (em especial das Sete Irmãs), evitando o poder de barganha dos trustes; obter controle

das riquezas nacionais e com isso a reter a renda petrolífera, com a finalidade de promover o

desenvolvimento econômico; manter a autonomia nacional e assegurar o abastecimento

interno. Atualmente os controles são mais rígidos dependendo do grau de importância

econômica, grau de dependência das importações/exportações e necessidades estratégicas de

cada país. Por sua vez, estas políticas têm gerado resultados diferentes e também problemas

distintos quanto ao controle do setor (Fernandes & Silveira, 1999).

A falta de capitais ou tecnologias nos países com grandes reservas e também grande

produção de petróleo e gás (como Arábia Saudita), os fez permitir a entrada de IEDs em

arranjos que se caracterizam pela redução da presença do Estado na cadeia produtiva

petrolífera. O Estado continua presente através da empresa pública, mas adotaram-se critérios

comerciais nas operações destas empresas, como “bench marking”

e também a inserção de

métodos de regulação orientados para o mercado, como as concessões a agentes privados.

Vale ressaltar que a necessidade de capital somada às condições de incerteza

características desse novo processo faz com que os acordos de parcerias tomem grandes

proporções nessa reestruturação dos países. Esses acordos, além de significarem novas formas

de organização das empresas, representam uma estratégia de penetração nos mercados e um

instrumento eficaz ao acesso de tecnologias mais avançadas (Fernandes & Silveira, op.cit.).

A situação se agrava ainda mais quando se sabe que para muitos países o petróleo e o

gás natural são os únicos recursos que encontram mercados em âmbito mundial e em caso de

dificuldades internas os impostos sobre a indústria petrolífera podem ser majorados.

Do ponto de vista macroeconômico um dos principais problemas da indústria como

um todo é a estabilidade de preços. Além de determinarem o ritmo da evolução da IMP o

preço do barril de petróleo é fonte de problemas geopolíticos. Apesar de atualmente existir a

alternativa do euro, o dólar ainda é a moeda de referência dos contratos da IMP e o parâmetro

a partir do qual os países fixam suas moedas. Por isto a alteração monetária de um país onde

se explora ou se comercializa o petróleo é fonte de distúrbios. Em alguns casos, um contrato

que é vantajoso quando fixado de um determinado modo, torna-se problemático quando há

alterações monetárias.

Em seu conjunto tanto a flexibilização como as alterações institucionais da indústria

petrolífera permitiram redesenhar o mapa petrolífero mundial. Foram ampliadas as reservas

dos grandes países produtores, como Arábia Saudita, Kuweit, Irã e Iraque; foram

incorporados novos países produtores, como Angola, Chade, Omã e o Sudão; antigos

produtores voltaram ao mercado, como a China e Rússia; foram incorporados campos de

petróleo em países onde os custos de produção eram proibitivos como na Dinamarca e Itália; e

Critério comercial que fixa a taxa de retorno mediante o cumprimento de metas pré-estabelecidas ou através de

um índice de desempenho (Mansell, 1995).

aumentou vertiginosamente a produção offshore em particular no Golfo da Guiné, Golfo do

México, Mar Cáspio e no Mar do Norte.

2.2.5. Em Busca de Novas Fontes de Energia

A muito é conhecida à condição de recurso natural não-renovável dos hidrocarbonetos,

mas não se sabe quando eles se esgotarão. Em 1956 o geólogo norte-americano Marion King

Hubbert apresentou um documento ao American Petroleum Institute (API) onde aventava a

hipótese que a curva da produção de um combustível fóssil de uma dada área geográfica num

período de tempo poderia ter a configuração da figura abaixo:

Quadro 2.2.: O Pico de Hubbert

Para Hubbert após a descoberta de reservas de um combustível fóssil (em geral as

jazidas mais acessíveis) a taxa de produção cresce em função das reservas a serem

descobertas, da evolução do conhecimento geológico da área e do acréscimo de infra-estrutura

de produção. Em algum ponto um pico de produção é atingido, seria então o momento em que

a produção estaria no máximo. A partir desse ponto a produção tenderia a declinar, e seriam

descobertas jazidas de acesso mais difícil e de dimensões reduzidas que não revertem as taxas

de declínio exponencial. Ainda conforme Hubbert o pico produtivo de qualquer região ou país

poderia ser calculado conhecendo-se as reservas provadas, a produção acumulada, as reservas

a ser descobertas e as taxas de produção (Gomes & Rosa, 2004).

Inicialmente Hubbert calculou que o pico da produção de petróleo dos EUA seria

atingido entre 1965/70 e de fato ocorreu em 1969. Por essa razão a hipótese de Hubbert

recebeu o nome de Teoria do Pico de Hubbert. A partir de 1982 o próprio autor começou a

aplicar a hipótese para o mundo como um todo.

Conforme Gomes & Rosa (op. cit.) o grande problema do cálculo do pico está em

saber quanto petróleo existe no mundo. De fato, as informações sobre as reservas são pouco

confiáveis e, freqüentemente, consideradas segredo de Estado. A proporção do petróleo

recuperável economicamente depende da evolução da tecnologia de extração. A própria taxa

de crescimento da demanda só pode ser projetada com alguma incerteza, já que envolve, por

exemplo, o cálculo da elasticidade de substituição por outras fontes de energia. Estimativas

(passíveis de discussões e revisões) realizadas com os dados necessários disponíveis indicam

que o pico de Hubbert do carvão ocorrerá por volta de 2150 e o esgotamento das reservas em

2200; o pico para do gás natural ocorrerá em 2010 e o esgotamento dar reservas em 2060 e o

pico do petróleo ocorrerá entre 2006 e 2025 e o esgotamento das reservas em 2050.

Cientes que os hidrocarbonetos um dia se esgotarão as companhias petrolíferas

buscam alternativas para estabelecer um futuro paradigma energético que não se sabe ainda

qual será. A velocidade de transição foi acelerada após o choque do petróleo de 1973 quando

a indústria de hidrocarbonetos, que antes ditava o modelo industrial a ser seguido,

reprogamou-se para atender às novas demandas de uma sociedade que busca diferenciação,

exige responsabilidade social das empresas e respeito ao meio-ambiente.

Dentre as formas de energia mais pesquisadas pelas companhias petrolíferas destacam-

se: o biodisel (Petrobras), a biomassa (Shell e Petrobras), o diesel verde (não confundir com o

biodisel, Shell), a eólica (Petrobras), o etanol (Petrobras), o hidrogênio (BP, Chevron e Shell)

e a solar (BP e Shell). Esta diversificação tem levado algumas corporações, como a BP, a

abandonar o conceito de “companhia petrolífera” para adotar o conceito de “companhia de

energia”. Essa também é uma das metas da Petrobras para 2010 (Suslick, op. cit.).

Atualmente, apesar da busca por substitutos, o petróleo continua sendo a matéria-

prima número um do mundo. Como mostra Yergin (op. cit.) ele não é apenas a base de uma

enorme rede de interesses: energia (cerca de 42% da geração mundial), atividades paralelas

(gás natural), petroquímica, tecnologia, serviços (engenharia, bancos, transportes, geologia

etc.), mas o petróleo é muito mais, é a base de uma série de produtos (de automóveis a

remédios) dos quais nossa civilização depende e com os quais se acostumou.

2.3. A Indústria do Gás Natural

Conforme Contreras (2003b) o deslocamento da IMP para a indústria do gás natural

(IGN) apresenta duas vantagens promissoras que alargam o escopo das companhias

petrolíferas: o crescimento favorável do gás natural (GN) nos mercados mundiais e seus

vínculos com outras indústrias de energia, em particular a indústria de eletricidade.

Nessa perspectiva, conforme Cecchi (op.cit.) a penetração recente e crescente do gás

natural deve ser vista dentro de uma perspectiva histórica ainda mais ampla: o aproveitamento

da energia de forma cada vez mais eficiente, cuja evolução teve etapas claramente

demarcadas. Até o século XVII havia o predomínio da força muscular, lenha, carvão vegetal,

correntezas e dos ventos; no século XVIII começou a utilização do vapor (primeiro a lenha e

depois carvão mineral); no século XIX surgiram a eletricidade e os motores a combustão

interna, que definiram uma nova etapa no que se refere à eficiência, comodidade e

multiplicidade no uso da energia; no século XX surgiu a energia nuclear e o gás natural.

2.3.1. A Evolução da Indústria do Gás Natural

Registros indicam que o gás natural associado ao petróleo foi descoberto no Irã por

volta de 6000 a.C. O gás natural era um mistério inexplicável para os antigos. Ocasionalmente

uma fonte entrava em ignição criando uma “flama eterna”, que alimentava lendas e mitos dos

cultos religiosos. Por volta de 1000 a.C. os gregos conheciam uma fonte destas flamas,

localizada no Monte Parnaso. Tais flamas eram objetos de culto religioso também na Índia e

Pérsia. Em 900 a.C. os chineses descobriram o potencial energético do gás natural e

construíram gasodutos primitivos (feitos com troncos de bambu) para aproveitá-lo. Em 211

a.C. os chineses dominavam técnicas para extrair gás natural a 1.000 m de profundidade

utilizando-o para secar o sal. Existem registros de sua utilização em Roma (50 a.C.) e em

1273 Marco Polo chegou a ver uma das fontes de “flama eterna” em Baku, na Rússia.

Na Europa o gás natural foi descoberto na Grã-Bretanha em 1659, mas não despertou

interesse. A preferência era pelo gás manufaturado do carvão (produzido pela primeira vez em

1670) porque este era mais fácil de processar, estocar, transportar e utilizar. Em 1792 o

irlandês William Murdoch começou os experimentos de iluminação com o gás manufaturado,

depois adotado no serviço de iluminação pública na Grã-Bretanha. Em 1816 o gás

manufaturado começou a iluminar as ruas de Baltimore (EUA). Apenas em 1821 William

Hart construiu em Fredonia (New York, EUA) o primeiro gasoduto comercial para o gás

natural, fornecendo energia para iluminação e cocção de alimentos (Laureano, 2006).

Nos primórdios da indústria petrolífera a mentalidade dos produtores era a de extrair o

máximo de petróleo no menor tempo possível, desconsiderando o gás natural, mesmo porque

inexistiam formas de aproveitá-lo. O gás natural associado ao petróleo era simplesmente

liberado na atmosfera ou queimado. Apenas em 1872 J. N. Pew construiu dutos para recolher

e vender o gás natural oriundo de Oil Creek Valley. Em 1883 o mesmo J. N. Pew estendeu

seus dutos até Pittsburgh. Em 1889 John D. Rockefeller, já detentor do monopólio do refino e

do monopsônio da compra de petróleo bruto, cria a Standard Gas Trust e em 1890 adquire a

firma de Pew. Surgia, então, a indústria norte-americana de gás natural. Um ano depois, a

nova empresa dispunha de uma rede com mais de 300 km de extensão que distribuía 7

/dia de gás natural. Apesar das exceções a utilização em escala comercial do energético

ficou restrita aos EUA até a metade do século XX (Laureano, op. cit.).

Lentamente os aperfeiçoamentos tecnológicos viabilizaram o aproveitamento do gás

natural, em particular a invenção do Bico de Bunsen (por Robert Bunsen em 1885) e das

conexões a prova de vazamento (por S. R. Dresser em 1890). Em 1891 um gasoduto

rudimentar (de 193,08 km) ligou os poços em Indiana a Chicago, mas a tecnologia insipiente

limitava o transporte a pequenos volumes de gás natural a curtas distâncias (cerca de 160 km),

fatores insuficientes para tornar o gás natural competitivo com o carvão e o petróleo.

Fora dos EUA o gás natural começou a ser utilizado na Alemanha (1911), Hungria,

Itália (1931), França (1939), Japão (1907), Romênia e URSS. No início da década de 1950 o

gás natural assumiu importante participação na reconstrução do Leste europeu. Fora do bloco

socialista as descobertas mais importantes foram ao campo gigante de gás não associado de

Lacq (França, 1957) e Groningen (Holanda, 1959). Na América do Sul a Argentina explorou

as reservas de Comodoro Rivadavia tornando-se o primeiro país da região a aproveitar o gás

natural, construindo em 1949 um gasoduto de 1.605 km ligando as reservas a Buenos Aires.

Nas décadas seguintes, a melhoria tecnológica dos gasodutos tornou o gás natural

competitivo economicamente. Nos EUA 10 gasodutos foram construídos entre 1927/31 e em

1938 foi promulgado o primeiro marco regulatório, porque as autoridades consideravam a

indústria do gás natural um monopólio natural. A expansão do uso do gás natural ocorreu

durante a Segunda Guerra, quando se combinaram a necessidade de se encontrar matérias-

primas capazes de substituir o petróleo com a descoberta de novas jazidas de gás natural.

Em 1960 o consumo de gás natural limitava-se aos países até aqui citados, sendo que

os EUA e URSS concentravam mais de quatro quintos da demanda mundial. Nos anos 60 a

indústria expandiu-se em razão dos novos aperfeiçoamentos tecnológicos no transporte

(gasodutos e a introdução do primeiro navios criogênico), da demanda por novas fontes de

energia e das maiores vantagens industriais e ambientais do gás natural. O choque do petróleo

de 1973 estimulou ainda mais a expansão (Laureano, op. cit.).

Conforme Cecchi (op. cit.) existem quatro pontos em comum das diversas

experiências internacionais que revelam a natureza econômica do gás natural: 1) sua reduzida

importância até bem pouco tempo; 2) nos EUA e Europa o crescimento ocorreu após a

descoberta de abundantes jazidas relativamente próximas às grandes aglomerações urbanas e

em função das rigorosas condições invernais, fatos geográficos determinantes em se tratando

de uma fonte não renovável com elevado custo de transporte; 3) as grandes cidades européias

e norte-americanas já dispunham de extensas redes de distribuição para o gás manufaturado

do carvão o que facilitou a substituição no abastecimento residencial e público (companhias

municipais de iluminação, hospitais, empresas e imóveis públicos); e 4) descobertas de

jazidas abundantes e distantes tornaram a expansão da capacidade de transporte um elo crucial

para sustentar o crescimento do consumo durante um longo período de tempo. Neste caso

alguns gasodutos são os responsáveis por consolidar mercados de dimensões continentais,

como o Big Inch e o Little Big Inch, (EUA, 1947) e o Transiberiano (URSS, 1973).

2.3.2. A Estrutura da Indústria do Gás Natural

Como indústria do setor de infra-estrutura a IGN apresenta seus elementos típicos:

estrutura em cadeia produtiva, as especificidades dos ativos, a forma de organização, os

ganhos econômicos e a estrutura de mercado.

O gás natural é uma das fases físicas que assume o petróleo (ver anexos) e por isto

pode ser encontrado dissolvido no petróleo (quando é chamado de “gás associado”) ou

separadamente (quando é chamado de “gás livre” ou “não associado”) através dos mesmos

processos exploratórios utilizados para encontrar petróleo. Por essa razão a primeira atividade

da indústria do gás natural é dita upstream, que é escopo da E&P do petróleo. Isso implica

também no fato de que normalmente as mesmas companhias que operam na indústria do

petróleo também operam na indústria de gás natural.

As diferenças entre a indústria do petróleo e a indústria do gás natural originam-se na

decisão de utilização deste último. O gás natural pode ser queimado (se não há como

reaproveitá-lo), utilizado no próprio sistema de produção (processos de re-injeção e gás lift) a

fim de aumentar a recuperação de petróleo do reservatório ou destinado a comercialização. Se

o gás natural for destinado a comercialização ainda nesta fase ele é submetido a uma primeira

separação na qual se retira a água, as partículas sólidas (pó e outros), agentes corrosivos,

impurezas, os hidrocarbonetos líquidos e os compostos de enxofre.

A segunda atividade é o midstream e diz respeito ao transporte de gás natural bruto ou

não. Aqui existem cinco opções, sendo a primeira os gasodutos. Nesse caso, através de uma

estação de compressão, o gás natural é introduzido no gasoduto com uma pressão de 100 a

150 kg/cm

, mas por força do fluxo, há uma perda de energia por atrito e a pressão decai até

cerca de 30 a 40 kg/cm

ao longo da tubulação, sendo necessário, então, outra estação de

compressão para elevar a pressão e permitir a continuidade do fluxo do produto. Este ciclo

pode ser repetido várias vezes, permitindo atingir grandes distâncias.

Gasodutos são ativos específicos que configuram um monopólio natural e propiciam

grandes economias de escala. Concentram também os elevados riscos advindos dos grandes

custos de construção dos dutos (cerca de US$ 680.000,00 por quilômetro) e das plantas de

compressão, bem como da sua especificidade funcional e a imobilidade do investimento.

Desta forma a decisão pela construção de um gasoduto está associada à sua extensão, o fluxo

máximo requerido à demanda de pico, o número de estações de compressão, trade-off entre o

diâmetro do duto, condições de licenciamento ambiental, condições gerais de localização e

condições geográficas do percurso escolhido (Laureano, op. cit.).

Como o investimento é extremamente rígido e os ganhos de escala e a amortização dos

custos são ambos obtidos ao longo do tempo os contratos normais de construção e operação

de gasodutos normalmente são de longo prazo, do tipo "take or pay" (pague mesmo sem

consumir) e os preços do gás (e também para fins de taxação) são fixados por volumes no tipo

de cobrança “boca do poço”, ou seja, na origem da fonte produtora. Por sua vez, prazos

longos originam uma série de compromissos entre as partes, do fornecedor que tenha reservas

e sistema de transferência e o consumidor que tenha mercado para absorver a produção.

Uma preocupação adicional é com a estabilidade econômica/política dos parceiros

visto que os contratos são longos e a ligação entre as partes é física (dutos) e uma reviravolta

do cenário político pode inviabilizar o empreendimento. Isto explica porque as companhias

fazem tais investimentos quando há garantias de retorno e porque eles normalmente

diminuem os riscos de perdas operando em segmentos complementares ao gás.

A segunda opção de transporte é o Gás Natural Liquefeito (GNL, ou LNG) processo

em que o gás natural é conduzido a plantas de liquefação onde é resfriado a –161,45

quando passa do estado gasoso para o líquido, ocupando 1/615 avos do volume original. O

GNL então é embarcado em caminhões, navios ou trens criogênicos capazes de manter as

condições de liquefação. Uma vez no destino plantas de regasificação devolvem ao gás

natural a sua condição normal, quando então pode ser transportado por outros meios.

Esta opção de transporte também propicia ganhos de economia de escala exigindo

grandes investimentos

nas plantas de liquefação, regasificação, transporte e armazenagem,

que exigem rígidas normas de segurança, bem como um preciso agendamento de entregas.

Por estas razões esta opção também apresenta grande rigidez nos investimentos e exige

contratos longos para sua amortização, tornando-se competitiva com os gasodutos a partir de

distâncias de 2.000 km offshore e de 3.800 km onshore para volumes de 8,33 mm

/dia, mas

distancias superiores a 6.000 km os volumes devem ser maiores de 69,44 mm

/dia.

A terceira opção de transporte é através do Gás Natural Comprimido (GNC) onde o

gás natural é comprimido em cilindros contendo carvão ativado (que facilita a aglutinação das

moléculas do gás natural), o que permite o transporte por caminhões e trens. Esta opção serve

para atender pequenos consumidores a médias distâncias, onde o volume comercializado não

justifica a construção de infra-estrutura de transporte e distribuição.

A quarta opção é convertendo o gás natural em compostos e derivados (como metanol

e amônia) e depois transportar estes.

A quinta opção de transporte é o Gas to Liquides (GTL, ou Gás Natural a Liquido),

uma aplicação modernizada do processo alemão Fischer-Tropsch (desenvolvido em 1926)

para produzir combustíveis líquidos (gasolina, querosene e óleo diesel) a partir do gás natural.

Na atividade de downstream é feita a distribuição e armazenamento de gás natural em

locais próximos dos consumidores (domicílios, indústrias, plantas termoelétricas e pólos

petroquímicos). O armazenamento pode ser feito em aqüíferos, cavernas, minas de sal,

reservatórios esgotados de petróleo e gás natural ou em cavernas criogênicas sob a forma de

GNL. A armazenagem é utilizada para regularizar o fluxo de entrega final do gás que ocorre

próximo aos centros consumidores, sendo empregada para aliviar a demanda em momentos de

pico, reduzir as flutuações de entrega e balancear o sistema de transporte.

Uma planta de liquefação com capacidade para processar 19 mm

/dia exige um investimento de US$ 2

bilhões. Uma planta de regasificação capaz de processar 8 mm

/dia exige um investimento entre US$

300 e US$ 600 milhões. Um navio criogêncico capaz de transportar 125.000 m

custa US$ 225 milhões

e em qualquer caso a frota mínima necessária é de 4 a 6 navios.

Na atividade de comercialização os diferentes agentes vendem o gás natural seja no

mercado interno ou mercado externo. Como os custos desta atividade são bem mais baixos do

que os existentes no upstream e misdream é possível diversificar a concorrência.

Na IGN a atividade de transporte é o principal alvo de regulação, porque aqui se

concentra elementos típicos do setor de infra-estrutura. Assim, a introdução da concorrência

no setor gasífero baseia-se no princípio de livre acesso à estrutura de transporte, obrigando o

proprietário a disponibilizar a capacidade ociosa dos gasodutos para o uso dos agentes

interessados, mediante a cobrança de tarifas. Para tal, os órgãos reguladores responsáveis

devem determinar os procedimentos para divulgação das disponibilidades de capacidade, os

prazos e as normas para firmar contratos de transporte, o controle do sistema tarifário do

transporte, entre outros aspectos relativos a esta atividade.

Afinal, a terceira atividade é dita downstream e diz respeito a separação do gás natural,

operação realizada nas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), instalações que

retiram o vapor d´água, o fraciona em derivados e padroniza sua composição adequando-o ao

consumo final. Os derivados obtidos nesta fase são: o metano (principal componente do gás

natural), o etano (matéria-prima petroquímica), o propano e butano (que formam o GLP) e

outros hidrocarbonetos pesados (que formam a gasolina natural). O etano, propano e butano

também são chamados de “frações nobres”. Quando o gás natural contém porcentagens de

metano iguais ou maiores que 90% é também chamado de “gás seco”, quando contém

percentagens menores de metano (indicando a presença de frações nobres) é também

chamado de “gás úmido”. Dependendo dos volumes de gás natural a construção de várias

UPGNs podem ser necessárias, o que torna o empreendimento arriscado, em especial porque

essas instalações são de uso específico e não transferíveis.

A tendência do gás natural é deslocar o petróleo porque apresenta uma série de

vantagens, como apresentado no quadro 2.3:

Quadro 2.3.: As Vantagens do Gás Natural

Vantagens Macroeconômicas

# Atração de capitais e risco externo;

# Aumento da oferta de empregos;

# Dispensa o aquecimento para queima;

# Disponibilidade ampla, crescente e dispersa;

# Diversificação da matriz energética;

# Elimina custos com estocagem

# Fontes de importação regional;

# Geração de energia elétrica junto aos

centros de consumo;

# Maior competitividade das indústrias;

# Melhoria do rendimento energético;

# Redução do custo do transporte;

Fonte: www.gasenergia.com.br, 2004

Vantagens Ambientais e de Segurança

# Baixa presença de contaminantes;

# Composição química constante;

# Dispensa a manipulação de produtos químicos

perigosos;

# Dispensa tratamento dos afluentes da queima;

# Dispensa tratamento dos gases de exaustão;

# Não apresenta restrições ambientais;

# Não emite partículas (cinzas);

# Não implica em desmatamento;

# Pode ser usado em veículos;

# Rápida dispersão de vazamentos;

# Reduz a emissão de partículas;

Vantagens Para o Usuário

# Admite grande variação de fluxo;

# A queima é direta no produto;

# Custo competitivo

# Dispensa aquecimento no inverno;

# Elevado rendimento energético;

# Fácil adaptação das instalações existentes;

# Maior vida útil dos equipamentos;

# Menor corrosão dos equipamentos;

# Menor custo de manuseio;

# Menor espaço para armazenamento;

# Menor manutenção de equipamentos;

# Permite a regulação da combustão;

# Permite a utilização da rede existente;

# Possibilita curvas de temperatura ideais;

# Redução das doenças respiratórias;

. Estas vantagens permitem que o gás natural seja utilizado com grande eficiência nas

seguintes atividades (site www.gasenergia.com.br):

- Aplicações Automotivas: neste bloco temos o uso do gás natural como combustível de

veículos automotores. Envolve também as atividades de instalações de reabastecimento nos

postos de serviço ou estações de compressão.

- Aplicações Comerciais: neste bloco temos o aquecimento de água e de ambientes,

combustível para cocção, lavanderias comerciais e hospitalares, condicionamento de ar e

iluminação em locais onde não há disponibilidade de energia elétrica e refrigeração.

- Aplicações Industriais: a chama do gás natural é de melhor qualidade e mais constante que a

de outras fontes, por isto ele é amplamente utilizado em processos industriais que necessitam

de queima (fabricação de alimentos e bebidas, cerâmica, papel e celulose, cimento, vidro,

têxteis). Além disso, o gás natural pode ser utilizado na mineração/pelotização,

processamento de materiais não-ferrosos e ferro-ligas, como redutor siderúrgico (fabricação

de ferro gusa e aço), como matéria-prima na indústria petroquímica/gasquímica (produção de

plásticos) e na indústria de fertilizantes (produção de amônia e uréia), na geração de energia

elétrica, aquecimento direto, calor de processo e climatização de ambientes.

- Aplicações Residenciais: neste bloco estão a cocção de alimentos, o aquecimento doméstico,

a refrigeração e iluminação doméstica.

2.4. As Indústrias Escopo do Petróleo e do Gás Natural

Tanto a geração de energia termelétrica quanto a petroquímica tem origem no escopo

do refino do petróleo e da separação do gás natural, constituindo-se, por razões de ordem

econômica, financeira, técnica e tecnológica em importantes alternativas de investimentos

para as companhias petrolíferas. Assim, nesta parte faremos breves comentários sobre a

indústria petroquímica e a geração termelétrica a partir do gás natural, modais que atualmente

tem mais atraído à atenção da indústria petrolífera. Entretanto, cabe ressaltar que a

petroquímica como um todo é uma indústria independente, sujeita a uma estrutura industrial e

regulatória especifica e que a geração de energia elétrica a partir do gás natural constitue-se

num dos elos da cadeia da indústria de geração de elétrica, estando, portanto igualmente

sujeita a uma estrutura industrial e regulatória diferenciada.

2.4.1. A Indústria Petroquímica

A indústria petroquímica mundial (IPQ) resulta da economia de escopo da IMP e da

IGN (também são chamadas de gasquímicas as petroquímicas que utilizam apenas as frações

nobres do gás natural). As companhias petrolíferas tendem a atuar na petroquímica por razões

defensivas (amenizar os altos custos da linha vertical petrolífera), financeiras (obter os altos

retornos propiciados por esta indústria) e estratégicas (a petroquímica é uma indústria

naturalmente complementar a indústria petrolífera).

2.4.1.1. A Evolução da Indústria Petroquímica

Nas plantas, o eteno (ou etileno) atua como hormônio inibidor do crescimento e

estimulante do amadurecimento dos frutos. Em 2000 a.C. os egípcios descobriram a função

do eteno porque sabiam que furando os frutos dos sicômoros (uma espécie de figueira) ele

liberava látex que, acreditavam, acelerava o amadurecimento dos frutos. Depois, derivados

químicos foram produzidos em escala laboratorial a partir de outros compostos metabolizados

pelas plantas. Apenas em 1845 o alemão August W. Von Hofmann destilou pela primeira vez

o alcatrão de hulha (um tipo de carvão) obtendo o benzeno, criando a indústria carboquímica.

Em 1856 o inglês William H. Perkins obteve o primeiro corante sintético, a malva, a partir da

anilina, outro derivado do alcatrão de hulha. A partir daí a produção de corantes sintéticos

estimulou o crescimento da indústria carboquímica. Somente em 1872 foi obtido da

combustão do gás natural um composto não carboquímico, o carvão amorfo (negro-de-fumo).

As principais indústrias químicas

se estruturaram então com base na carboquímica.

Em 1913, com a introdução do cracking catalítico do petróleo, as refinarias começaram a

produzir uma nova série de subprodutos (entre eles os gases e a nafta) que eram tratados como

rejeitos e vendidos para as companhias químicas que a partir deles produziam etileno. Mas

isto não modificou a base carboquímica. Ainda tendo como matéria-prima o alcatrão de hulha,

em 1919 George O. Curme Jr patenteou a técnica de produção comercial do etileno, utilizada

pela Union Carbide na planta inaugurada em Clendenin (Virgínia Ocidental) em 1920.

A conexão entre a indústria do petróleo e a indústria química nasceu por acaso em

1919. A SONJ enfrentava problemas de corrosão numa estação de tratamento de gás natural,

que se acreditava causada pela presença de umidade e de ar no gás de alimentação. Após os

Entre elas (com as respectivas datas de fundação): as alemãs AGFA (1867), BASF (1865), Bayer (1863),

Cassela (1789), Celanese (1863) e Höchst (1863); a belga Solvay (1861); a britânica ICI (1926); a

francesa Rhône-Poulenc (1801); as norte-americanas Allied-Signal (1920), American Cyanamid (1903),

Dow Chemical (1892), E.I. du Pont du Neumors (1802), Monsanto (1901) e Union Carbide (1917) e as

suíças CIBA (1859), Geigy (1758), La Roche (1896) e Sandoz (1886).

testes se concluiu que o problema poderia ser resolvido desoxidando o gás, combinando o

oxigênio com os hidrocarbonetos do próprio gás. Surpreendentemente, houve a oxidação

parcial dos hidrocarbonetos com a formação de compostos até então obtidos apenas em escala

laboratorial, entre eles o acetaldeído, acetona, álcoois superiores, formaldeído e metanol.

A união definitiva entre a indústria petrolífera e a indústria química ocorreu em 1920

quando a SONJ e Union Carbide construíram em sociedade em New Jersey a primeira planta

petroquímica do mundo que produzia álcool isopropílico, matéria-prima de cosméticos. Em

1923 a Union Carbide inaugurou uma planta petroquímica para produzir etileno.

Nos anos seguintes o potencial da indústria petroquímica ficou claro com a produção

da primeira borracha sintética na Alemanha (1930), do polietileno na Grã-Bretanha (1932) e

do nylon nos EUA (1935), mas foi a intensa demanda de matérias-primas (para produção de

borrachas e explosivos) na Segunda Guerra que propiciou um crescimento vertiginoso da

indústria petroquímica. Ao final do conflito ela já estava consolidada na Alemanha e EUA.

Após a guerra a indústria petroquímica superou a carboquímica na Europa Ocidental e

no Japão porque além do petróleo ser mais barato e abundante, os processos produtivos dos

seus derivados intermediários eram mais acessíveis e econômicos e rendiam frações químicas

leves (etileno, propileno, etc.) em proporção muito maior do que o alcatrão de hulha.

Apesar ser um ramo industrial independente da indústria petrolífera, a petroquímica

tem com ela vínculos estreitos por que: 1) demanda as frações químicas leves das refinarias;

2) seus derivados têm alto valor agregado; e 3) possibilita, através da obtenção de economias

de escopo, a expansão das atividades petrolíferas e ganhos adicionais elevados. Assim, no

transcorrer dos anos todas as grandes companhias petrolíferas criaram um ramo petroquímico:

Shell (1929), Chevron (1940), BP (1947), Gulf Oil (1952) e Texaco (1955).

A partir da década de 1950 os sintéticos petroquímicos passaram a fazer parte do

quotidiano, substituindo incontáveis produtos naturais, entrando no processo de produção de

virtualmente quase todos os produtos sintéticos hoje conhecidos.

2.4.1.2. A Estrutura da Indústria Petroquímica

A IPQ deriva do escopo da IMP e da IGN e também é uma indústria do setor de infra-

estrutura, apresentando seus elementos típicos: a cadeia produtiva, as especificidades dos

ativos, a forma de organização, os ganhos econômicos e a estrutura de mercado.

As principais matérias-primas da IPQ são: a nafta (obtida do refino do petróleo), o

etano e o propano (obtidos do refino do petróleo ou da separação do gás natural). Através de

três atividades essas matérias-primas são convertidas em produtos diferenciados e

diversificados que entram no processo produtivo da atividade seguinte até se chegar aos

produtos finais (Brink & Shreve, 1997):

1. As indústrias de primeira geração: convertem as matérias-primas em produtos

petroquímicos básicos, entre o quais o eteno (cuja produção é balizadora da IPQ), o propeno e

o butadieno (ditos oleofinas), o benzeno, o tolueno e paraxileno (ditos aromáticos).

Secundariamente são produzidos combustíveis e solventes.

2. As indústrias de segunda geração: convertem os produtos petroquímicos básicos em

produtos intermediários como o acetato de vinila, ácido acrílico, acrilonitrila, amoníaco,

anilina, estireno, fenol, isopreno, óxido de etileno, óxido de propeno, uréia, entre outros.

3. As indústrias de terceira geração: convertem os produtos intermediários em produtos finais.

Os produtos finais ultrapassam o número de 5.000 sendo os principais os ácidos salicílicos,

ácido sulfúrico, agrotóxicos, álcoois, aldeídos, borrachas, cetonas, corantes, detergentes,

enxofre, explosivos, fertilizantes, fibras sintéticas, hidrogênio, isopores, plásticos, resinas,

solventes, tensoadores, tintas, entre outros.

Os produtos finais são utilizados pelas indústrias de transformação para produzir

adesivos, alimentos, calçados, cosméticos, embalagens, garrafas, fios e cabos elétricos,

materiais de construção, medicamentos, peças, roupas, tubos e conexões, entre outros.

A despeito do enorme volume de produtos finais e da intensidade de processos (até 45

etapas são necessárias deste o upstream até a obtenção do produto final) a IPQ absorve apenas

entre 3% e 5% do total de derivados do gás natural e do petróleo, mas estes derivados não

apenas apresentam preços elevados

como à medida que o fluxo produtivo avança mais valor

é agregado ao produto seguinte de forma que o preço de um produto da indústria de 3ª

geração pode variar de US$ 1.000,00 a US$ 4.000,00 por tonelada. Devido a essa agregação

de valor calcula-se que a indústria petroquímica fature US$ 1,7 trilhão por ano com

crescimento médio de 3% a.a. (Brink & Shreve, op. cit.).

Historicamente as companhias petrolíferas procuraram obter a integração estrutural

com as companhias petroquímicas, controlando o processo produtivo desde a produção de

matérias-primas até as indústrias de terceira geração, algo que ocorre por uma série de razões:

O óleo combustível, o asfalto, e a gasolina não passam de US$ 100,00 ou US$ 200,00 a tonelada, enquanto o

preço da nafta é em média 8 vezes superior.

os ganhos e sinergias advindos da integração dos ativos de gás e petróleo com o setor

petroquímico, a possibilidade de balanceamento dos ciclos refino-petroquímica, a

diversificação em produtos de maior valor agregado, o barateamento das matérias-primas, a

redução dos custos através da escala de produção e competitividade e fato da IMP ter na IPQ

uma forma a mais para recuperar seus custos de produção.

Em função disto, conforme Garcia, Hiratuka e Sabbatini (in: Barreto, Neto, Souza,

2003) a indústria petroquímica mundial segue três modelos estruturais: 1) as grandes

companhias petrolíferas, que mantém suas atividades concentradas nas atividades petrolíferas,

possuindo atividades na indústria petroquímica (como a BP, Chevron, ExxonMobil, Petronas,

Shell, Sinopec, Total, entre outras); 2) as grandes companhias petroquímicas, que mantém

suas atividades concentradas na indústria petroquímica, possuindo ou não complementos na

indústria química (como a Braskem e da Suzano entre outras); e 3) as grandes companhias

petroquímicas/químicas, que mantém suas atividades concentradas nas atividades

petroquímica/química, o que as permitem diferenciar seu produto e incorrer em margens de

rentabilidade superiores (Seria o caso da BASF, Bayer, Dow Chemical, E.I. Du Pont du

Neumors, Höchst, entre outras). Atualmente também existem as companhias petrolíferas que

procuram uma maior integração entre o refino-petroquímica (como a da PDVSA, Pemex e

Petrobras) e as companhias focadas em química fina (como a Degussa e a DSM).

Além da diversificação dos produtos, agregação de valor e dos vínculos entre IMP e

IPQ outra característica desta é a sua ciclicidade. A decisão de investir na IPQ oscila de

acordo com a volatilidade dos preços do petróleo e da paridade das taxas de câmbio, da

flutuação das taxas de crescimento da demanda mundial e inovações tecnologias, mas quando

se decide pela ampliação da capacidade produtiva instalada os investimentos devem ser

concentrados nas indústrias de primeira e segunda geração, que normalmente resultam num

impacto produtivo proporcionalmente muito maior do que a capacidade de absorção pelo

mercado, gerando desajustes estruturais, que em três ou quatro anos resulta em sobre oferta de

produtos químicos e rebaixamento de preços (Kupfer, 2004).

Por sua vez essa ciclicidade estrutural determina os ciclos de aquisições, fusões e

formação de joint-ventures entre as companhias que ocorrem a cada 5 anos e são seguidos de

outros 5 anos de digestão (reestruturação dos ativos e racionalização dos ciclos). O último

ciclo ocorreu entre 1997/2002 produzindo um crescimento da integração entre as refinarias de

petróleo e as indústrias de primeira geração e uma elevação significativa do grau de

concentração industrial. Em meados dos anos 90 existiam 19 grandes companhias

petroquímicas: Amoco, Arco, BASF, Borealis, BP, Chevron, Dow Chemical, Exxon, Höchst,

Lyondell, Millenium, Mobil, Montell, Occidental, PCD, Phillips, Shell, Solvay, Union

Carbide, que se reduziram a 7

em 2005: Basell, Borealis, Chevron, Dow Chemical, Equistar,

Exxon e Innovene (Gomes, Dvorsak, & Heil, 2005).

A ciclicidade impacta também sobre a estrutura concorrêncial da IPQ na medida em

que a concentra em poucas empresas, configurando uma situação de oligopólio, mas

independentemente disso, a concorrência envolve outros fatores intra-firma e extra-firma. Os

fatores intra-firma dizem respeito às capacidades intrínsecas das companhias tais como o grau

de integração da cadeia petroquímica; a capacidade de inovação tecnológica (que exige

vultosos investimentos em P&D), mas em contrapartida, como os novos produtos

normalmente apresentam alto valor agregado (destacadamente na área de especialidades

químicas) estes as protegem das flutuações de preços; a constituição de fontes de rendas mais

perenes, como o licenciamento de tecnologias; e a eficiência produtiva das companhias

(capacidade de racionalizar trabalho e estruturas, otimizar os custos e a logística).

Os fatores extra-firma dizem respeito às questões como: o acesso a matérias-primas

baratas (as matérias-primas correspondem em média a 83% dos custos variáveis da IPQ); à

internacionalização da cadeia produtiva; a descentralização da produção; o compartilhamento

da capacidade produtiva com outras empresas; o acesso ao mercado consumidor (existência

ou não de barreiras à entrada, facilidade de transporte, etc.); o grau de regulação ambiental

(como normas de emissões) que tende a pressionar os custos; a política de concorrência (que

tende a dificultar as operações de consolidação); e as normas de patenteamento e

homologação de novos produtos (que tendem a encarecer a P&D).

2.4.2. O Gás Natural e a Geração de Energia Elétrica

A geração de energia elétrica a partir do gás natural foi impulsionada pela elevação do

preço do barril do petróleo após 1973, bem como pelo aumento da preocupação ambiental.

Contudo, a natureza fortemente irreversível dos investimentos energéticos, a especificidade

do capital envolvido e o elevado poder de mercado de que dispõem as empresas de energia

explicam certa inércia do setor. Assim, embora tenha demonstrado sua “vantagem custo”

desde meados da década de 1980, o impacto do avanço tecnológico na geração termelétrica a

A Basell é uma joint-venture formada pela BASF e Shell; a Chevron uniu seu setor petroquímico ao da

Phillips; a Dow Chemical comprou a Union Carbide em 1999; a Exxon absorveu o setor petroquímico

da Mobil; Innovene é o novo nome do setor petroquímico da BP e incluí os setores petroquímicos da

Amoco, da Arco e da Solvay.

gás natural não surgiu completamente. Ademais, ao longo da história, a sucessão de novas

fontes de energia não resultou no desaparecimento das formas precedentes de aproveitamento.

2.4.2.1. A Evolução das Termelétricas a Gás Natural

O aproveitamento do gás natural para produzir energia elétrica está associado ao

desenvolvimento das turbinas. A turbina mais simples é a de água (utilizada para mover as

mós dos moinhos) conhecida desde pelo menos 100 a.C. e posteriormente aperfeiçoada pelo

francês Benoît Fourneyron (1826), pelos norte-americanos James B. Francis (1849) e Lester

A. Pelton (1880) e pelo austríaco Viktor Kaplan (1913). Essas turbinas são atualmente

utilizadas nas usinas hidroelétricas.

A turbina a vapor, mais sofisticada, era conhecida do grego Hieron (cerca de 60 d.C.)

sendo aperfeiçoada pelo sueco Carl Gustav Patrik de Laval (1882) e pelo inglês Charles

Parsons (1884). Essas turbinas são atualmente utilizadas para movimentar navios e na geração

de energia elétrica a partir de usinas nucleares e termelétricas.

Segundo Usher (1993) a história da turbina a gás começa em 1791 com o trabalho do

inglês John Barber. Em teoria tal turbina podia atingir até 75% de eficiência

, fator muito

mais alto que a encontrada no motor a gasolina (até 25%) ou diesel (até 35%), mas logo

surgiu um obstáculo prático: encontrar materiais que resistissem a temperaturas de 625

Porém, devido à eficiência prevista em teoria, se fez grande esforço entre 1791 e 1903 no

sentido de se obter uma turbina a gás viável. Neste sentido os trabalhos mais importantes

foram do alemão Friedrich Stolze (1872), do norueguês Egidius Elling (1903), dos franceses

Armengaud e Lemale (1903/06) e do alemão Holtzwarth (1911).

A partir dos anos 30 as possibilidades da turbina a gás como propulsor de aviões

estimularam as pesquisas teóricas em diferentes países, entre elas as do pioneiro inglês Frank

White (1929), do italiano Secondo Campini (1931), da firma alemã Junkers Motoren

(1936/38) e do húngaro György Jendrassik (1938). Como resultado desses aperfeiçoamentos

em 1939 a Suíça instalou em Neuchâtel a primeira planta com turbina a gás para produzir

energia elétrica e testou sua possibilidade numa locomotiva. Apenas em 1944, com o

aperfeiçoamento da metalurgia, a firma inglesa Rolls-Royce apresentou as primeiras turbinas

eficientes, instaladas num avião Gloster.

No caso de motores térmicos se entende que eficiência é a razão entre a energia transformada em trabalho

mecânico e energia despendida. No caso da turbina a gás é a relação mais alta conhecida.

Em 1963 foi testado o conceito do ciclo combinado (combined cycle gas turbine,

CCGT ou CCPS), processo que visava reduzir as perdas com os gases de escape (os “gases de

exaustão”) da turbina a gás. Os gases de exaustão eram canalizados para uma caldeira de

recuperação de calor para produzir vapor que alimentava uma turbina a vapor para gerar

potência adicional. Essa montagem ficou conhecida como tipo 1+1 (uma turbina a gás

acoplada a uma turbina a vapor

). Na década de 70 foram construídas as primeiras CCPS de

pequeno porte (entre 15 mW a 20 mW) que apresentaram rendimento de 40%.

O desenvolvimento da turbina a gás continuaria e nas décadas de 1970/80, a partir de

turbinas de aviões (ditas aeroderivadas), foram concebidas as atuais turbinas a gás destinadas

à geração de eletricidade. Com sua introdução, pela primeira vez em dois séculos, no que se

refere ao aproveitamento energético, a redução do custo de produção não está ligada aos

ganhos de escala

(Cecchi, op. cit).

2.4.2.2. As Vantagens das Termelétricas a Gás Natural

A geração de energia elétrica a partir do gás natural está estruturalmente vinculada a

IGN até o momento que o gás natural penetra na usina. Depois disto começam a surgir

algumas particularidades, a começar pelas vantagens frente às usinas termoelétricas a óleo:

1. Causam menor dano ambiental: a queima do gás natural é isenta de enxofre e de cinzas,

gera menos chuva ácida e produz menos gás carbônico por kW gerado;

2. O menor custo de construção, devido a entre outros fatores: a menor área necessária para

sua construção, a dispensa de custosas instalações de desulfurização e eliminação de cinzas

exigidas pelas térmicas a carvão e a óleo, a dispensa de áreas para estocar carvão e/ou tanques

de óleo, o menor tamanho das chaminés (75 m) que podem ser construídas em aço, enquanto

as usinas a carvão e óleo exigem chaminés maiores (250 m) construídas em concreto. No total

uma usina a carvão e óleo é 80% mais cara que a gás natural;

3. Os menores custos operacionais em vista do alto grau de automação das CCPSs;

4. A maior eficiência do que outros tipos de usinas. As melhores usinas a carvão atingem no

máximo 40% de eficiência térmica, os melhores motores diesel chegam a 44% de eficiência.

Atualmente as usinas podem ser configuradas no tipo 2+1 (duas turbinas a gás natural e uma a vapor), 3+1

(três turbinas de gás natural e uma a vapor), 4+1 (quatro turbinas de gás natural e uma a vapor) e 5+1

(cinco turbinas de gás natural e uma a vapor).

As plantas térmicas baseadas em turbinas a gás têm apresentado um custo de geração decrescente nas últimas

duas décadas, em função, principalmente, do aumento da eficiência dos equipamentos de geração, que

deve ser atribuído, particularmente, ao emprego de materiais mais resistentes às altas temperaturas e ao

resfriamento das palhetas da turbina.

Uma usina a gás natural concebida em CCPS atinge facilmente os 56% de eficiência térmica,

quase duas vezes a eficiência normal das usinas a carvão, nafta ou óleo combustível.

5. O prazo relativamente curto de construção do empreendimento. O prazo de construção de

uma usina CCPS não excede 2 anos, enquanto uma térmica a carvão ou óleo leva em média 3

anos e uma hidroelétrica pelo menos 8 anos;

6. A grande flexibilidade da configuração das usinas para oferta de eletricidade. Uma usina

em sistema CCPS tipo 1+1 pode ser projetada e instalada rapidamente para produzir 1, 2, 20,

60, 120, 200 e 330 mW satisfazendo assim diferentes necessidades. A mesma usina pode ser

rapidamente projetada nas configurações tipo 2+1, 3+1, 4+1 e 5+1 quando podem produzir

entre 360 e 990 mW.

7. Este tipo de usina ainda é passível de melhorias. Estudos apontam que o rendimento pode

atingir 70% (a temperaturas de 1.600

C, atualmente a temperatura máxima é de 1.450

C).

Também se estuda o uso da combustão seqüencial, onde há reaquecimento dos gases de

exaustão; a redução das irreversibilidades nas caldeiras de recuperação (com a geração de

vapor em diferentes níveis de pressão) e recuperação das perdas térmicas entre os dois ciclos,

com a diminuição da temperatura dos gases de exaustão.

8. Permite a cogeração, ou seja, a geração simultânea de energia elétrica e energia térmica. Os

gases de exaustão podem ser utilizados para gerar vapor numa caldeira especial (caldeira de

recuperação). Esse “sopro quente” da turbina também pode ser usado diretamente para

secagens ou para produção de água gelada por meio de um sistema de absorção.

As desvantagens das usinas a gás natural são as seguintes:

1. As usinas termoelétricas podem utilizar carvão e óleo residuais de custo menor, enquanto o

gás natural utilizado para geração de energia elétrica deve ser de alta qualidade;

2. As turbinas são extremamente sensíveis às variações climáticas, principalmente às

mudanças da temperatura ambiente;

3. Cerca 90% da água demanda por estas usinas é utilizada no sistema de resfriamento;

4. Ela emite óxidos de nitrogênio (NO

), entre os quais o dióxido de nitrogênio (NO

) e o

óxido nitroso (N

O). O NO

tem efeitos negativos sobre a vegetação e a saúde humana,

principalmente quando combinado com o dióxido de enxofre (SO

). O N

O é um dos

causadores do efeito estufa e contribuí para a redução da camada de ozônio;

5. Outra desvantagem diz respeito das turbinas a gás operando em ciclo simples, que gera

perdas por gases de exaustão, problema minimizado com as CCPS;

6. Estas usinas sofrem alterações de rendimento quando operam com cargas parciais;

7. Quando, por qualquer razão, a usina cessa de gerar energia elétrica há perda de

disponibilidade. A disponibilidade indica a percentagem anual de produção comparando as

horas de efetivo funcionamento com a totalidade das horas do ano. A disponibilidade média

de uma usina é de 90%. As perdas de disponibilidade mais comuns (entre 2 e 12% ao ano,

fixando-se em 5% em um horizonte de 5 anos) resultam das paradas programadas para

manutenção da turbina a gás (prevista para operar até 8000 horas sem interrupção), enquanto

as estatísticas apontam perdas (de 3% a 6%) por paradas resultantes de outros motivos.

Por ser uma indústria vinculada ao gás natural este tipo de geração de energia elétrica

pode ser feito tanto diretamente pelas companhias petrolíferas, o que tem se constituído em

fator comum, como por companhias independentes, mas ambos os casos apresentam os

elementos típicos do setor de infra-estrutura.

3. A PETROBRAS COMO ATOR ESTRATÉGICO

Em 2003 quando do cinqüentenário da Petrobras

, José Lima, então seu gerente de

Recursos Humanos, afirmou que antes da Petrobras a indústria do petróleo praticamente

inexistia no Brasil (Suslick, op. cit.). De fato, quando a estatal começou a operar em 10 de

maio de 1954 os desafios eram enormes. Ao mesmo tempo em que a companhia era

administrativamente estruturada era necessário formar a mão-de-obra (advogados,

economistas, engenheiros, geólogos, técnicos, etc.), obter tecnologia, fazer um imenso

trabalho científico (pesquisa geológica, química, etc.) e logístico.

Passados quase 55 anos poucos duvidam do sucesso da Petrobras. A estatal construiu a

infra-estrutura (dutos, sistemas de transporte e distribuição) que lhe permite operar num país

enorme como o Brasil, construíu três pólos petroquímicos e estimulou o desenvolvimento de

diversas áreas do conhecimento (economia, engenharia, geologia, química, etc.). Assim, neste

capítulo vamos apresentar as origens da Petrobras, suas principais características, processo de

reestruturação e seu sistema de subsidiárias.

3.1. O Difícil Nascimento da Petrobras

O decreto n

2.266 de 1858, assinado pelo Marquês de Olinda, deu a José Barros

Pimentel o direito de coletar betume às margens do Rio Marau, Província da Bahia, para

fabricar querosene de iluminação, mas foi o Decreto Imperial 352-A de 30 de abril de 1864

que deu ao inglês Thomas Denny Sargent uma “Concessão para prospecção e lavra do

petróleo no Brasil, no município de Camamu, na Bahia”, o primeiro do gênero petrolífero no

país. O resultado foi negativo. Insistiu-se. Em 1892 o fazendeiro Eugênio Ferreira de

Camargo, a expensas próprias, começou a perfurar um poço em Bofete (SP) que em 1897, ao

atingir 488 m, achou água sulfurosa. Este é tido como o primeiro poço do Brasil porque dele

se extraíram dois barris de petróleo.

Daí em diante foi longa a trajetória até a estruturação de uma companhia brasileira

tecnicamente capacitada no setor petrolífero, uma trajetória que culminou depois da Segunda

Guerra quando se conjugaram três interesses: o da população, melhor informada sobre o papel

do petróleo; o dos militares preocupados desde o final da Primeira Guerra Mundial com o

papel estratégico do petróleo, tendência reforçada após a Segunda Guerra; e o do governo,

preocupado com a construção da infra-estrutura ante as perspectivas de desenvolvimento

Conforme a grafia presente no atual estatuto em substituição ao nome Petrobrás.

industrial. Um setor estratégico fundamental, a siderurgia, já havia sido encaminhado em

1946 com a inauguração da CSN. Com a possibilidade de crescimento industrial as novas

rodovias eram vitais para interligar as principais cidades brasileiras, elevando a demanda de

asfalto e de combustível.

A disputa em torno do petróleo brasileiro, logo polarizado em dois extremos, centrou-

se numa questão: quem conduziria a indústria petrolífera? De um lado estavam os defensores

da interdependência (chamados “entreguistas”), grupo liderado pelos grandes órgãos de

imprensa, empresários, banqueiros, grandes comerciantes e os representantes do capital

externo que queriam a participação do capital internacional na indústria petrolífera nacional.

De outro lado estavam os nacionalistas liderados pelo General Julio Caetano Horta Barbosa e

pelo General Salvador César Obino que contavam com a simpatia de muitos oficiais das

Forças Armadas, bem como de estudantes e políticos de esquerda. Este grupo exigia o

monopólio estatal do petróleo.

Os acontecimentos de 1947 trouxeram novas dimensões ao problema. Em fevereiro o

presidente Dutra pediu que o CNP (Conselho Nacional do Petróleo, criado pelo Decreto Lei

395 de 29 de abril de 1939) fizesse um estudo sobre o assunto. No dia 21 de abril, enquanto

com o estudo estava em andamento, o Clube Militar do Rio de Janeiro deu início a uma série

de conferências sobre a questão do petróleo (que se estenderam até 16 de setembro de 1947),

onde se contrapuseram a posição “entreguista”, defendida pelo General Juarez Távora e a

nacionalista, defendida pelo General Horta Barbosa. Foram das conferências de Horta

Barbosa que nasceu o movimento fervoroso pela causa do petróleo nacional que teve sua

bandeira no slogan "O Petróleo é Nosso”.

Em outubro de 1947 o CNP chegou a um documento que desagradou a todos. Os

trustes pelas restrições porque queriam, entre outras coisas, o poder de decidir quando e onde

os poços seriam abertos, bem como o que fazer do petróleo, só pagando ao Estado as taxas e

os royalties. Os nacionalistas ficaram furiosos com a possibilidade de o capital estrangeiro

participar da exploração do petróleo brasileiro e articularam a mobilização popular. Em 21 de

abril de 1948 a UNE fundou o Centro de Estudos e Defesa do Petróleo (CEDP) ao qual

aderiram estudantes, parte da opinião pública, sindicalistas, políticos nacionalistas e o PC.

Tinham uma só exigência: o monopólio estatal da indústria do petróleo.

Neste clima adentrou ao Congresso a versão definitiva de uma lei sobre o assunto.

Depois de tramitar por 22 meses, em 3 de outubro de 1953 Getúlio Vargas sancionava a Lei

2.004 que determinava como sendo monopólio estatal: 1) a pesquisa e lavra das jazidas de

petróleo e outros hidrocarbonetos e gases raros; 2) o refino do petróleo nacional e estrangeiro

e 3) o transporte marítimo e terrestre de petróleo, derivados e de gases raros. Não era tudo. A

lei também determinava a criação de uma estatal que exerceria todas as atividades definidas

como monopolisticas e que só poderia operar fora do território nacional com autorização

expressa do Congresso Nacional, a Petróleo Brasileiro SA, a Petrobras.

3.2. A Crise do Setor Estatal e a Lei 9.478/97

Segundo Dias & Filho (2003) desde 1954 o Estado procurou atingir dois objetivos

através da Petrobras. O primeiro foi o estratégico, explorando todo o território nacional e

construindo um sistema capaz de garantir a segurança interna do abastecimento de petróleo e

derivados, bem como o de uma rede de distribuição capaz de atender todo o país. Para atingir

esse objetivo, após a crise de 1973 a Petrobras definiu uma meta nunca abandonada: alcançar

a auto-suficiência na produção de petróleo. O segundo papel foi econômico, onde a estatal

desempenhou quatro funções: 1) como geradora de renda nacional; 2) como poupadora de

divisas; 3) como grande investidora, gerando efeito multiplicador na economia nacional; e 4)

como geradora de superávit primário, papel que passou a ter em 1999.

Estes objetivos foram atingidos ao longo do tempo seja diretamente pela própria

Petrobras como pelas companhias do Sistema Petrobras (a rede de subsidiárias da estatal). Por

sua vez, Contreras (1994) demonstra que tanto à construção e consolidação da Petrobras como

do Sistema Petrobras obedeceram às prioridades, agendas, diretrizes e estratégias político-

econômicas dos grupos sociais que controlavam o maior acionista da companhia, o Governo

Federal. Ainda conforme Contreras nem sempre coincidiram as estratégias dos grupos no

poder Federal e dos dirigentes da estatal. A justaposição de interesses atingiu o auge durante o

regime militar (1964/85), quando a Petrobras desfrutou de grande autonomia, assumindo a

organização e estrutura que manteria até os anos 90. O período de maior tensão ocorreu nos

anos 80, quando o sistema produtivo e o aparelho estatal entraram em crise, resultando na

revisão ideológica do papel do Estado na economia.

Entre 1967/73 quando ocorreu o “milagre brasileiro” a Petrobras foi instrumento

fundamental para a construção do parque industrial brasileiro dentro da estratégia do “tripé”:

parcerias com a participação do capital estatal, do capital privado nacional e do capital

privado internacional. Nesta estratégia, o Decreto-Lei N

200 de 25 de fevereiro de 1967 foi o

instrumento que permitiu ao Estado assumir papel ativo da economia, através da

modernização da máquina administrativa e do aumentando das funções das estatais, que

seriam utilizadas como indutoras do desenvolvimento econômico (Contreras, 1994). Neste

momento o Estado evitou interferir nas estatais (por decisão própria e/ou falta de condições)

que detinham autonomia para decidir sobre usos e fontes de financiamento, não havendo

quaisquer controles sobre suas contas (tanto receita como despesa) que são incorporados ao

Balanço Geral da União (Marins, 2005).

Para Tavares (op. cit.) a retomada do projeto conservador no contexto da Guerra Fria

conduzida por Tatcher na Grã-Bretanha (desde 1979) e Reagan nos Estados Unidos (desde

1980), desencadeou um movimento financeiro/militar/político que levou à dissolução da

URSS em 1991. Neste processo enquanto nos países industrializados os ideólogos neoliberais

(como vimos) questionavam o papel do aparelho estatal de bem-estar social, os países do

Terceiro Mundo (entre eles o Brasil), excessivamente endividados junto ao sistema financeiro

internacional, começavam a sentir os efeitos negativos da recessão generalizada nos anos 70

agravada pelo choque de juros norte-americanos e do segundo choque do petróleo.

No Brasil, o Decreto N

84.128 de 29 de outubro de 1979 criava a Secretaria de

Controle das Estatais (Sest), indicando que a política econômica baseada nas estatais

começava a ser afetada pelos eventos internacionais. O Sest previa para 1980 a elaboração do

primeiro orçamento das estatais, definindo os dispêndios (correntes e de investimento) e as

fontes de financiamento, mas na prática, a dificuldade em estabelecer uma política adequada

de acompanhamento das estatais fez com que os instrumentos de controle se limitassem à

restrição dos gastos, desconsiderando aspectos fundamentais em sua administração, como a

avaliação de projetos e a consolidação dos objetivos estratégicos. O orçamento global de

dispêndios limitou a capacidade de ação das estatais enquanto que o orçamento anual era

determinado pelo orçamento do ano anterior acrescido dos gastos “justificados” pela elevação

dos custos operacionais, sem considerar projetos de longo prazo (Marins op. cit.).

No desenrolar dos acontecimentos os países do Terceiro Mundo foram tragados no

intenso rodamoinho da crise econômica mundial, que teve seu ápice em 1982 quando o

México decretou a moratória da dívida externa. As negociações que se seguiram à moratória

(conduzidas pelo FMI) foram no sentido de garantir o fluxo de pagamentos dos países

endividados, em troca de novas linhas de crédito no futuro. Esta política teve dois impactos

sobre o Brasil. A primeira foi a de comprometer a estratégia de utilizar as estatais como

indutoras do desenvolvimento econômico, para o qual contribuiu não apenas o baixo

crescimento econômico mundial e a baixa liquidez do mercado internacional, mas também as

exigências do FMI. No Balanço Geral da União sempre foram contabilizadas as despesas,

receitas e investimentos originados das estatais, mas para o FMI os investimentos das estatais

eram considerados como despesas, e como tal deviam ser eliminados. Para satisfazer as

pressões do FMI de controlar os gastos das estatais e utilizá-las como instrumento de política

de estabilização o mecanismo utilizado pelo governo foi o Sest (Marins op. cit.).

O segundo impacto foi conseqüência do primeiro, porque ao reorientar suas diretrizes

o Estado ficou incapacitado de manter o equilíbrio necessário das contas públicas o que

somado a estratégia de usar as estatais para alavancar o crescimento levou a um aumento do

déficit público. O baixo crescimento econômico externo e interno aliado à política adotada

para manter a máquina pública (através da emissão de moeda e elevação da carga tributária)

resultaram num quadro que persistiu durante toda segunda metade dos anos 80, a dita “década

perdida”: altas taxas de inflação e desemprego aliados à baixa taxa de utilização da

capacidade instalada, de investimentos e crescimento econômico (quadro comum, diga-se, a

quase todos os países do então Terceiro Mundo). O sintoma imediato da crise do aparelho

estatal foi o fracasso do II PND (Programa Nacional de Desenvolvimento) que previa

investimentos mais intensivos em tecnologia por parte do Estado, seguido da crescente

incapacidade de efetuar novos investimentos e na progressiva incapacidade do setor estatal

em responder as demandas da sociedade em termos de saúde, educação e infra-estrutura.

Neste período a Petrobras teve nova função: servir como instrumento de política

econômica, controlando a inflação e gerando superávit. O processo começou em 1982 após a

moratória da dívida, quando a estatal foi usada para fazer caixa utilizando, entre outros

mecanismos, a tática de vender no exterior o petróleo de Garoupa (mais caro por ser mais

puro) em troca de petróleo mais barato. A Petrobras ficava com a diferença da venda,

repassando-o ao Governo. Por causa disto 1982 foi primeiro ano em que a contabilidade da

estatal apontou prejuízo. Em 1983 Carlos Langoni, então presidente do Banco Central,

resolveu usar as linhas externas de crédito de US$ 1,5 bilhão da estatal para pagar as contas

do país o que levou a manchar a até então sólida imagem internacional da Petrobras.

A situação do país não melhorou no governo Sarney (1985/90), que combinou

redemocratização, populismo, altas taxas de inflação, pífio crescimento econômico e

endividamento externo crescente que levaram as tentativas mal sucedidas de controlar a

inflação e retomar o crescimento econômico (Planos Cruzado I e II, Plano Bresser) que

acabaram resultando na moratória da dívida externa, decretada em 25 de janeiro de 1987.

Neste ambiente a Petrobras teve sua autonomia rigorosamente reduzida pelo Governo

Federal, desejoso em controlar a inflação e evitar uma expansão do déficit público. Um dos

mecanismos adotados para controlar a inflação foi a virtual proibição da Petrobras em

reajustar os preços dos combustíveis

, devido ao potencial de reação em cadeia que tal

medida teria sobre a economia piorando uma situação inflacionária já terrível. Isto mais a

inadimplência dos órgãos de governo (estatais e autarquias) abastecidos fizeram a Petrobras

operar com preços muito defasados em relação ao mercado internacional. Além disso, a

Petrobras foi impedida de contrair empréstimos externos (num momento que a pesquisa em

alto-mar exigia grandes investimentos) porque eram contabilizados como gastos pelo

Governo e, portanto, severamente desaprovados pelo FMI. Juntas estas duas atitudes

acabaram comprometendo a capacidade de investimento e expansão da estatal, cuja

competência foi contestada, dando início inclusive à discussão sobre um eventual fim do seu

monopólio, bem como da sua possível privatização, perspectivas afastadas temporariamente

pela Constituição de 1988, que confirmou a posição monopolística da estatal.

Afinal, enquanto acirravam-se as disputas entre os condutores da política nacional e os

dirigentes da estatal, o Consenso de Washington de 1989 oficialmente trazia à tona a

discussão sobre a privatização de estatais na América Latina, que não deixou de atingir a

Petrobras (Contreras, 1994). A estréia das políticas neoliberais no Brasil ocorreu em março de

1990 quando o Banco Credit Suisse First Boston entregou um documento intitulado “Idéias

Preliminares para o Desenvolvimento de um Plano Diretor de Privatização” ao recém

empossado governo Collor (1990/92). O documento delineava um plano para a privatização

de áreas até então consideradas estratégicas como o setor elétrico, petroquímica, siderurgia e

telecomunicações. Um capítulo específico do documento intitulado “Petrobrás: Estratégias

Para a Privatização” sugeria a adoção de duas estratégias para privatizar uma companhia

considerada emblemática para o nacional-desenvolvimentismo: 1) privatizar as subsidiárias

existentes; 2) dividir a Petrobras em novas subsidiárias e privatizá-las. As estratégias foram

aplicadas logo a seguir. Em 15 de março de 1990 o Plano Collor I extinguia o CNP. Em 12 de

abril de 1990 duas leis atingiram diretamente a Petrobras. Pela Lei N

8.029 eram extintas a

Interbrás e Petromisa, enquanto a Lei no 8.031 criava a CDPND (Comissão Diretora do

Programa Nacional de Desestatização), que selecionaria as estatais passíveis de privatização.

Esta incluiu no programa de privatizações a Petrofértil e suas subsidiárias (em particular a

Fosfértil, Goiasfértil, ICC, Nitrofértil e Ultrafértil) e as subsidiárias da Petroquisa (em

particular a Copene, Copesul, PQU e a Salgema). Os autores das leis justificaram-nas com a

Via de regra os preços dos hidrocarbonetos e derivados eram congelados em níveis que ficavam abaixo dos

vigentes nos mercados mundiais de petróleo. Este mecanismo de controle da inflação foi extinto em

2/02/2002, mas seu saldo acumulado de US$ 368 milhões (em 31/12/2006) é registrado como ativo no

balanço patrimonial da Petrobras.

necessidade de concentrar a Petrobras no petróleo, sua principal atividade, bem como

promover a concorrência no setor petroquímico (Vidal, 2001). Finalmente, em 1 de fevereiro

de 1991 Collor fragmentava a Sest criando o Comitê de Controle das Empresas Estatais (CCE

atual Dest, que veremos a diante) com o objetivo de compatibilizar decisões setoriais relativas

às estatais com a política macroeconômica, estabelecendo diretrizes e parâmetros gerais,

setoriais ou específicos (Marins, op.cit.).

Após o interlúdio do governo Itamar Franco (1992/94), o governo Fernando Henrique

Cardoso (1995/01) adotou o ideário neoliberal, aceitando-o como única forma de alavancar o

país rumo à “modernização” (sic) e ao Primeiro Mundo (Moreira & Sarmento, 2003). Isso

acontecia ao mesmo tempo em que o Brasil buscava inserir-se numa economia globalizada. O

programa de reformas constitucionais do novo governo seria idealizado pelo economista Luiz

Carlos Bresser Pereira, que à frente do recém-criado Ministério da Administração Federal e

Reforma do Estado (MARE), propunha transferir do Estado para o setor privado às funções

que este pudesse executar melhor e reorganizar aquelas atividades que permanecessem sob

controle estatal de modo que a formulação de políticas e a regulação e a operação de serviços

fossem separadas (Marins, op. cit.).

Tais propostas implicavam na adoção de uma política que privatizaria as estatais e em

alterações administrativas que afetariam toda a ordem econômica. Neste contexto,

particularmente importante para a Petrobras foi o dia 7 de junho de 1995 quando o Congresso

Nacional aprovou a Emenda Constitucional nº. 9 quebrando o monopólio estatal do petróleo.

O processo de abertura consolidou-se em 6 de agosto de 1997 com a aprovação da Lei do

Petróleo 9.478/97 que teve dois resultados importantes. Em primeiro lugar era confirmado o

fim do monopólio da Petrobras, ficando abertas todas as atividades do petróleo e gás à

participação de empresas privadas, nacionais ou não, mas como parte dos acordos para a

aprovação da Lei 9.478/97, o senador José Sarney (PMDB/AC) exigira de FHC um

compromisso por escrito de não privatizar a Petrobras e que ela teria o privilégio de

exploração sobre as 29 bacias sedimentares que já identificara.

Em segundo, pela nova lei a União manteve a posse das jazidas de hidrocarbonetos

líquidos e gasosos, mas criou dois instrumentos para controlar as políticas do setor: o

Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), órgão de assessoria e consulta da

Presidência da República, incumbido de propor políticas nacionais e medidas específicas para

o setor; e a Agência Nacional do Petróleo (ANP), que substituiu a Petrobras como órgão

executor do gerenciamento e regulação do petróleo do país. A partir daí todas as regras

referentes ao gás e petróleo: controle de blocos potencialmente petrolíferos, condições de

lavra, refino, transporte, comercialização e distribuição são estabelecidos pela ANP a cujas

diretrizes todas as companhias interessadas, inclusive a Petrobras, devem se submeter.

3.3. A Petrobras Após a Lei 9.478/97

Pode-se dizer que o terceiro impacto da Lei 9.478/97 foi de ordem microeconômica

porque a extinção do monopólio obrigou a Petrobras a realizar uma completa reestruturação

interna, com o objetivo de internalizar os atributos capazes de fazê-la sobreviver num

ambiente concorrêncial. Esse complexo processo teve início em 24 de março de 1999 quando

FHC indicou Henri Phillipe Reichstul para a presidência da Petrobras. A reestruturação (em

que as questões técnico-estruturais como expostas no capítulo 2 podem ser consideradas o

núcleo rígido, determinando seu ritmo), implicava na adoção de 6 medidas: a ampliação da

participação do capital privado, a adoção de um novo modelo de gestão, o redirecionamento

estratégico, a reestruturação organizacional, a adoção de uma nova postura em SMS e

adequação das competências-chave da Petrobras. Veremos como se deu este processo

utilizando como base o documento intitulado “O processo de transformação da Petrobras: de

monopolista a referência como empresa estatal competitiva, (2007)”.

3.3.1. A Ampliação da Participação do Capital Privado na Petrobras

No mesmo dia em que Henri Phillipe Reichstul assumiu a presidência da Petrobras foi

realizada uma Assembléia Geral Ordinária que aprovou duas alterações estatutárias

indispensáveis para implantar a primeira medida reestruturante: a ampliação da participação

do capital privado na estatal, medida que tinha como objetivo alavancar a capacidade de

capitalização da Petrobras. Seriam mantidos os art. 1, 2 do estatuto de forma que a primeira

alteração acrescentaria os parágrafos 1 e 2 ao artigo 3 visando adaptá-la à Lei 9.478/97,

ficando a redação atual desses artigos como se vê abaixo (todos os excertos estatutários foram

retirados do Estatuto Social da Petrobras in: <http://www2.petrobras.gov.br/>. s/pág.):

Capítulo I Da Natureza, Sede e Objeto da Sociedade

Art. 1º A Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras é uma sociedade de economia mista,

sob controle da União com prazo de duração indeterminado, que se regerá pelas

normas da Lei das Sociedades por Ações (Lei nº. 6.404, de 15 de dezembro de 1976)

e pelo presente Estatuto.

O estatuto então vigente fora aprovado pelo Decreto nº 81.217 de 13 de janeiro de 1978, adaptando-o a Lei de

Sociedades Anônimas (Lei nº 6.404, de 15 de dezembro de 1976), ver Dias & Filho (2003).

Parágrafo único. O controle da União será exercido mediante a propriedade e posse

de, no mínimo, cinqüenta por cento, mais uma ação, do capital votante da

Sociedade.

Art. 2º A Petrobras tem sede e foro na cidade do Rio de Janeiro, Estado do Rio de

Janeiro, podendo estabelecer, no País e no exterior, filiais, agências, sucursais,

escritórios

Art. 3º A Companhia tem como objeto a pesquisa, a lavra, a refinação, o

processamento, o comércio e o transporte de petróleo proveniente de poço, de xisto

ou de outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos

fluidos, além das atividades vinculadas à energia, podendo promover a pesquisa, o

desenvolvimento, a produção, o transporte, a distribuição e a comercialização de

todas as formas de energia, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou

afins.

§ 1º As atividades econômicas vinculadas ao seu objeto social serão desenvolvidas

pela Companhia em caráter de livre competição com outras empresas, segundo as

condições de mercado, observados os demais princípios e diretrizes da Lei nº. 9.478,

de 6 de agosto de 1997 e da Lei nº. 10.438, de 26 de abril de 2002.

§ 2º A Petrobras, diretamente ou através de suas subsidiárias, associada ou não a

terceiros, poderá exercer no País ou fora do território nacional qualquer das

atividades integrantes de seu objeto social (...)

A segunda alteração implicava na remoção das restrições

para que às pessoas físicas

ou jurídicas, brasileiras ou estrangeiras, residentes ou não no país pudessem adquirir as ações

ordinárias da Petrobras (com direito a voto na Assembléia de Acionistas). Essa alteração não

afetaria a composição do capital social e a composição acionária da estatal, definidos no

estatuto como sendo:

Art. 4º O Capital Social é de R$ 32.896.137.750,00 (trinta e dois bilhões, oitocentos

e noventa e seis milhões, cento e trinta e sete mil e setecentos e cinqüenta reais),

dividido em 4.386.151.700 (quatro bilhões, trezentos e oitenta e seis milhões, cento

e cinqüenta e um mil e setecentas) ações sem valor nominal, sendo 2.536.673.672

(dois bilhões, quinhentos e trinta e seis milhões, seiscentos e setenta e três mil e

seiscentos e setenta e duas) ações ordinárias e 1.849.478.028 (hum bilhão,

oitocentos e quarenta e nove milhões, quatrocentos e setenta e oito mil e vinte oito)

ações preferenciais

(...).

Outrossim, a decisão implicava na inclusão dos novos atores através do espaço

deixado pela redução da participação acionária da União, que então detinha a propriedade e

posse (com ínfimas oscilações anuais) de 84,0398% das ações ordinárias e 49,0702% do

capital social da Petrobras. Consequentemente em 10/08/2000 a União fez oferta pública de

A sede da Petrobras localiza-se na Avenida República do Chile n

65, cidade do Rio de Janeiro/RJ.

Antes dessa alteração não eram admitidos acionistas estrangeiros e nem mesmo acionistas brasileiros casados

com estrangeiros.

Correspondem respectivamente a 57,8% e 42,2% das ações totais.

179.639.300 ações ordinárias da estatal nas bolsas de São Paulo e New York

. Com isso, a

atual divisão acionária assumiu a configuração apresentada na tabela 3.1 abaixo:

Tabela 3.1. Composição Societária da Petrobras em 31/12/2006

Nome Ações Ordinárias Ações Preferenciais Capital Social

Quantidade Porcentagem Quantidade Porcentagem Quantidade Porcentagem

União Federal 1.413.258.228 55,7130% 000.000.000 00,0000% 1.413.258.228 32,2144%

Demais pessoas Físicas e Jurídicas 207.513.817 8,1806% 594.757.698 32,1427% 802.271.515 18,2873%

BNDES Participações 47.246.164 1,8626% 287.023.667 15,5118% 334.269.830 17,6195%

ADR Nível 3 (Ações ON) 684.488.756 26,9837% 000.000.000 00,0000% 684.488.756 15,6026%

ADR Nível 3 (Ações PN) 000.000.000 00,0000% 676.900.544 36,5820% 676.900.544 15,4297%

Estrangeiros 73.044.091 2,8795% 291.682.789 15,7635% 364.726.880 8,3137%

FMP-FGTS Petrobras 111.122.616 4,3806% 000.000.000 00,0000% 111.122.616 2,5328%

Total 2.536.673.672 100,00% 1.850.364.698 100,00% 4.387.038.370 100,00%

Obs.:

1. As Ações Ordinárias correspondem ao Capital Votante, possuindo direito a voto na Assembléia de Acionistas.

2. As Ações Preferenciais não tem direito a voto na Assembléia de Acionistas

Fonte: Petrobras

As duas alterações estatutárias deveriam ser implementadas obedecendo ao art. 62 da

Lei 9.478/97 que reserva à União o controle da Petrobras através da propriedade e posse de no

mínimo 50% mais uma das suas ações ordinárias (condição observada no art.1 parágrafo

único do estatuto). Além de preservar o controle da União, esse limitador implicava no fato de

que a Petrobras ainda seria considerada uma estatal (embora a União detenha apenas

32,2114% capital social), porque a Medida Provisória no 1.677-55, de 29 de julho de 1998

art. 7, parágrafo único conceitua estatal como: “(...) as empresas públicas, as sociedades de

economia mista, suas subsidiárias e controladas e demais empresas em que a União, direta

ou indiretamente, detenha a maioria do capital social com direito a voto”.

3.3.2. A Adoção de Um Novo Modelo de Gestão

A Assembléia Geral Ordinária de 24 de março de 1999 também aprovou uma terceira

alteração estatutária para implantar a segunda medida reestruturante: a adoção de um novo

modelo de gestão para a Petrobras, que tinha como objetivos flexibilizar a administração,

contemplar as demandas dos novos investidores, restabelecer a autonomia perdida pela estatal

em 1982 e adequá-la às práticas definidas nos Níveis Diferenciados de Governança

Esse montante equivalia a 31,72% das ações ordinárias da Petrobras e lucro obtido com a venda foi de US$

8,478 bilhões. Atualmente, além dessas duas bolsas, as ações ordinárias e preferenciais da Petrobras são

negociadas na bolsa de Madri, enquanto os papéis da Pesa são negociados na bolsa de Buenos Aires.

Corporativa

da Bovespa (objetivo que tinha intuito específico de obter classificação Nível II,

destinado às companhias com comprovado histórico de bom relacionamento com o público).

Assim, essa alteração estatutária modificou a direção da Petrobras, que não é mais

exercida pelo presidente da companhia, mas por um colegiado (art. 17 do estatuto) composto

pelo Conselho de Administração (com funções deliberativas) e por uma Diretoria Executiva.

Conforme o art. 28 do estatuto o órgão de orientação e direção superior da Petrobras é

o Conselho de Administração, composto por no mínimo 5 e no máximo 9 membros eleitos

pela Assembléia Geral dos Acionistas, que elege também o Presidente do Conselho de

Administração. Entre os eleitos devem constar: 1 representante escolhido pelos acionistas

minoritários (se não lhes couber maior número pelo voto múltiplo); 1 representante escolhido

pelos acionistas titulares de ações preferenciais (desde que eles representem em conjunto, no

mínimo 10% do capital social, excluindo o acionista controlador, a União); representantes

escolhidos pela União, cujo numero é sempre igual aos dos eleitos pelos demais acionistas

mais um. Dentre os representantes escolhidos pela União devem constar o Ministro-Chefe da

Casa Civil da Presidência da República e o ministro das Minas e Energia (pelo art. 61 da Lei

9.478/97 a Petrobras está vinculada ao Ministério das Minas e Energia-MME). Os membros

têm mandato de um ano, admitindo-se a reeleição. Cabe ao Conselho de Administração:

I - fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, definindo sua missão, seus

objetivos estratégicos e diretrizes;

II - aprovar o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e

programas anuais de dispêndios e de investimentos;

Governança Corporativa é um sistema que assegura aos acionistas o controle estratégico de uma companhia

através da adoção de um conjunto de práticas (como a eqüidade, transparência e responsabilidade pelos

resultados) que permitem o acompanhamento das ações dos gestores (executivos e conselheiros) que

possuem capacidade de influenciar/determinar a direção e a performance das corporações.

O código de Governança Corporativa adotado pela Petrobras inclui: 1) Diretriz da Governança

Corporativa, que faz recomendações para a estrutura e funcionamento do Conselho de Administração,

bem como sua relação com os executivos da Companhia; 2) Código de Boas Práticas, que trata das

políticas internas de divulgação de informações, da negociação com valores mobiliários, da conduta dos

administradores e funcionários, da administração superior, da indicação para cargos de administração

de subsidiárias, controladas e coligadas e do relacionamento com os investidores; 3) Regimentos

Internos, que regula o Conselho de Administração (definindo suas atribuições e as de seus membros,

além das reuniões do órgão) e o Comitê de Negócios (definindo as atribuições, a composição e o

funcionamento, bem como seu relacionamento com os Comitês de Gestão); 4) Código de Ética, que

define os princípios éticos e de conduta que norteiam as ações do Sistema Petrobras: coerência entre

discurso e prática, honestidade, impessoalidade, integridade, justiça, lealdade institucional, legalidade,

mérito, respeito à vida, aos seres humanos, responsabilidade, zelo, transparência e verdade; 5) Código

de Conduta Concorrencial, pelo qual a estatal compromete-se a respeitar as legislações concorrências

das jurisdições onde atua; e 6) a adaptação à Lei Sarbanes-Oxley (aprovada pelo Congresso dos EUA

em 30/07/2002) que definiu novos padrões de Governança Corporativa para companhias listadas na

bolsa de valores norte-americanas e sujeitais a Securities and Exchange Commission (SEC) com

objetivo de proteger os investidores através da ampliação da precisão e confiabilidade das informações

divulgadas pelas empresas e das responsabilidades dos administradores.

III - fiscalizar a gestão dos Diretores e fixar-lhes as atribuições, examinando, a

qualquer tempo, os livros e papéis da Companhia;

IV - avaliar resultados de desempenho;

V - aprovar, anualmente, o valor acima do qual os atos, contratos ou operações,

embora de competência da Diretoria Executiva, especialmente as previstas nos

incisos III, IV, V, VI e VIII do art. 33 deste Estatuto Social, deverão ser submetidas

à aprovação do Conselho de Administração;

VI - deliberar sobre a emissão de debêntures simples, não conversíveis em ações e

sem garantia real;

VII - fixar as políticas globais da Companhia, incluindo a de gestão estratégica

comercial, financeira, de investimentos, de meio ambiente e de recursos humanos;

VIII - aprovar a transferência da titularidade de ativos da Companhia, inclusive

contratos de concessão e autorizações para refino de petróleo, processamento de gás

natural, transporte, importação e exportação de petróleo, seus derivados e gás

natural, podendo fixar limites de valor para a prática desses atos pela Diretoria

Executiva;

IX - deliberar sobre aumento de capital com emissão de ações preferenciais, dentro

do limite autorizado, na forma do § 1º do art. 4º deste Estatuto Social. (...).

A reforma estatutária também transferiu para o Conselho de Administração o poder de

escolher o Presidente da Petrobras (intitulado Presidente da Diretoria Executiva) e os seis

Diretores, que comandam as quatro Áreas de Negócio e as duas Áreas de Apoio da Petrobras.

Anteriormente a escolha do Presidente da Petrobras era uma prerrogativa exclusiva do

Presidente da República (cabendo ao Conselho apenas ratificá-la ou não), mas pelo novo

estatuto o Conselho de Administração escolhe um dos seus membros para ocupar o cargo

Quanto aos Diretores, são eleitos dentre os brasileiros residentes no País que tenha reputada

competência na área

. Nenhum membro da Diretoria Executiva pode integrar o Conselho de

Administração e seus mandatos não podem exceder 3 anos, permitida a reeleição, podendo ser

destituídos a qualquer tempo.

Cabe a Diretoria Executiva exercer a gestão dos negócios da Companhia, de acordo

com a missão, os objetivos, as estratégias e diretrizes fixadas pelo Conselho de Administração

(art. 32). Também compete a Diretoria Executiva (art. 33):

I - elaborar e submeter à aprovação do Conselho de Administração:

a) as bases e diretrizes para a elaboração do plano estratégico, bem como dos

programas anuais e planos plurianuais;

Antes do governo FHC o Presidente da Petrobras devia ser brasileiro nato e a prática persiste mesmo não mais

existindo a proibição formal. A única exceção foi Henri Phillipe Reichstul, que é francês de nascimento.

Normalmente o governo negocia estes cargos com os partidos aliados no Congresso Nacional para manter e/ou

obter apoio político. Um exemplo dessas negociações, bem como suas implicações políticas ocorreu em

22 de setembro de 2007 quando a ministra da Casa Civil Dilma Roussef indicou os petistas Maria das

Graças Foster para a direção da Área de Negócios Gás e Energia e José Eduardo Dutra para a

presidência da BR Distribuidora. A indicação irritou os partidos aliados do PT na Câmara, que

esperavam a indicação de apadrinhados seus para cargos na Petrobras. O partido mais descontente era o

PMDB que havia indicado um funcionário de carreira da Petrobras, José Augusto Fernandes, para a

Diretoria Internacional da estatal, mas não fora atendido. Em represália o PMDB ameaçava dificultar a

aprovação da prorrogação da CPMF que então tramitava na Câmara.

b) o plano estratégico, bem como os respectivos planos plurianuais e programas

anuais de dispêndios e de investimentos da Companhia com os respectivos projetos;

c) os orçamentos de custeio e de investimentos da Companhia;

d) a avaliação do resultado de desempenho das atividades da Companhia;

II - aprovar:

a) critérios de avaliação técnico-econômica para os projetos de investimentos, com

os respectivos planos de delegação de responsabilidade para sua execução e

implantação;

b) critérios de aproveitamento econômico de áreas produtoras e coeficiente mínimo

de reservas de óleo e gás, observada a legislação específica;

c) política de preços e estruturas básicas de preço dos produtos da Companhia;

d) planos de contas, critérios básicos para apuração de resultados, amortização e

depreciação de capitais investidos, e mudanças de práticas contábeis;

e) manuais e normas de contabilidade, finanças, administração de pessoal,

contratação e execução de obras e serviços, suprimento e alienação de materiais e

equipamentos, de operação e outros necessários à orientação do funcionamento da

Companhia;

(...)

h) a estrutura básica dos órgãos da Companhia e suas respectivas Normas de

Organização, bem como criar, transformar ou extinguir órgãos operacionais ou

correspondentes, bem como órgãos temporários de obras, agências, filiais, sucursais

e escritórios no País e no exterior;

(...)

l) os planos anuais de negócios;

m) formação de consórcios, de "joint-ventures", e de sociedades de propósito

específico, no País e no exterior;

III - autorizar a captação de recursos, contratação de empréstimos e financiamento

no País ou no exterior, inclusive mediante emissão de títulos;

IV - autorizar a prestação de garantias reais ou fidejussórias, observadas as

disposições legais e contratuais pertinentes;

V - autorizar a aquisição, na forma da legislação específica, de bens imóveis, navios

e unidades marítimas de perfuração e produção, bem como gravame e a alienação de

ativos da Companhia;

(...)

Art. 36 As deliberações da Diretoria Executiva serão tomadas pelo voto da maioria

dos presentes e registradas no livro próprio de atas.

Parágrafo único. Em caso de empate, o Presidente poderá exercer o voto de

qualidade.

Art. 37 A Diretoria Executiva encaminhará ao Conselho de Administração cópias

das atas de suas reuniões e prestará as informações que permitam avaliar o

desempenho das atividades da Companhia.

Cabe ao Presidente da Petrobras (art. 38 do estatuto):

I - convocar e presidir as reuniões da Diretoria Executiva;

II - propor ao Conselho de Administração a distribuição, entre os Diretores, das

áreas de contato definidas no Plano Básico de Organização;

III - propor ao Conselho de Administração os nomes para Diretores da Companhia;

IV - designar, dentre os Diretores, seu substituto eventual, em suas ausências e

impedimentos;

V - acompanhar e supervisionar, através da coordenação da ação dos Diretores, as

atividades de todos os órgãos da Companhia;

VI - designar os representantes da Companhia nas Assembléias Gerais das suas

subsidiárias, controladas e coligadas, em conformidade com as diretrizes fixadas

pelo Conselho de Administração;

VII - prestar informações ao Ministro de Estado ao qual a Companhia está

vinculada, e aos órgãos de controle do Governo Federal, bem como ao Tribunal de

Contas da União e ao Congresso Nacional.

Por Lei e pelo estatuto da Petrobras a União tem poderes para nomear a maioria dos

membros do Conselho de Administração da Petrobras, isto implica que ela detém votos

suficientes para, entre outras coisas: 1) escolher o Presidente da Petrobras; 2) escolher os

membros da Diretoria Executiva da Petrobras; 3) aprovar o Plano Estratégico da Petrobras; 4)

determinar a política de investimentos da Petrobras; e 5) aprovar as contas da Petrobras.

3.3.3. O Redirecionamento Estratégico da Petrobras

A terceira medida reestruturante foi a de promover o redirecionamento estratégico da

Petrobras, com objetivo de orientá-la para competição e obtenção de resultados econômicos.

Aqui, as vantagens competitivas da estatal tornaram-se fatores decisivos para a manutenção,

ampliação e conquista de novos mercados tanto no país como no exterior. Conforme a página

eletrônica da estatal essas vantagens competitivas são:

1. A sua posição estratégica como única companhia que opera em todo o Brasil, dispondo da

logística e infra-estrutura capazes de fazerem seus produtos chegarem ao consumidor final em

qualquer ponto do território nacional;

2. O conhecimento do subsolo do Brasil (onde identificou e mapeou 29 bacias sedimentares),

além da Plataforma Continental;

3. A posição dominante da Petrobras no mercado brasileiro (cerca de 150 milhões de

consumidores), que veremos adiante.

4. As reservas de hidrocarbonetos da Petrobras (entre jazidas desenvolvidas e não

desenvolvidas), que veremos adiante.

5. A capacidade offshore da Petrobras onde, de acordo com as publicações especializadas, sua

liderança é inquestionável

. É nesta fronteira que está à maioria de suas reservas (que cobrem

70% da demanda nacional), incluindo as recentes descobertas. Ademais, a estatal apresenta

um dos mais altos índices de descobertas do setor de hidrocarbonetos, destacando-se a

descoberta do campo gigante (calculado em 20 bilhões de barris) de Majnoon (Iraque) em

julho de 1976, numa área descartada como promissora pelas Sete Irmãs.

A capacidade tecnológica operacional da Petrobras em águas profundas foi reconhecida internacionalmente

em duas oportunidades: 1992 e 2001 quando a estatal recebeu o prêmio mais importante da indústria

mundial de petróleo, o Distinguished Achievement Award, oferecido na Offshore Technology

Conference (OTC). Para termos idéia do avanço da Petrobras neste campo basta comparar a

profundidade do poço em lâmina d´água época da primeira premiação (387 m) com da segunda (1.877

m). Em 2006 o mais próximo concorrente conseguia operar poços a 1.500 m em lâmina d’água.

6. As reduções de custo geradas pelas pela combinação de quatro fatores: 1) operações de

grande escala combinadas com a integração vertical entre as áreas de negócios; 2) mais de

81% das reservas provadas da Petrobras estão localizadas em campos grandes, contíguos e

altamente produtivos na área marítima da Bacia de Campos, que permite a concentração da

infra-estrutura operacional, reduzindo o total de custos de exploração, desenvolvimento e

produção; 3) a maior parte da capacidade de refino da estatal está localizada na região

Sudeste, adjacente à Bacia de Campos e situada dentro dos mercados mais densamente

povoados e industrializados do país; e 4) do equilíbrio relativo entre a produção atual (1,778

milhões bpd), volume refinado (1,746 milhões de bpd) e as vendas para o mercado brasileiro

de derivados de hidrocarboneto (1,697 milhões bpd).

7. A capacidade da Petrobras em atrair parceiros internacionais.

3.3.4. A Reestruturação da Organização da Petrobras

A quarta medida reestruturante tinha como objetivo reestruturar a organização da

Petrobras com objetivo de promover o conceito de unidades de negócios; obter maiores

ganhos com economia de escopo; promover os conceitos de transparência, autonomia e

responsabilidade por resultados; reduzir os níveis hierárquicos e aumentar a amplitude de

comando para fortalecer a capacidade de reação da companhia (resultando em maior

flexibilidade, responsabilidade e autonomia); utilizar os serviços descentralizados

compartilhando-os quando necessário; integrar as subsidiárias às operações da Petrobras

visando fortalecer sinergias e reduzir duplicações funcionais; e adotar o conceito de novos

negócios (gás natural, e-commerce, etc.).

Essa medida reestruturante manteve, mas reconfigurou os setores que a Petrobras

possuía anteriormente, com a criação de quatro Áreas de Negócios (AN): Exploração e

Produção, Abastecimento, Gás e Energia e Internacional, e duas Áreas de Apoio: Financeira e

Serviços. Por sua vez, cada AN é subdividida em Unidades de Negócios (UN) que não

abordaremos em razão de sua complexidade, extensão e quantidade (no total são 40 UNs). Ao

final desse processo as unidades corporativas foram limitadas a 20, houve redução do nível

hierárquico em todas as estruturas (limitada três na sede) e foram descentralizadas cerca de

50% das atividades de sede. A atual configuração organizacional da Petrobras pode ser vista

no organograma abaixo:

100

Quadro 3.1.: A Atual Organização da Petrobras

Fonte: Relatório Anual Petrobras, 2005.

Nesta nova organização o sistema de subsidiárias (que discutiremos a seguir), tem a

função de flexibilizar o fluxo do negócio central da Petrobras (o petróleo) e agregar novas

áreas (com destaque para o gás natural) aumentando a agilidade no transporte, refino,

comercialização e armazenamento (uma tendência mundial do setor petrolífero) e por isto

operam em contato estreito às Áreas de Negócios. Assim, vejamos rapidamente as atribuições

das Áreas de Negócios, os canais por onde a Petrobras exerce suas atividades:

101

- Área de Negócios Exploração e Produção: controla as atividades de Exploração e

Produção (E&P), incluindo a pesquisa geofísica, localização, identificação, desenvolvimento,

produção e incorporação de reservas de óleo e gás natural no território nacional.

As Unidades de Negócios (UN) desta área respondem pela gestão de um conjunto de

concessões exploratórias e de produção, instalações operacionais e administrativas, com

apropriação de receitas, custos e responsabilização por resultados. A atual organização das

UNs levou em conta critérios como localização geográfica, semelhança geológica e estágio de

desenvolvimento das concessões, o porte e a disponibilidade de infra-estrutura.

- Área de Negócios Abastecimento: controla as atividades de Refino, Transporte e

Armazenamento (RCT), Distribuição (DI) de petróleo e derivados, bem como as atividades

petroquímicas (produção de petroquímicos e fertilizantes) no território nacional.

A atividade de refino é diretamente executada pela Petrobras, através de 11 refinarias

estrategicamente localizadas no Brasil. O transporte e armazenamento são feitos pela

Transpetro. A distribuição e comercialização de derivados são feitos pela BR Distribuidora

através de seus 5.870 postos. As atividades petroquímicas são realizadas pela Petroquisa.

- Área de Negócios Gás e Energia: controla a atividade de Gás & Energia (G&E), e os

programas de energias renováveis da Petrobras (cujas tecnologias são pesquisadas e

desenvolvidas pelo Cenpes) no território nacional.

Essa área tem a responsabilidade de comercializar o gás natural nacional e importado

(analisando, desenvolvendo e implantando projetos industriais e de energia em parceira com o

setor privado), operar as usinas termelétricas, comercializar a energia elétrica, implantar

projetos de geração de energia elétrica e coordenar a participação da Petrobras no Programa

Prioritário de Termeletricidade (PPT).

- Área de Negócios Internacional (ANI): controla as diversas atividades no exterior: E&P

de petróleo e gás natural; refino e processamento de gás; comercialização, transporte e

distribuição de derivados; produção petroquímica; geração, transmissão e distribuição de

energia elétrica; compra e venda de petróleo, equipamentos, materiais, serviços e tecnologia.

Também monitora o desenvolvimento da economia americana e européia; controla as

operações financeiras com bancos e bolsa de valores; recruta pessoal especializado; e fornece

apoio a eventos internacionais.

A Área de Negócios Internacional é o elo que une os interesses internacionais

diretamente à estrutura central da Petrobras, o que permite a estatal controlar de perto sua

própria expansão para o exterior (o que até então era realizado pela Braspetro).

102

3.3.5. A Nova Postura em Segurança Meio Ambiente e Saúde

A quinta medida reestruturante foi adotar uma nova postura em segurança, meio-

ambiente e saúde (SMS) com objetivo de consolidá-los como valores intrínsecos aos

processos de planejamento e gerenciamento da companhia.

No âmbito dessa medida adotaram-se iniciativas para: educar, capacitar e conscientizar

empregados, fornecedores e parceiros nas questões de SMS; foram adotados critérios para

melhorar o desempenho em SMS (a Petrobras passou a fazer parte do Pacto Global da ONU,

índice Dow Jones de sustentabilidade e índice o Índice de Sustentabilidade das Empresas –

ISE – da Bovespa); foram adotas medidas para monitorar os riscos operacionais de forma a

proteger os seres humanos (promoção de saúde e prevenção de doenças entre os empregados)

e meio-ambiente (que incluem medidas para o controle das emissões, eficiência energética,

gestão dos recursos hídricos, controle de resíduos, respeito à biodiversidade); e a manutenção

permanente da preparação para emergências (como o monitoramento de vazamentos) e atuar

para mitigar os impactos delas decorrentes.

3.3.6. A Adequação das Competências-Chave da Petrobras.

Afinal, a sexta medida reestruturante foi procurar a adequação das competências-

chave, com objetivo de possibilitar a Petrobras adquirir, reter ou desenvolver a mão-de-obra

em setores específicos. Assim, foram adotadas seis iniciativas: desenvolver e implantar

programas de capacitação para atuar no mercado internacional-alvo; adequar as competências

do Sistema Petrobras para a nova realidade competitiva do mercado; estabelecer uma política

de atração de competências-chave para a companhia; adequar o perfil qualitativo da força de

trabalho dos órgãos à matriz de competências estabelecidas apara o Sistema Petrobras; rever e

ajustar remunerações e benefícios alinhando-as com as prática de mercado e considerando as

peculiaridades das diferentes regiões do país; e sistematizar o processo de gestão do

conhecimento com foco prioritário nas competências-chave para o Sistema Petrobras.

3.4. Os Resultados da Reestruturação da Petrobras

Em 1993 enquanto a Petrobras comemorava seu 40º aniversário e se cogitava sua

privatização a Unicamp realizou um estudo que demonstrou sua importância para o Brasil. De

acordo com o documento, até então a Petrobras havia investido US$ 80 bilhões no Brasil,

103

contra os US$ 72,5 bilhões investidos pelas 6.311 companhias estrangeiras que operavam no

país desde 1900. Na mesma época a Petrobras vinculou uma série de reportagens numa revista

de circulação nacional (IstoÉ) informando que até então havia registrado lucro líquido de US$

26 bilhões, economizado US$ 184 bilhões em divisas, pago US$ 115 bilhões em royalties,

taxas e impostos, e aumentado em 550 vezes às reservas petrolíferas do Brasil. A Petrobras

chegou a responder por 25% das compras de bens de capital do Brasil (Maranhão in

Carosamigos, 2005), absorvendo a produção de mais de 6.000 empresas, além de gerar 90.000

empregos diretos e mais de 3.000.000 de empregos indiretos (Vidal, op. cit.).

Tais resultados foram obtidos em um ambiente que conjugava monopólio de mercado

e o controle quase absoluto do Estado sobre a Petrobras, quando era possível orientar seus

investimentos de forma que os objetivos específicos de uma companhia privada (gerar lucros

para os acionistas) fossem sacrificados em nome do interesse nacional.

3.4.1. As Dimensões da Petrobras

Em 20 de outubro de 2000, quando o processo de reestruturação da Petrobras foi

completado os resultados mostraram-se surpreendentes. Para César Guimarães, cientista

político do Iuperj (Instituto Universitário do Rio de Janeiro) o fim do monopólio do petróleo

em 1995 demonstrou o oposto do que se propunha, ou seja, que a Petrobras era tecnológica e

administrativamente incapaz o que serviria como uma justificativa a mais para a privatização,

mas ao contrário, ficou provado que: “a Petrobras pode sobreviver sem o monopólio em

condições inequívocas, tanto no Brasil como no exterior”. Para ele a forte imagem de sucesso

da empresa a torna símbolo de autonomia e capacidade nacionais (Fernandes, 2003).

A importância da Petrobras continua sendo grande para o Brasil. Em relação ao

petróleo a estatal responde por 72% da exploração, 98,1% da produção, 98,4% da capacidade

instalada de refino e 42,6% da distribuição. Quanto ao gás natural a estatal responde por

100% da exploração, 100% da produção e 94,3% da distribuição, bem como por 80% da

geração de energia termelétrica. Afinal, a Petrobras fornece 70% da nafta petroquímica

consumida no país (dados de 31/12/2006, Relatório Anual da Petrobras, 2006).

Os números de 31/12/2006 evidenciam suas dimensões. A estatal é a maior companhia

do Brasil, a terceira maior companhia da América Latina (atrás da PDVSA e Pemex), a 4ª

petrolífera em valor de mercado (em 31/12/2007 o valor de mercado da Petrobras chegou a

US$ 242,716 bilhões, 129,4629% maior do que havia sido em 31/12/2006), 14ª petrolífera do

104

mundo em ativos (conforme a Petroleum Intelligence Weekly), 61ª companhia do mundo e a

companhia de maior valor e a mais valorizada da América Latina (conforme a Forbes).

Além disso, a Petrobras registrou US$ 11,92 bilhões de lucro líquido, US$ 15,4984

bilhões em investimentos, 261 participações acionárias, 7 subsidiárias, 247.580 acionistas,

62.266 empregados, 103 plataformas de produção (76 fixas, 27 flutuantes), 12.895 poços

produtores (725 marítimos), 14 refinarias (11 no Brasil, 2 na Argentina e 1 nos EUA), 30.318

km de dutos, 155 navios (51 próprios), 66 terminais e bases de armazenamento, 5.870 postos

de combustível, 2 fábricas de fertilizantes (UFN-1 e UFN-2), 12 usinas termelétricas (9 a gás

natural e 3 a óleo), 15.414 km de linhas de transmissão, 1 fábrica de xisto e 1 parque eólico. A

Petrobras possui reservas avaliadas em 12,328 bilhões de barris de petróleo

(11,671 bilhões

no Brasil e 0,657 bilhões no exterior) e 435,194 bilhões/m

de gás natural (331,026

bilhões/m

no Brasil e 104,168 bilhões/m

no exterior), que indica que a relação

reservas/produção da Petrobras chega a 14,5 anos (uma vida útil maior do que a média do

setor) e produz 1,920 milhões de barris/dia de petróleo e cerca de 62 mm

/dia de gás natural.

Afinal, a Petrobras é proprietária do maior e mais avançado centro de pesquisas da América

Latina, o Cenpes (Relatório Anual da Petrobras 2006).

3.4.2. A Petrobras e a Ingerência do Estado

Em coletiva a imprensa realizada a 6 de agosto de 2007 em Tegucigalpa (Honduras), o

presidente Lula, indagado sobre a possibilidade de a Petrobras participar de atividades de

E&P naquele país, afirmou que "a Petrobras é uma empresa pública, com ações na bolsa,

mas tem apenas certa autonomia, porque quem indica a direção da Petrobras é o governo"

(Bococcina, 2007 s/pág.). O parecer presidencial foi reforçado no programa “Café com o

Presidente” de 12 de novembro de 2007, quando Lula completou: “a Petrobras vai investir

onde possa dar tranqüilidade para a sociedade brasileira”.

Na Petrobras, ao contrário do parecer presidencial, os interesses do corpo dirigente da

estatal e os do Governo Federal nem sempre estiveram alinhados (Contreras, 1994). As

diferenças nos interesses foram agravadas nos anos recentes em razão da alteração do capital

acionário da estatal. De fato, na tabela 3.1 se observa que o Estado detém 55,7130% das ações

ordinárias da Petrobras, mas somente 32,2144% do seu capital total. Em essência os objetivos

que o Estado pretende atingir através da Petrobras permanecem os mesmos daqueles expostos

no início deste capítulo aos quais foram acrescidos: a diversificação da matriz energética

Volume fixado com critérios reconhecidos internacionalmente pela Society of Petroleum Engineers (SPE);

105

(atendendo os desejos do Governo e em razão da própria alteração dinâmica da IMP),

diversificar os fornecedores de hidrocarbonetos, atender os interesses dos acionistas

minoritários e, como querem alguns estudiosos, atuar como agente da política externa.

Às pretensões do Estado opõem-se os interesses dos 247.580 acionistas privados da

Petrobras (cerca de 80.000 deles residem fora do Brasil, o que mostra que a Petrobras está se

tornando uma companhia global) que, como pode ser visto na tabela 3.1, detém 44,2870% das

suas ações ordinárias e 67,7856 % do seu capital total

. Estes acionistas têm objetivos

diferentes do Estado: querem que a Petrobras seja administrada de acordo com os postulados

aplicáveis a uma companhia privada, tendo como foco a capitalização, valorização, os lucros

crescentes e a distribuição de dividendos.

Segundo os estudiosos esta divisão acionária originaria um dilema para a Petrobras: a

quem ela deve prestar contas, ao setor público ou ao capital privado? Em síntese, de um lado

estão os que defendem a tese de que em primeiro lugar estão os interesses do Estado (Ribas,

2003). De outro lado estão os que defendem a tese de que a estatal deve comportar-se como

uma empresa privada, cuja lógica absorveu nos anos 80 (Contreras, 1994).

Para Adriano Pires (professor da UFRJ e membro do CBIE) o dilema teve origem na

Lei 9.478/97 que introduziu a concorrência nas atividades petrolíferas brasileiras, atraindo as

supermajors, e na abertura do capital da Petrobras ocorrida em 1999, expondo a estatal às

pressões oriundas da participação privada (Ribas, op. cit.).

A construção de sofisticadas plataformas marítimas, como a P-36 (tragicamente

perdida em 2001), a P-50 e a P-51 ilustra a complexidade da questão. O seu desenvolvimento

tecnológico é inegável conquista da parceria Cenpes-Coppe/UFRJ, mas por critérios de preço,

pontualidade, qualidade e tecnologia tais plataformas são construídas em estaleiros da Coréia

do Sul ou em Cingapura. No caso da P-50 o grande investimento (cerca de US$ 1 bilhão)

originou um debate entre os que defendiam a utilização da Petrobras como instrumento de

políticas públicas (queriam a realização das obras em estaleiros brasileiros) e as vozes do

mercado financeiro, que pediam a prevalência dos critérios técnicos (o que beneficiaria os

estaleiros estrangeiros). Para agravar, o debate coincidiu com as eleições presidenciais de

2002 entrando imediatamente na pauta dos candidatos.

Assim, um problema normal de gestão acabou ganhando caráter político e a Petrobras

teve que fazer sucessivos adiamentos dos editais de licitação, prejudicando seu cronograma de

Atualmente a política da Petrobras é atrair o pequeno e médio investidor individual que privilegia o potencial a

longo prazo da estatal e adquire a ação incoporando-a como parte do patrimônio familiar. Em setembro

de 2006 a Petrobras desdobrou as ações ordinárias acrescentando mais 25 mil acionistas brasileiros.

Atualmente o lote mínimo de 100 ações está em R$ 4.300,00.

106

investimentos. Com a vitória de Lula, tornou-se visível o viés nacionalista do PT. Quando o

edital foi publicado constavam cláusulas que reservavam para a industrial nacional um

mínimo de 45% do valor total do empreendimento. Por conta dessa cláusula (tida por muitos

críticos como o ressurgimento da reserva de mercado) ocorreram indisposições do comando

da Petrobras com Dilma Roussef, então ministra de Minas e Energia e presidente do Conselho

de Administração da Petrobras. Adepta do retorno do Estado a áreas estratégicas da economia,

a ministra estaria, na visão dessas fontes, procurando reutilizar a estatal como instrumento de

política industrial, desconsiderando os ganhos ou prejuízos dos acionistas (Ribas, op. cit.).

Como demonstra o dilema, o Estado, na condição de acionista majoritário, pode

exercer seu poder de ingerência sobre a Petrobras, dirigindo seus investimentos para atender

qualquer um dos seus objetivos em detrimento dos interesses não apenas dos outros

acionistas, mas também dos próprios interesses econômicos e comercias da estatal. Porém,

por três razões a ingerência do Estado sobre os investimentos da Petrobras deve ser comedida,

permitindo que a estatal atue o mais de acordo possível com os postulados de uma companhia

privada. A primeira razão é que tanto o mercado acionário (que define os preços das ações

de uma companhia) quanto agências de classificação de risco (que atribuem nota de risco

aos títulos de uma companhia) consideram a ingerência do Estado como fator de desvio do

compromisso da Petrobras (ou qualquer outra estatal de capital misto aberto) com os lucros.

Assim, quando a ingerência estatal é considerada excessiva há a depreciação dos preços das

ações e uma diminuição nas notas de risco dos títulos, o que reduz o valor de mercado da

Petrobras, encarecendo seus custos de captação de recursos no mercado interno e externo.

Como a captação, ao lado das receitas próprias, é a única fonte de recursos da Petrobras, um

aumento nesses custos compromete sua política de investimentos. Adriano Pires diz que:

“Se a Petrobras se deixar levar por interesses políticos e demagógicos em

detrimento de gestões profissionais que visem proporcionar maior eficiência da

O preço das ações reflete o momento presente de uma companhia, reagindo quase instantaneamente a qualquer

informação. Para a Petrobras, além da ingerência do Estado, muitos outros fatores podem alterar os

preços das ações como: os resultados financeiros, as inovações tecnológicas, as oscilações nos preços

de hidrocarbonetos, o anúncio de descobertas de hidrocarbonetos, as condições climáticas, os problemas

geopolíticos e as condições gerais da IMP.

A nota de risco (ou “rating”) é uma opinião emitida por uma agência de classificação de risco sobre a

possibilidade de um emitente (seja companhia ou país) suspender os pagamentos (entrando em

“default”) dos títulos de sua dívida (as notas são atribuídas aos títulos das dívidas e não as ações). As

três agências de maior credibilidade, a Standard & Poor’s (S&P), a Moody’s Investors Service e a Fitch

Ratings, utilizam critérios próprios para atribuir uma nota ao emitente após avaliar sua situação

financeira, as condições do mercado mundial, a opinião de especialistas da iniciativa privada e fontes

oficiais e acadêmicas, que analisam informações como: o histórico de estabilidade, a rentabilidade, a

resgatabilidade, a segurança, solidez financeira, solvência, transparência, entre outras. Nota elevada

indica que o emitente é bom pagador e recebe a classificação de “Investment Grade” (Freitas, 2007).

107

companhia, temo que, no final, a empresa possa ficar às voltas com um nível tal de

endividamento que comprometa até sua sobrevivência e, com ela, o sonho brasileiro

de se tornar auto-suficiente no campo energético." (Ribas, op. cit. s/pág.).

Quanto aos preços das ações desde a abertura do capital acionário da Petrobras, elas

sofreram uma valorização quase constante. Quanto às notas de risco, segundo Raul Campos

(Gerente Executivo de Relacionamento com Investidores) a Petrobras possui a classificação

“Investment Grade”, que nem os títulos federais brasileiros têm, tornando a estatal, junto com

a AmBev e a Vale do Rio Doce, uma das únicas companhias sediadas em mercados

emergentes a possuir tal classificação. Para Campos esta classificação resulta do compromisso

da Petrobras com a implementação do seu Plano de Negócios, de forma rentável e com

responsabilidade social e ambiental, demonstrando que a atual proporção acionária é boa, que

o setor está contente ela, que acionistas privados confiam no acionista majoritário e vêem a

Petrobras como um bom investimento. Isso valoriza o papel do governo na Petrobras e

endossa sua administração (Página Eletrônica da Petrobras, seção entrevistas).

Guilherme Estrella (Diretor de E&P da Petrobras no Brasil) informa que a Petrobras é

uma empresa que tem o controle do Estado, mas tem uma gestão privada. Para ele a arena

diária é conciliar as recomendações do governo exercido através da Assembléia de acionistas

e pelo Conselho de Administração da Companhia e atender a elas. É um aparente conflito,

mas muito bem gerenciado. Para ele as coisas não são antagônicas. O interesse do investidor

também é o desenvolvimento nacional (Página Eletrônica da Petrobras, seção entrevistas).

Sérgio Gabrielli (atual Presidente da Petrobras) informa que essa classificação traz

muitas vantagens para a estatal: transforma-a numa das 14 companhias petrolíferas do mundo

que ostentam tal classificação, indicam que as ações da Petrobras são investimentos seguros;

representa o reconhecimento internacional da redução da exposição financeira da Petrobras;

demonstra a importância da integração de suas operações, do crescimento de sua produção e

de suas exportações, que resultam em maior geração de caixa em moeda estrangeira; permite

o acesso ao mercado de títulos norte-americano; implicam em menor custo de captação,

ampliando as oportunidades de desenvolvimento de novos projetos e a possibilidade de

garantir maior retorno aos acionistas, o que tornará a empresa ainda mais competitiva (Página

Eletrônica da Petrobras, seção entrevistas).

A segunda razão para o comedimento da ingerência do Estado resulta da mudança de

postura do FMI. Como vimos o FMI computava os investimentos das estatais como despesas

do Estado, mas em 2002 o órgão aceitou a proposta do Governo Federal de incluir, para efeito

do Programa Stand By, a redução da meta do resultado primário por um valor igual à despesa

108

com investimentos da Petrobras. Com esta medida os investimentos da estatal passaram a

compor a conta de receita do Balanço Geral da União. Assim, quanto maior a capacidade de

investimentos da Petrobras maiores os números do Balanço Geral da União e melhor a

capacidade de negociação do Brasil frente às instituições financeiras internacionais. O FMI

salientou que a Petrobras foi selecionada para este tratamento especial por causa da sua clara

orientação comercial, sua classificação no Nível I da Bovespa, sua lucratividade, sua boa

regência administrativa e seu comportamento concorrencial. (Marins op. cit.).

A terceira razão para o comedimento da ingerência do Estado está relacionada ao

potencial multiplicador e propagandístico dos investimentos da Petrobras para o Estado, que

pode incorporar como parte do seu orçamento os planos de investimentos da estatal. O

exemplo mais próximo é o PAC (Plano de Aceleração do Crescimento). Anunciado pelo

Governo Lula em 22 de janeiro de 2007 o PAC prevê investimentos de US$ 229,9485 bilhões

até 2010, sendo que US$ 78,9638 bilhões (34,3398%) se originam da Petrobras, um valor

muito próximo ao previsto no plano de investimentos da estatal para o período 2007/11.

Em razão dos três fatores os investimentos da Petrobras são rigorosamente controlados

pela União através do Dest

, que examina as contas das estatais ao final de cada exercício

fiscal e elabora, com base no Programa de Dispêndios Globais e da proposta do Orçamento de

Investimento das estatais, a proposta orçamentária para o exercício seguinte. Tanto as contas

como a elaboração orçamentária devem ser aprovadas pelo Ministério de Planejamento,

Orçamento e Gestão e aprovadas em plenário pelo Congresso Nacional, sendo que a última

entrará na composição da Lei de Diretrizes Orçamentária (LDO). Em adição, as contas, o

orçamento e os investimentos da Petrobras devem ser aprovados pelo MME.

3.5. Um Diferencial Importante: o Cenpes

Qualquer que seja o ambiente físico em que uma companhia opera ela enfrentará

limitadores de cunho científico e tecnológico. Com a Petrobras não é diferente, mas a estatal

Departamento de Cooperação e Controle das Empresas Estatais órgão que substituiu o CCE e está subordinado

à Secretaria Executiva do Ministério do Planejamento, Orçamento e Gestão. O Decreto 3.224 de

28/10/99 definiu como sendo suas funções: 1) coordenar a elaboração do Programa de Dispêndios

Globais e da proposta do Orçamento de Investimento das estatais; 2) promover a articulação e a

integração das políticas das estatais; 3) acompanhar, avaliar e disponibilizar informações sobre o

desempenho econômico das estatais; 4) manifestar-se previamente sobre as propostas das estatais

referentes à: alterações do capital social, distribuição de lucros, criação de subsidiárias, alterações

acionárias, aprovação e alterações de estatutos, contratação de operações de crédito, e emissão de

títulos; 5) coordenar e orientar a atuação dos representantes do Ministério de Planejamento, Orçamento

e Gestão nos Conselhos de Administração das estatais; 6) promover a articulação e a integração das

políticas das estatais; e 7) contribuir para o aumento da eficiência e transparência das estatais.

109

possui o instrumento capaz de superar este tipo de problema: o Centro de Pesquisas e

Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello, conhecido como Cenpes.

Criado em 1966 e instalado (desde 1973) na Ilha do Fundão, junto à Universidade

Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o Cenpes ocupa uma área de 122.000 m

, possui 137

laboratórios e 30 unidades-piloto onde atuam 1.576 cientistas e técnicos

. O Cenpes mantém

900 projetos de P&D, 48 projetos de engenharia básica e 12 programas tecnológicos. Fora

dali desenvolve projetos com 76 universidades em 17 Estados. Os mais importantes são

desenvolvidos em conjunto com a UFRJ, Unicamp (no Centro de Estudos em Petróleo,

Cepetro) e o Coppe/UFRJ (Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de

Engenharia). Possui também 11 incubadoras tecnológicas espalhadas pelo país. Segundo a

Petrobras o Cenpes é o maior centro científico da América Latina, mas as conquistas

tecnológicas e a literatura especializada parecem dar razão a estatal. Diga-se que as duas

maiores companhias petrolíferas da América Latina, a PDVSA e a Pemex, que ultrapassam a

Petrobras em volume de reservas e refino não rivalizam com ela em termos de tecnologia.

O acontecimento chave para redefinição das estratégias da Petrobras foi o choque do

petróleo de 1973. É bastante conhecido o impacto negativo que o alto preço do barril do

petróleo teve sobre a economia brasileira. Mas o mesmo aumento do preço do barril do

petróleo que inviabilizou o “milagre brasileiro” teve um efeito colateral: viabilizou a E&P de

áreas antes excessivamente custosas, como a Amazônia e da Plataforma Continental.

De fato, o preço do barril era de US$ 1,80 em 1970, mas em 1973 o preço disparou:

começou em US$ 2,90 em fevereiro e chegou a US$ 11,65 em dezembro, viabilizando a

exploração offshore (mesmo com tecnologia incipiente) em Campos, onde cada barril custava

US$ 20,00. Nos anos 70 enquanto o preço do barril do petróleo subia lentamente prosseguiam

as pesquisas em alto-mar, tendência que recebeu um impulso definitivo em 1979, com o

segundo choque do petróleo, isto aliado aos avanços tecnológicos, fez o custo do barril

extraído de Campos cair para US$ 14,00 em 1983. As descobertas marcaram o início da

segunda fase dentro da Petrobras onde o diferencial é a exploração do petróleo em águas

profundas (até 300 em lâmina d’água), ultraprofundas (de 1.000 m ou mais de lâmina d’água)

e agora hiper-profundas (mais de 3.000 m em lâmina d’água).

A Petrobras está ampliando o Cenpes ao lado da cidade universitária da UFRJ. O novo centro terá 337.000 m

e 227 laboratórios. O centro também terá plantas piloto de processamento de gás e de obtenção de

hidrogênio, um posto ecotecnológico para abastecimento de veículos com combustíveis do futuro, salas

de visualização em terceira dimensão e dois ambientes imersivos (HoloSpace e Cave – Caverna

Digital), com projeção estereoscópica em telas gigantes, de altíssima resolução.

110

Este avanço é creditado ao programa mais importante da Petrobras, o Programa de

Capacitação Tecnológica em Sistemas de Exploração em Águas Profundas (Procap). Segundo

Furtado & Freitas (2004) o Procap marca a fase mais avançada na estratégia de substituição

de importações, quando se passa de um regime de proteção comercial (barreiras tarifárias,

controles qualitativos e de taxa de câmbio) para o que incorpora o protecionismo tecnológico

com o intuito de aumentar o domínio local e a geração endógena de tecnologia. O estimulo

para a mudança aconteceu em 1984 quando não existia tecnologia disponível no mercado

mundial para explorar águas profundas. Três foram os estágios da Procap:

- Procap-1000 (desenvolvido entre 1986/92) que possibilitou a Petrobras dominar a tecnologia

para explorar petróleo a 1.000 m (3.281 pés) de lâmina d’água;

- Procap-2000 (desenvolvido entre 1993/00) que possibilitou a Petrobras dominar a tecnologia

para explorar petróleo a 2.000 m (6.562 pés) de lâmina d’água. A unidade operacional mais

avançada deste estágio entrou em atividade em 2003 no campo de Roncador a uma

profundidade de 1.877 m;

- Procap-3.000 (desenvolvido a partir de 2000) que visa o domínio da tecnologia para explorar

petróleo a 3.000 m (9.843 pés) de lâmina d’água. Este programa detém o recorde mundial de

pesquisa em alto-mar com um poço exploratório a 2.777 m de lâmina d’água.

O Procap exige um investimento maciço em pesquisa e tecnologia. A mais de 300 m

de profundidade (limite de resistência do mergulhador) a atividade tem que ser automática,

por isto o Cenpes em conjunto com o Coppe/UFRJ desenvolveu todos os equipamentos

(robôs, válvulas, cabos, etc.) capazes de operar em condições extremas, bem como as mais

avançadas plataformas marítimas do mundo. Atualmente o Cenpes conta com o Laboratório

Hiperbárico (inaugurado em 2001, o mais avançado do mundo para pesquisas oceanográficas)

para testar equipamentos e novas plataformas já dentro do cronograma do Procap-3.000.

Em paralelo ao Procap a Petrobras também começou a investir em novas tecnologias

de perfuração e pesquisas como a sísmica tridimensional 3D (é a única companhia da

América Latina a possuir um laboratório destes). Segundo Giuseppe Bacoccoli (engenheiro

que chefiou por 30 anos o setor de E&P da Petrobras) a capacitação geofísica da estatal

chegou a tal nível nos anos 80 que a Petrobras encontrava petróleo em 50% dos poços

perfurados contra os 15% da média mundial (Bococcoli, in: Fernandes, op. cit.).

Outros programas do Cenpes incluem:

- Programa Estratégico de Recuperação Avançada de Petróleo (Provap): que visa a

recuperação do petróleo que fica nos poços e a reativação de antigos campos;

111

- Programa de Desenvolvimento de Tecnologias Estratégicas de Refino (Proter): até os anos

90 a maioria das refinarias da Petrobras possuía tecnologia para operar com óleos leves, como

o de Garoupa e dos países do Oriente Médio onde era realizada a maioria das compras. Mas a

entrada de óleo pesado no mercado do refino brasileiro, seja através de novos fornecedores

(como a Venezuela, onde o óleo é pesado), seja através do seu próprio óleo levou a Petrobras

a desenvolver um sistema de refino para petróleos com diferentes teores de impurezas.

- Programa Tecnológico para a Ampliação de Fronteiras Exploratórias (Profex): que busca

tecnologias de processamento, filtragem e aquisição sísmica.

- Programa Tecnológico de Energias Renováveis (Proger): pesquisa e desenvolve tecnologias

capazes de viabilizar as energias renováveis. Nessa área as atenções da Petrobras estão

voltadas para a produção de biocombustíveis (especialmente o biodiesel e etanol), biomassa,

célula combustível e geração de energia elétrica, energia eólica, energia solar (modalidade

fotovoltaica), e energia hidrelétrica a partir das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH)

3.6. O Sistema Petrobras

A rigor a marca Petrobras engloba uma rede muito maior de interesses porque também

comumente se aplica às subsidiárias que compõem o Sistema Petrobras (Moreira & Sarmento,

op.cit.). A Petrobras tem participação acionária em 261 companhias, mas a estatal considera

que apenas as sete subsidiárias tratadas aqui compõem o Sistema Petrobras. Estas subsidiárias

são nominalmente independentes, com diretorias, estatutos, contabilidade, quadros sociais

próprios e com liberdade de fechar contratos de forma independente, porém cuja propriedade

e posse quase integral e/ou integral das ações pertence a estatal.

3.6.1. A Construção do Sistema Petrobras

O período 1960/73 foi decisivo para a construção e expansão do Sistema Petrobras

possibilitando a integração da companhia tanto em sentido vertical como em sentido

horizontal. Favorecida pela expansão econômica verificada no período, essa construção teve

como base o petróleo importado porque então o mercado petrolífero externo era atrativo (os

preços eram baixos e havia sobre-oferta de petróleo) e porque, a despeito dos esforços, o

A Resolução n

652 de 09/12/2003 da ANEEL define as PCH como usinas com potência entre 1 mW e 30

mW, com área de reservatório limitada o que possibilita melhor atendimento às necessidades de carga

de pequenos centros urbanos, regiões rurais e unidades industriais, com um menor índice de impacto

ambiental. Por sua construção apresentar baixo custo e demandar pouco tempo (cerca de 2 anos) o custo

da produção dessas usinas é competitivo com a gerada nas termelétricas a gás.

112

ritmo de descobertas da Petrobras ficou muito aquém do necessário para acompanhar o

crescimento da demanda interna de petróleo (Contreras, 1994).

Assim, além de necessária, a importação de petróleo era menos onerosa que a P&E, o

que levou o Governo a incluir a importação de petróleo no monopólio da Petrobras

(23/12/1963), seguido de uma mudança gradual na companhia, que passou a se concentrar no

refino e dava os primeiros passos em direção a distribuição, mas foi após o golpe de 1964 e

em especial com o Decreto-Lei N

200 (que abriu a possibilidade de intervenção do Estado na

economia via estatais) que possibilitou a expansão e a integração do Sistema Petrobras. Neste

sentido a primeira ação foi feita não em sentido vertical, mas em sentido horizontal, através

do Decreto-Lei 61.981 de 28 de dezembro de 1967, que estabeleceu a primeira subsidiária da

estatal, a Petrobrás Química SA (Petroquisa), que disponibilizou a tecnologia, mão-de-obra e

os capitais necessários para a construção do setor petroquímico.

Na presidência do General Geisel (1969/73), os rumos da estatal foram orientados em

direção a integração vertical, reforçando ainda mais sua participação no refino e distribuição.

Nesta última atividade, após início modesto em 1962 quando a Petrobras passou a fornecer

combustíveis para órgãos do governo, houve a entrada oficial em 8 de novembro de 1971

quando era criada a segunda subsidiária, a Petrobrás Distribuidora SA (BR Distribuidora).

Por sua vez, os resultados desanimadores da exploração do petróleo no Brasil levaram

a decisão de criar, sob forte oposição interna, a terceira subsidiária, a Petrobrás Internacional

SA (Braspetro) em 5 de abril de 1972. A Braspetro objetivava desenvolver fora do território

nacional todas as atividades petrolíferas que, por lei, a Petrobras não podia executar sem

autorização do Congresso. Uma medida justificada pela grande dependência do país por

petróleo importado, pelas facilidades para E&P em outros países e pelo fato da Petrobras

então já contar com equipe de técnicos experimentados em E&P (Minadeo, op. cit.).

Após o choque do petróleo de 1973 a nova redefinição nas estratégias do Brasil incluía

a busca da auto-suficiência petrolífera. Assim a Petrobras ampliou as pesquisas em alto-mar e

na Amazônia ao mesmo tempo em que, num movimento defensivo, criou outras subsidiárias.

Para aproveitar o potencial comercial da estatal em fevereiro de 1976 foi criada a quarta

subsidiária da Petrobras, a Petrobrás Comércio Internacional SA (Interbrás)

O potencial resultava do fato da Petrobras ser a maior compradora individual de petróleo do mundo até 1979,

ano que comprou US$ 11 bilhões de petróleo do exterior, a maior parte do Oriente Médio. A Petrobras

criou esta subsidiária a fim de aproveitar os canais de comércio abertos com estes países. Através da

Interbrás eram vendidos armamentos (Engesa), automóveis (Volkswagens brasileiros), serviço de

engenharia (Mendes Júnior), produtos avícolas, produtos agrícolas e assim por diante.

113

O impacto dos preços do petróleo na balança de pagamentos coincidiu também com a

estratégia de aumentar e diversificar a exportação de produtos agrícolas. Para implementar

esta estratégia em novembro de 1974 era aprovado o Programa Nacional de Fertilizantes e

Calcários que previa uma ação coordenada entre Governo e iniciativa privada para viabilizar a

produção agrícola, porém sua operacionalização foi colocada sob responsabilidade da quinta

subsidiária da Petrobras, Petrobrás Fertilizantes SA (Petrofértil), criada em 23 de março de

1976. A Petrofértil controlava a produção nacional de insumos nitrogenados a partir das

subsidiárias Nitrofértil (criada pela Petroquisa em 1973) e Ultrafértil (comprada em 1974) e a

produção nacional de insumos fostatados a partir das subsidiárias Fosfértil (criada em 1980),

ICC (estatal, repassada a Petrofértil em 1978) e Goiasfértil (criada em 1978).

Em 1977 era criada a última subsidiária, consolidando o formato do Sistema Petrobras

até 1991: a Petrobrás Mineração SA (Petromisa), que aproveitava o conhecimento geológico

acumulado pela estatal do subsolo brasileiro (1,11 milhão de km

) para inicialmente explorar

as jazidas de potassa localizadas em Sergipe.

3.6.2. A Lei 9.478/97 e o Sistema Petrobras

Modelo base e mais bem sucedido do “tripé” de desenvolvimento adotado no regime

militar, o Sistema Petrobras não é o mesmo que se consolidou no final dos anos 70. A

necessidade de adaptar a Petrobras as novas exigências estruturais da indústria petrolífera, às

novas tecnologias de informática e a nova estrutura brasileira de mercado determinado pela

Lei 9.478/97 modificou substancialmente também o perfil do Sistema Petrobras. Nesta nova

reestruturação a Petroquisa foi reconfigurada, a BR Distribuidora foi mantida sem alterações

significativas, a Braspetro foi extinta (a exemplo do que já ocorrera com a Interbrás e a

Petromisa, mas por razões diferentes) e a Petrofértil foi transformada em outra subsidiária (a

Gaspetro). Afinal, foram criadas novas subsidiárias e houve a compra de uma companhia

estrangeira (a Pérez Compac SA) que se transformou em subsidiária.

Observa-se que esta reestruturação enfatizou três objetivos: 1) reforçar a atividade

central da estatal, o petróleo; 2) reforçar os setores diretamente vinculados e complementares

a logística da linha vertical, como o transporte e distribuição; e 3) ampliar os negócios

vinculados à energia, como gás natural e energia elétrica, em que a Petrobras é novata. Neste

novo arranjo enquanto a Petrobras opera diretamente no exterior, as subsidiárias operam

(quase exclusivamente) no país, complementando o fluxo produtivo da estatal.

114

Atualmente o Sistema Petrobras é formado pelas seguintes companhias (no segundo

parênteses está porcentagem da participação acionária da Petrobras):

- Petrobrás Química SA (Petroquisa) (100,00%): mais antiga subsidiária do Sistema

Petrobras e ainda braço químico da estatal e que praticamente sozinha, a partir do

planejamento estatal realizado pelo Geiquim (Grupo Executivo da Indústria Petroquímica)

iniciados em 1965 implantou os três pólos petroquímicos brasileiros:

1. Em 1968, o I Pólo Petroquímico, em São Paulo, com a Petroquímica União S.A. (PQU),

como central de matérias-primas;

2. Em 1970, o II Pólo Petroquímico, na Bahia, com a Petroquímica do Nordeste S.A.

(Copene, hoje Braskem

), como central de matérias-primas;

3. Em 1975, o III Pólo Petroquímico, no Rio Grande do Sul, com a Companhia Petroquímica

do Sul (Copesul), como central de matérias-primas.

Na formação desses três pólos petroquímicos, a central de matérias-primas era

controlada pela Petroquisa e as empresas de segunda geração seguiam o chamado "modelo

tripartite" em que o controle de cada empresa era detido por três sócios, cada um com

aproximadamente 1/3 do capital: a Petroquisa, como representante da participação estatal, um

acionista privado brasileiro e um acionista estrangeiro licenciador de tecnologia. Antes da

privatização do sistema Petroquisa em 1992 ela controlava 4 subsidiárias

e tinha

participação acionária em 23 coligadas diretas e 43 coligadas indiretas (empresas associadas),

que juntas respondiam por 80% do setor petroquímico brasileiro (Contreras, 1994).

A Petroquisa possui ações ordinárias em 12 companhias (no parêntese sua participação

em 31/12/2006): Braskem SA (9,80%), Citepe (40,00%), Copesul (15,63%), Deten Química

SA (28,60%), FCC SA (50,00%), Metanor SA (49,50%), Nitroclor Ltda (38,80%),

Petroquímica Paulínia SA (40,00%), Petroquímica Triunfo SA (70,50%), Petrocoque SA

(40,00%); PQU (17,44%) e Rio Polímeros SA (16,67%).

- Petrobrás Distribuidora SA (BR Distribuidora) (100,00%): subsidiária criada em 8 de

novembro de 1971. Distribuí derivados de petróleo e gás natural em todo o território nacional.

- Petrobras International Finance Company (PIFCO) (100,00%): subsidiária criada em

1997 com fim de intermediar as operações de compra e venda de petróleo e derivados entre

Formada em 2001 fusão da Copene, Odebrecht e Mariani a Braskem é a maior petroquímica da América

Latina, apresentando um faturamento anual superior a US$ 4 bilhões.

A Companhia Nacional de Álcalis, a Copesul, a Petroflex (unidade produtora de borracha sintética localizada

em Duque de Caxias/RJ) e a PQU.

115

Petrobras e terceiros. Possui três subsidiárias: Petrobras Finance Ltd (PFL); Petrobras Europe

Ltd (PEL) e Petrobras Netherlands BV (PNBV).

- Petrobrás Transporte SA (Transpetro) (100,00%): subsidiária criada em 12 de junho de

1998 em atendimento ao Art. 65 da Lei no 9.478/97 e absorveu a Fronape (Frota Nacional de

Petroleiros, que desde 1949 fazia o transporte de petróleo). A Transpetro também presta

serviços a distribuidoras e à indústria petroquímica. Junto com a PIFCO é a única subsidiária

que opera no exterior por intermédio da subsidiária Fronape International Company.

Principal empresa do setor de logística e transporte do país, a Transpetro opera uma

frota de 120 navios (51 petroleiros), 44 terminais terrestres e aquaviários e 30.318 quilômetros

de malha dutoviária (gasodutos, oleodutos e polidutos), bem como instalações para

armazenagem de granéis, gás natural, petróleo e seus derivados, unindo as áreas de produção,

refino e distribuição da Petrobras. Em 1 de janeiro de 2002 assumiu a estrutura atual quando

seus negócios foram divididos em três áreas (Oleodutos, Gasodutos e Terminais Aquaviários)

com independência para fechar acordos comerciais.

- Petrobrás Gás SA (Gaspetro) (99,94%): subsidiária criada em maio de 1998 em

substituição a Petrofértil. A Gaspetro responde por todas as atividades nacionais referentes ao

gás natural: estrutura de transporte, comercialização, fornecimento, armazenamento, operação

das plantas de liquefação, recebimento e revaporização. Dois são os principais clientes da

Gaspetro: a indústria (produção de aço, cerâmica, cimento, fertilizantes, petroquímicos, vidro,

etc.) e as termelétricas (programa PPT).

- Petrobras Energia Participaciones SA (Pepsa) (58,62%): ex-Perez Compac SA,

subsidiária adquirida em 22 de julho de 2002. Controladora da Petrobras Energía SA (Pesa),

empresa integrada de energia sediada em Buenos Aires, que veremos no capítulo seguinte.

- Downstream Participações SA (99,99%): criada em 27 de novembro de 2000 tem com o

objetivo facilitar a permuta de ativos entre a Petrobras e a Repsol-YPF.

3.7. O Lugar da América do Sul nos Planos Estratégicos da Petrobras

Com a adoção dos princípios de Governança Corporativa em 1999 a Petrobras

incorporou a política de transparência nos negócios e assim periodicamente a estatal divulga

os Planos Estratégicos da Petrobras, documento em que informa sua missão, visão,

estratégias, política de investimentos e objetivos gerais, bem como os objetivos e montantes a

serem investidos em cada Área de Negócios da Petrobras. O monitoramento e os reajustes

116

necessários dos planos são realizados anualmente através do Plano de Negócios da Petrobras

que, tendo por base o ano de divulgação, indica o planejamento para o quadriênio seguinte.

O plano atualmente em vigor é o Plano Estratégico da Petrobras 2015, aprovado em

19/05/2004 onde a Petrobras informa que seu objetivo é:

“Liderar o mercado de petróleo, gás natural, derivados e biocombustíveis na

América Latina, atuando como empresa integrada de energia, com expansão

seletiva da petroquímica, da energia renovável e da atividade internacional”.

Sua missão é:

“Atuar de forma segura e rentável, com responsabilidade social e ambiental, nas

atividades da indústria de óleo, gás e energia, nos mercados nacional e

internacional, fornecendo produtos e serviços adequados às necessidades dos seus

clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde atua”.

Sua visão é ser

“Uma empresa integrada de energia com forte presença internacional e líder na

América Latina, atuando com foco na rentabilidade e responsabilidade social e

ambiental”.

E as estratégias adotadas seriam:

1) Consolidar e ampliar as vantagens competitivas no mercado brasileiro e sul-

americano de petróleo e derivados;

2) Desenvolver e liderar o mercado brasileiro de gás natural e atuar de forma

integrada nos mercados de gás e energia elétrica no cone sul;

3) Expandir seletivamente a atuação internacional de forma integrada com seus

negócios;

4) Expandir seletivamente a atuação no mercado petroquímico brasileiro e do cone

sul;

5) Atuar seletivamente no mercado de energias renováveis;

Nas sessões seguintes veremos as prioridades do plano para cada Área de Negócios da

Petrobras, bem como os investimentos realizados pela Petrobras.

3.7.1. Área de Negócios Exploração e Produção

Como vimos um dos resultados do processo de reestruturação da Petrobras foi a

criação de três áreas de negócios que controlam suas operações no Brasil (Área de Negócios

Exploração e Produção, Área de Negócios Abastecimento e Área de Negócios Gás e Energia)

117

e uma área de negócios que controla suas operações no exterior (Área de Negócios

Internacional). Na tabela 3.2. abaixo podemos observar a evolução histórica dos

investimentos (em dólares) realizados pela Petrobras em cada área desde 1954:

Tabela 3.2. Os Investimentos da Petrobras por Área de Negócios desde 1954:

Milhões de US$ Correntes (% sobre o montante total dos investimentos)

E/P Abastecimento Gás & Energia Internacional Outros Total

1954 2,3 (16,43) 10,4 (74,29) 1,3 (9,28) 14,0 (100,00)

1955 7,3 (42,69) 6,7 (39,18) 3,1 (18,13) 17,1 (100,00)

1956 15,5 (54,01) 6,1 (21,25) 7,1 (24,74) 28,7 (100,00)

1957 34,5 (70,26) 10,0 (20,37) 4,6 (9,37) 49,1 (100,00)

1958 33,5 (62,15) 18,0 (33,39) 2,4 (4,45) 53,9 (100,00)

1959 29,4 (41,00) 39,0 (54,39) 3,3 (4,60) 71,7 (100,00)

1960 32,2 (26,99) 79,1 (66,30) 8,0 (6,71) 119,3 (100,00)

1961 41,4 (36,87) 55,4 (49,33) 15,5 (13,80) 112,3 (100,00)

1962 52,7 (42,78) 59,4 (48,21) 11,1 (9,01) 123,2 (100,00)

1963 68,0 (46,32) 61,4 (41,83) 17,4 (11,85) 146,8 (100,00)

1964 61,0 (45,73) 59,1 (44,30) 13,3 (9,97) 133,4 (100,00)

1965 75,5 (48,06) 66,1 (42,07) 15,5 (9,87) 157,1 (100,00)

1966 89,0 (47,09) 72,3 (38,25) 27,7 (14,66) 189,0 (100,00)

1967 97,0 (52,57) 63,0 (34,15) 24,5 (13,28) 184,5 (100,00)

1968 92,8 (52,40) 61,5 (34,73) 22,8 (12,87) 177,1 (100,00)

1969 101,7 (50,02) 84,9 (41,76) 16,7 (8,22) 203,3 (100,00)

1970 127,8 (40,48) 152,7 (48,37) 35,2 (11,15) 315,7 (100,00)

1971 113,7 (25,76) 299,4 (67,81) 28,4 (6,43) 441,5 (100,00)

1972 142,3 (31,91) 245,6 (55,08) 58,0 (13,01) 445,9 (100,00)

1973 186,1 (34,20) 305,4 (56,12) 52,7 (9,68) 544,2 (100,00)

1974 278,6 (30,27) 611,5 (66,44) 30,3 (3,29) 920,4 (100,00)

1975 406,1 (29,47) 926,7 (67,25) 45,2 (3,28) 1.378,0 (100,00)

1976 543,7 (38,30) 794,8 (55,99) 81,1 (5,71) 1.419,6 (100,00)

1977 656,5 (42,99) 815,0 (53,37) 55,6 (3,64) 1.527,1 (100,00)

1978 898,6 (53,31) 694,5 (41,20) 92,3 (5,49) 1.685,5 (100,00)

1979 1.042,8 (60,32) 608,9 (35,23) 77,0 (4,45) 1.728,7 (100,00)

1980 1.326,2 (77,44) 332,4 (19,41) 54,0 (3,15) 1.712,6 (100,00)

1981 2.480,4 (89,14) 263,4 ((9,46) 38,9 (1,40) 2.782,7 (100,00)

1982 3.494,3 (89,28) 374,6 (9,57) 45,1 (1,15) 3.914,0 (100,00)

1983 2.380,1 (92,80) 174,7 (6,81) 10,0 (0,39) 2.564,8 (100,00)

1984 1.540,3 (92,55) 110,9 (6,66) 13,2 (0,79) 1.664,4 (100,00)

1985 1.538,4 (90,03) 157,3 (9,20) 13,1 (0,77) 1.708,8 (100,00)

1986 1.786,2 (87,76) 233,3 (11,46) 15,8 (0,78) 2.035,3 (100,00)

1987 2.009,1 (79,95) 486,1 (19,35) 17,6 (0,70) 2.512,8 (100,00)

1988 1.429,6 (68,26) 631,1 (30,13) 33,8 (1,61) 2.094,5 (100,00)

1989 1.145,0 (64,09) 618,2 (34,61) 23,3 (1,30) 1.786,5 (100,00)

1990 1.306,0 (64,81) 475,0 (23,57) 86,0 (4,27) 148,0 (7,35) 2.015,0 (100,00)

1991 1.399,0 (64,83) 569,0 (26,37) 103,0 (4,77) 87,0 (4,03) 2.158,0 (100,00)

1992 1.573,0 (58,54) 678,0 (25,23) 295,0 (10,98) 141,0 (5,25) 2.687,0 (100,00

1993 1.530,0 (65,36) 512,0 (21,87) 146,0 (6,24) 153,0 (6,53) 2.341,0 (100,00)

1994 1.511,0 (62,64) 634,0 (26,29) 61,0 (2,53) 206,0 (8,54) 2.412,0 (100,00)

1995 1.628,0 (48,02) 1.228,0 (36,22) 263,0 (7,76) 271,0 (8,00) 3.390,0 (100,00)

1996 1.664,0 (45,94) 1.127,0 (31,12) 12,0 (0,33) 480,0 (13,25) 339,0 (9,36) 3.622,0 (100,00)

1997 1.849,0 (46,12) 1.036,0 (25,84) 78,0 (1,95) 766,0 (19,11) 280,0 (6,98) 4.009,0 (100,00)

1998 2.564,0 (51,49) 899,0 (18,05) 519,0 (10,42) 852,0 (17,11) 146,0 (2,93) 4.980,0 (100,00)

1999 2.316,0 (58,24) 595,0 (14,96) 501,0 (12,60) 469,0 (11,79) 96,0 (2,41) 3.977,0 (100,00)

2000 2.927,0 (70,56) 558,0 (13,45) - 318,0 (7,67) 345,0 (8,32) 4.148,0 (100,00)

2001 2.723,0 (64,42) 653,0 (15,45) 231,0 (5,46) 500,0 (11,83) 120,0 (2,84) 4.227,0 (100,00)

2002 2.875,0 (44,69) 1.008,0 (15,66) 443,0 (6,88) 2.008,0 (31,20) 101,0 (1,57) 6.435,0 (100,00)

2003 3.110,0 (51,73) 1.641,0 (27,30) 472,0 (7,85) 640,0 (10,65) 149,0 (2,47) 6.012,0 (100,00)

2004 4.309,3 (59,67) 1.753,1 (24,28) 213,6 (2,96) 796,6 (11,03) 149,0 (2,06) 7.221,6 (100,00)

2005 5.758,1 (54,54) 1.551,9 (14,70) 627,0 (5,94) 1.294,9 (12,26) 1.325,7 (12,56) 10.557,6 (100,00)

2006 7.041,2 (45,47) 2.217,2 (14,31) 719,9 (4,65) 3.292,1 (21,26) 2.215,9 (14,31) 15.486,3 (100,00)

Total 70.443,3 (58,39) 26.724,1 (22,16) 3.816,5 (3,16) 12.370,6 (10,25) 7.287,7 (6,04) 120.642,2 (100,00)

Obs.:

1. Nos parênteses estão as percentagens sobre o montante total dos investimentos;

2. Até 1989, investimentos da Controladora. A partir de 1990, investimentos do Sistema Petrobras;

3. Números em milhões de dólares correntes, segundo os princípios contábeis geralmente aceitos no Brasil (BR GAAP);

4. A partir de 2005, os investimentos incluem SPCs;

5. No item “outros” está incluída a amortização das dívidas.

Fonte: Petrobras

118

Conforme a tabela 3.2. a estatal priorizou as operações no Brasil, onde concentrou

83,71% do seu investimento histórico total e nesse país priorizou a atividade de E&P, que

isoladamente absorveu nada menos 58,39% dos investimentos históricos totais, índice que

indica que o investimento realizado pela Petrobras nessa área está abaixo do padrão normal da

indústria petrolífera (que é de 70%, ver capítulo 2, sessão 2.2.).

Observe-se também que a grande concentração de recursos em E&P teve início em

1978 após o primeiro choque do petróleo (de 1973), quando o objetivo da Petrobras passou

ser alcançar a auto-suficiência na produção de petróleo, atingindo o auge nos 80 após o

segundo choque do petróleo (de 1979), que viabilizou a pesquisa em alto-mar (ver capítulo 3

sessão 3.5), mas posteriormente os montantes decaíram em razão do trancamento tecnológico

e dos ganhos advindos com a economia de escala típicos dessa indústria (ver capítulo 2 seção

2.2) obtidos com o sucesso da E&P em alto-mar.

São os objetivos da área de E&P expressos no Plano Estratégicos da Petrobras 2015:

“Ampliar a produção e as reservas através do fortalecimento da posição em águas

profundas e ultra-profundas; atuar nas áreas terrestres e em águas rasas com

rentabilidade; aportar práticas e novas tecnologias em áreas com alto grau de

exploração com o objetivo de otimizar a recuperação; desenvolver esforço

exploratório em novas fronteiras. Manter um contínuo e expressivo crescimento da

produção e das reservas, atingindo a auto-suficiência brasileira em petróleo em

2006, assim como manter posição dominante em E&P no Brasil”.

Os elevados investimentos realizados em E&P justificam-se pela grande área a ser

pesquisada no Brasil (136.772 km

), pelo desejo da Petrobras em manter sua posição no

mercado brasileiro e pelo fato de 70% da produção da Petrobras estarem localizados em águas

profundas ou ultra-profundas, o que acarreta na existência de uma planilha de custos

substancialmente diferente do padrão da IMP

. Além dos custos elevados tais campos de

petróleo exigem um planejamento adicional, uma avaliação mais abrangente e um tempo

marginal maior para a produção em comparação à produção onshore. Entretanto, os altíssimos

investimentos em E&P mostraram-se compensadores. Com participação decisiva do Cenpes

(através do Procap) no dia 21 de abril de 2006 a plataforma P-50 iniciava a produção do poço

que tornava o Brasil auto-suficiente em petróleo.

Quanto a estes custos, Philippe Reichstul externou que antes de assumir a presidência da Petrobras não

imaginava que se pudesse dispender US$ 100 milhões sem haver retorno. De fato, os custos da

produção offshore são estarrecedores: um poço em alto-mar custa no mínimo US$ 10 milhões fazendo

com que uma campanha de exploração padrão (ver capítulo 2 seção 2.2) custe no mínimo US$ 100

milhões. Enquanto isto uma plataforma custa no mínimo US$ 400 milhões e um navio petroleiro

pequeno US$ 40 milhões.

119

3.7.2. Área de Negócios Abastecimento

Como pode ser visto na tabela 3.2 a Área de Negócios Abastecimento ocupa a segunda

posição entre as prioridades da Petrobras, absorvendo 22,16% dos seus investimentos

históricos. O auge dos investimentos nesta área ocorreu antes do primeiro choque do petróleo

porque então era necessário construir toda a infra-estrutura de transporte e refino de petróleo e

derivados, ao qual posteriormente foi agregada a petroquímica (com a criação da Petroquisa)

e distribuição (com a criação da BR Distribuidora) e, uma vez superado este estágio, a

exemplo do que ocorreu na área de E&P, os montantes decaíram em razão do trancamento

tecnológico, dos ganhos advindos de economia de escala típica dessa indústria (ver capítulo 2

seção 2.2) e do redirecionamento das prioridades para a E&P.

Os objetivos para a Área de Negócios Abastecimento no Plano Estratégico da

Petrobras 2015 são os seguintes:

“Expandir as atividades de refino e comercialização no país e no exterior;

ancorada na sinergia dos ativos e competência do downstream; diversificar os

negócios enfatizando a petroquímica e o comércio de novos produtos energéticos;

ganhar eficiência em toda cadeia logística, enfatizando a excelência operacional e o

gerenciamento de risco; agregar valor às matérias-primas do Sistema Petrobras

com foco em mix de produtos de maior valor e melhor qualidade.”

No refino o desafio atual da Petrobras é reduzir os custos operacionais através do

aprimoramento e adaptação das refinarias para processar a produção doméstica de petróleo

pesado porque as refinarias da estatal originalmente foram projetadas para processar petróleo

importado leve. Além dos projetos de readaptação está sendo construída em Pernambuco uma

refinaria em parceria fifth/fifth com a PDVSA, onde cada companhia investe US$ 2 bilhões.

No transporte o principal projeto da Petrobras era a renovação da frota e neste caso a

estatal participa do esforço promovido pelo Governo Lula de reativar o setor naval nacional.

Assim, foram encomendados 53 navios, sendo 19 para transporte de derivados líquidos, 17

petroleiros, 10 embarcações de apoio, 6 navios GLP e 1 FSO. Outros projetos nessa área

incluem a expansão e melhoria das condições de operação e segurança dos terminais e dutos

(projetos Pegaso, reforma do terminal de São Sebastião/OSBAT/OSVAT) e implementação

do plano diretor de dutos na região metropolitana de São Paulo.

Na petroquímica a Petrobras manifesta, através dos seus planos estratégicos, a vontade

de reocupar uma posição de destaque semelhante àquela de antes da privatização do sistema

120

Petroquisa, não se limitando apenas a fornecer matérias-primas. A Petrobras informa que os

investimentos da petroquímica devem:

1. Atender às suas necessidades de ampliar as sinergias com o refino, diluir seus riscos e

custos, maximizar o valor agregado dos investimentos e aproveitar as reservas de

hidrocarbonetos no Sudeste;

2. Atender as necessidades de remodelar o setor petroquímico brasileiro, que é defasado

tecnologicamente, porque utiliza principalmente a nafta como matéria-prima e apresenta

limitada capacidade de expansão e reinvestimento.

3. Aproveitar o período de forte expansão da IPQ (após o período de baixa registrado entre

1996/03 e com sobre capacidade esperada para 2010/11) ocasionado pela seletividade e escala

nos novos investimentos, expansão da capacidade instalada no Oriente Médio e Ásia,

generalização da matéria-prima mais barata (etano obtido do gás natural em lugar da nafta),

menores custos logísticos, forte demanda chinesa e a ênfase da integração da cadeia.

Consequentemente a Petrobras adotou um comportamento agressivo na petroquímica,

construindo seis plantas: o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), o Complexo

Acrílico Integrado de Minas Gerais, a Petroquímica Paulínia, a Companhia Petroquímica de

Pernambuco (Petroquímica Suape), a Fafen BA e uma fábrica de fertilizantes (que também

utilizará o etano e o propano derivados do gás natural como matéria-prima). A esses

investimentos a Petrobras adicionou a aquisição da Petroquímica Suzano em 13/08/2007

Na distribuição a Petrobras pretende ser a bandeira preferida dos consumidores,

oferecendo uma rede de varejo multinegócios, excelência na qualidade de produtos e serviços

e agregar valor ao Sistema Petrobras ofertando novos produtos, serviços e soluções.

3.7.3. Área de Negócios Gás e Energia

Embora tenha recebido apenas 3,16% dos investimentos históricos totais, a criação da

Área de Negócios Gás e Energia foi um dos resultados mais importantes do processo de

reestruturação da Petrobras, sendo seus os objetivos definidos no Plano Estratégico 2015:

Originalmente o negócio dizia respeito a compra dos ativos da Suzano pela Unipar que acabou em impasse por

razões financeiras. Então, a Unipar convidou a Petrobras para ser sócia minoritária no negócio e ambas

concordaram em pagar US$ 3,1 bilhões pela Suzano (US$ 1,7 pelos ativos e US$ 1,4 bilhão pela

dívida). Duas semanas depois a Petrobras surpreendeu o mercado ao pagar sozinha US$ 4,1 bilhões pela

Suzano. O ágio de US$ l bilhão intrigou o TCU (que ordenou a investigação do negócio) e os analistas,

que suspeitam que o Governo Lula esteja planejando uma “reestatização branca” dos setores de infra-

estrutura (Attuch & Nicácio, 2007).

121

“Desenvolver a indústria de gás natural buscando assegurar a colocação do gás

natural próprio, atuando de forma integrada com as demais unidades da

companhia, em toda a cadeia produtiva no Brasil e demais países do Cone Sul;

atuar no negócio de energia elétrica de forma a assegurar o mercado de gás natural

e derivados; desenvolver, coordenar e implementar atividades relacionadas à

eficiência energética e energias renováveis, de acordo com os interesses da

Companhia, da sociedade e do país.

A Petrobras participa em muitos aspectos do mercado brasileiro de gás natural, mas

sua capacidade de atender à demanda em potencial de gás natural é limitada, em virtude das

restrições no abastecimento, infra-estrutura de transporte e distribuição que ainda está em

desenvolvimento. Para superar esses gargalos a Petrobras pretende: 1) aumentar a produção

interna de gás, especialmente nas Bacias do Espírito Santo, Campos e de Santos; 2) expandir a

rede de transporte de gás natural; 3) acelerar os projetos de investimento em antecipação do

abastecimento de gás natural na região sudeste

; 4) aumento de sua quota no mercado

brasileiro de distribuição de gás natural investindo em 19 das 25 empresas de distribuição de

gás natural do país; 5) investimento em usinas termoelétricas que demandem gás natural

; e

6) buscando uma maior flexibilidade operacional nas fontes, incluindo dois projetos de GNL

nas regiões nordeste e sudeste, para aprimorar a administração da demanda de energia.

Na área de energia renovável a Petrobras pretende ter um desempenho seletivo no

mercado, destinando US$ 700 milhões para a construção de 6 usinas termossolares, 2 usinas

termelétricas e 1 parque eólico (que juntos devem produzir cerca de 96 mW em 2010), 3

usinas de biodiesel (que devem produzir cerca de 2.300 bpd em 2010) e para os projetos que

envolvem o etanol.

3.7.4. A Área de Negócios Internacional

A expansão internacional da Petrobras foi resultado combinado da Lei 9.478/97, do

processo de reestruturação interna da Petrobras e da mudança no redirecionamento estratégico

da estatal. Essa expansão deveria contemplar oito objetivos: internacionalizar e valorizar a

marca Petrobras, funcionar como movimento defensivo (em que a estatal compensaria com os

ganhos nos mercados exteriores as perdas no mercado interno), reduzir os riscos operacionais

através da atuação simultânea em vários países (de forma que a estatal pudesse compensar as

perdas em um país com os ganhos em outros), agregar valor à produção do Sistema Petrobras,

Para atender os dois últimos objetivos serão investidos mais de US$ 3 bilhões para desenvolver o do mercado

e a construção da malha de gasodutos no nordeste, o gasoduto sudeste-nordeste (Gasene), o gasoduto

Urucu-Coari-Manaus, o gasoduto Campinas-RJ e malha de gasodutos do sudeste.

Aqui serão investidos US$ 1,5 bilhão para concluir projetos em andamento, elevando a produção termelétrica

da Petrobras para 5.044 mW em 2010.

122

alterar a matriz energética do Brasil, buscar a liderança como empresa integrada de energia da

América Latina, acelerar a monetização das reservas de gás natural e viabilizar negócios

(aquisições, consórcios, parcerias ou joint-ventures) que pudessem ampliar e diversificar o

portfólio da estatal.

No Plano Estratégico de 1999 ficou definido que a Petrobras não seria uma companhia

global, mas uma empresa regional, com foco na América Latina porque a estatal considerava

que, além de estratégica e próxima, a região proporcionaria um ambiente em que teria

evidente vantagem competitiva. Ademais, a Petrobras esperava agregar e integrar mercados

contíguos, que considerava sua área de influência e desempenhar um “papel relevante na

integração regional diante de sua presença, porte de suas operações e papel catalisador na

integração energética” (A Cooperação Sul-Americana: a atuação da Petrobras na América do

Sul, 2007).

Os objetivos para a ANI estabelecidos no Plano Estratégico são os seguintes:

“Buscar a liderança como empresa integrada de energia na América Latina;

expandir a atuação no setor americano do Golfo do México e Oeste da África;

ampliar as áreas foco da Petrobras através de negócios que ampliem e

diversifiquem o portfólio; agregar valor à produção de óleo pesado da Petrobras;

acelerar a monetização das reservas de gás natural; internacionalizar e valorizar a

marca Petrobras.

Fora da América do Sul, em função da sua tecnologia para exploração e produção de

petróleo, considerada diferencial para a expansão internacional, a Petrobras selecionou três

áreas geográficas onde direcionará seus negócios de upstream: Caribe, Golfo do México e

Oeste da África, especialmente no Golfo da Guiné (da Nigéria a Angola).

Ao todo a Petrobras mantém negócios em 32 países somando os que a Braspetro

atuava (Angola, Argélia, Colômbia, Egito, EUA e Líbia), com aqueles em que recentemente a

estatal começou a atuar: Argentina, Bolívia, Cazaquistão, Cingapura, Chile, China, Equador,

Filipinas, Grã-Bretanha, Guiné Equatorial, Índia, Irã, Japão, México, Moçambique, Nigéria,

Paquistão, Paraguai, Peru, Portugal, Senegal, Tanzânia, Trinidad & Tobago, Turquia, Uruguai

e Venezuela. Entre esses negócios estavam os direitos de E&P em 363.700 km

(a Petrobras

produz hidrocarbonetos em Angola, Argentina, Bolívia, Colômbia, Equador, EUA, Guiné

Equatorial, México, Nigéria, Peru, Turquia e Venezuela).

Em síntese a estratégia da Petrobras é utilizar sua sólida posição no mercado brasileiro

de hidrocarbonetos e sua evidente vantagem competitiva de E&P em águas profundas e ultra

profundas para expandir seus interesses para o gás natural e geração de energia elétrica ao

123

mesmo tempo em que desenvolve a tecnologia e lidera o mercado de biocombustíveis e

retorna ao setor petroquímico, do qual foi alijada nos anos 90.

Para atingir este objetivo a Petrobras entende que a expansão dos negócios na área

internacional tem muitas vantagens: é melhor forma de reduzir riscos (altos devido a

localização das reservas do Brasil em alto-mar); ganhar mercados; é movimento defensivo

(em caso da competição interna tornar-se muito agressiva) e dará maior visibilidade

internacional a Petrobras, ainda classificada como companhia doméstica atuando apenas no

mercado de um país emergente, embora esteja presente em 32 países.

A Petrobras conta com vários instrumentos para implementar seu Plano Estratégico:

capacidade tecnológica e sua posição no mercado brasileiro, que podem (e tem sido)

utilizados como moeda de troca em parcerias. Além disso, a Petrobras tem capacidade

administrativa, capacidade financeira autônoma (US$ 11,5 bilhões em caixa no ano de 2007)

e o acesso aos instrumentos financeiros fornecidos pelo governo federal através do BNDES

para custear projetos de infra-estrutura.

124

4. OS HIDROCARBONETOS E AS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL ATÉ 1985

O estilo de vida da civilização ocidental é inconcebível sem os hidrocarbonetos, mas

quem determina onde eles serão encontrados é a geologia e não países ou companhias. Por

causa disto países que antes não despertariam muita atenção subitamente se vêem colocados

no centro de uma enorme rede de interesses que raramente conseguem controlar. Esse é o

caso da Bolívia depois que se descobriu petróleo no país. Para o Brasil esse país já era

importante em função de questões geopolítica, mas após a descoberta dos hidrocarbonetos a

importância da Bolívia aumentou, cabendo ao Brasil encontrar um meio de aproveitá-los.

Entretanto, a história não é tão linear como essas linhas sugerem: os problemas surgidos eram

extramente complexos, os interesses do Brasil estavam voltados para outras prioridades e nem

sempre existiam condições para se realizar os projetos envolvendo os hidrocarbonetos.

Este capítulo está dividido em quatro partes. Na primeira apresentaremos uma pequena

história da Bolívia, onde veremos que a instabilidade crônica do país tem raízes estruturais

históricas que justificam o temor que principalmente os militares brasileiros tinham em

negociar com ela. Na segunda parte apresentaremos as origens das relações diplomáticas entre

Bolívia e Brasil e quais as implicações desse relacionamento. Na terceira parte

apresentaremos a história da indústria boliviana de hidrocarbonetos até a Guerra do Chaco e

porque foi à Argentina que conseguiu estabelecer um vínculo centrado nos hidrocarbonetos e

não o Brasil. Na quarta parte apresentaremos um panorama das relações Bolívia-Brasil de

1938/85 centrada no setor hidrocarbonetos, enfatizando porque as propostas do seu

aproveitamento não foram adiante.

4.1. A Bolívia: Um Pouco de História

A Bolívia tem área de 1.098.581 km

e 9.182.000 habitantes, mas a população é

heterogênea com mais de 36 diferentes etnias indígenas que compõe 60%

dos habitantes,

cerca de 25% são mestiços e 15% de brancos.

Ocupada pela Espanha após a conquista do Império Inca por Francisco Pizzaro em

15/11/1533, o território da atual Bolívia era periférico no Vice-Reinado do Peru, com centro

administrativo em Lima (atual Peru). A existência da Bolívia como Estado independente teve

início em 1809, conquistando-a efetivamente em 6 de agosto de 1825, após 16 anos de luta.

Os grupos mais importantes são os quéchuas (50%), aymarás (42%) e guaranis.

125

Em 1545, quando teve início a extração da prata de Potosí, os espanhóis estabeleceram

um sistema produtivo com clara separação econômica/étnica/política/social aproveitando-se

das rivalidades indígenas. A pequena elite espanhola branca encarregada da administração

político/econômica utilizava massiçamente à mão-de-obra indígena, para fazer a sua riqueza e

da Espanha para onde a prata era escoada a fim de sustentar as políticas imperiais dos

Habsburgos e manter a coroa solvente frente a credores alemães, flamengos e genoveses. O

ciclo da prata terminou por volta de 1750 quando as minas esgotaram-se. O custo humano foi

incalculável

mas isto não impediu a manutenção do sistema produtivo nos ciclos extrativos

posteriores (estanho

, salitre, petróleo, etc.) com seus efeitos divisores sobre a sociedade.

A manutenção deste padrão que privilegia poucos à custa de muitos explica em parte

porque o país nunca logrou construir uma coesão econômica/étnica/social/política sólida,

fatores que dividem o país em dois grandes blocos distintos, divisão claramente definida pela

geografia

. A planície boliviana, mais rica, ocidentalizada e próspera é ocupada pelas

minorias brancas europeizadas. Herdeiras culturais do modelo excludente espanhol, o único

ponto de convergência desta minoria é a conivência com os capitalistas, estrangeiros ou não,

para juntos fazerem fortunas à custa do trabalho da maioria indígena da população. De resto

ela não tem interesses homogêneos e raramente suas políticas tem pontos de contato com os

interesses da maioria indígena. Em contrapartida, o altiplano andino é mais pobre, ocupado

pelas mais de 36 diferentes etnias indígenas (às vezes rivais) que sempre foram excluídos da

vida econômica e política e do acesso às riquezas que produziram (Gumucio, 1996).

A falta de coesão interna apontada acima teve pelo menos três efeitos sobre a política

boliviana. O primeiro é que a política interna é cronicamente instável porque as oligarquias,

ao rivalizar entre si com objetivo de se apossar dos recursos do país para seus próprios fins,

alteram-se no poder de acordo com os interesses, insatisfações e objetivos do momento. Em

função disto o mecanismo normal de transmissão do poder era o golpe de estado: foram mais

de 210 em 180 anos e apenas um presidente concluiu o mandato.

O segundo efeito é de cunho econômico/social porque o padrão produtivo reforça a

pobreza indígena e com ele a exclusão e divisão interna. Apesar das grandes riquezas naturais

do país, a maioria da população boliviana (diga-se indígenas) nunca conseguiu (ou nunca lhe

Nas minas a mortalidade atingia até 70%.

As minas de estanho foram descobertas pelo boliviano Simón Patiño em 1900. A Bolívia tornou-se o maior

exportador mundial de estanho e chegou a vendê-lo a um preço dez vezes menor do mercado durante a

Segunda Guerra. Em 1952 essas minas foram nacionalizadas, mas então estavam esgotadas e Patiño

tinha acumulado uma fortuna de US$ 1,5 bilhão. A parte dos mineradores foi à miséria e a doença.

A divisão é claramente visível também no fato do país ter duas capitais. La Paz é a capital política e fica no

altiplano andino. Sucre é a capital administrativa e constitucional e fica na planície.

126

foi permitido) ter acesso aos benefícios gerados pela exploração destas riquezas. Hoje a

Bolívia é o país mais pobre da América do Sul: 67,3% da população vive na linha de pobreza,

47% vive na extrema miséria. Esta situação gera insatisfação e irritação social crônica.

Combinados estes dois efeitos geram um ambiente de incerteza terrível, ainda mais

para atuação de companhias petrolíferas e recorrentemente a Bolívia nacionaliza os ativos

estrangeiros para resolver problemas econômicos imediatos e para amenizar a tensão social.

O terceiro efeito da divisão interna reflete-se na debilidade da política externa da

Bolívia, que pode ser constatada por dois fatores. O primeiro fator é a perda de territórios, que

entre 1826 e 1935 atingiu 53%

da área original. O processo começou logo após a

independência e teve pelo menos três experiências traumáticas. A primeira delas envolveu a

disputa pela posse das jazidas salitre

, que resultou na Guerra do Pacífico (1879/84) contra o

Chile. Além das jazidas os bolivianos perderam os portos de Antofogasta, Cobija, Mejillones

e Tocopilla e com eles sua saída para o mar (ver mapas 3.1 e 3.2 nos anexos). A segunda

disputa foi com o Brasil em torno da questão do Acre (1903). A terceira disputa traumática foi

a Guerra do Chaco (1932/35) travada com o Paraguai e que levou a perda do Chaco e saída

boliviana para os rios Paraná e Paraguai (ver mapa 3.2 nos anexos).

As três perdas tiveram o efeito de isolar a Bolívia no centro do continente sul-

americano e gerar um clima de ressentimento na população.

O segundo fator em que é possível verificar a debilidade da Bolívia é a sua reduzida

capacidade de conduzir uma política externa autônoma. Recorrentemente ela precisa conduzir

seus interesses jogando com os interesses de argentinos, chilenos, brasileiros, norte-

americanos, paraguaios e peruanos na esperança de manter certa autonomia e tirar alguma

vantagem. Mais frequentemente essa fórmula resume-se a uma disputa entre argentinos e

brasileiros, os dois países mais importantes da América do Sul.

4.2. Bolívia e Brasil: Diplomacia e Geopolítica antes dos Hidrocarbonetos

Conforme Mattos (1975 e 1980) a Bolívia tem grande importância estratégica para o

Brasil por quatro motivos:

1. É o país com quem o Brasil tem a fronteira mais extensa: 3.423,2km;

2. É o único país que faz parte dos três grandes sistemas continentais: a Bacia Amazônia, a

Bacia Platina e do Subsistema do Pacífico;

A área original da Bolívia era de 2.337.406,383 km

Ou nitrato de sódio (NaNC), então largamente utilizado na Europa para produzir adubos e explosivos.

127

3. A planície boliviana é extensão natural da Amazônia, Centro-Oeste e da Bacia do Prata;

4. A Bolívia está no centro do continente. Se uma potência dominar a região fatalmente

controlará os três subsistemas e lançará um desafio ao Brasil.

Para o Brasil, manter a soberania sobre as fronteiras em comum com a Bolívia tem se

revelado mais que um desafio porque três problemas interagem constantemente: garantir a

posse do território, encontrar uma atividade econômica que viabilize a ocupação e protegê-la

da cobiça internacional. Os dois primeiros problemas esbarram em muitos obstáculos: a mata

densa, o clima, os animais, as doenças (com destaque para a temida malária), as distâncias, o

desconhecimento quase absoluto da região, os ataques dos índios, a falta de rotas terrestres, o

tamanho dos rios, etc. (Mattos, 1975 e 1980).

O terceiro problema sempre foi contornado pelo Brasil de alguma forma. Desde 1498,

quando Vicente Pinzón descobriu a foz do Amazonas, Portugal manteve uma política firme e

exclusivista, proibindo os navios estrangeiros de navegar pelo rio, impedindo a penetração na

região. Só após 1808, com a chegada da corte, a região foi aberta à pesquisa científica. O

Império manteve a política portuguesa controlando estreitamente o trânsito da região e

proibindo o tráfego a navios estrangeiros (Mattos, 1975).

O controle rígido justificava-se pela cobiça generalizada despertado pelas riquezas

naturais da região, que aumentou em 1850 quando o governo dos EUA manifestou seu apoio

à companhia de Matthew E. Maury, que propunha a exploração da área por norte-americanos

através da abertura da bacia à livre navegação, sob a justificativa de que se o Brasil não tinha

condições de aproveitar os recursos da região não devia impedir outros de fazê-lo.

A tática utilizada para desautorizar as pretensões norte-americanas foi a padrão no

Império: o uso da diplomacia para adiar indefinidamente a discussão sobre o acesso à região.

Também era uma preocupação aumentar a soberania na área, o que levou o governo a elevar o

Amazonas a condição de província em 1850, e buscar sua ocupação econômica. Nesse caso o

governo estimulou o Barão de Mauá a criar uma companhia de navegação fluvial, que teria

obrigação de fundar 60 colônias agrícolas ao longo do rio em troca de um contrato de

exploração exclusiva durante 30 anos e subvenção de 160 contos (Mattos, 1975).

Em 1867 o Tratado de Ayacucho definiu as fronteiras da Amazônia, mas conforme

Hirst (2005) as pendências foram resolvidas na República Velha (1889-1930) quando o

objetivo da diplomacia brasileira era consolidar o espaço territorial do país. Nesse sentido o

Barão do Rio Branco priorizou os entendimentos diplomáticos para definir quase 14.500

quilômetros de fronteiras. A tática preferida era a recorrer a solução pacífica das

128

controvérsias, alcançada por meio de negociações bilaterais ou por arbitragem. As posições

brasileiras se fundamentaram em títulos históricos, no princípio do uti possidetis (justificado

por ocupação efetiva) e na proteção aos nacionais brasileiros, em áreas nas quais ainda

houvesse dúvidas sobre a legitimidade de soberania. Além da premência para concluir o

mapeamento territorial brasileiro, as negociações fronteiriças foram motivadas pelas

necessidades geoeconômicas do país. No sul, intensificava-se a colonização do oeste do

Paraná e de Santa Catarina, enquanto ao norte avançava na Amazônia a exploração da

borracha. A criação de novos espaços econômicos que estimulassem correntes migratórias,

parecia uma possibilidade de alívio para as populações do Nordeste, castigadas pelas secas.

Como resultado dessa política em 1900 com a arbitragem da Suíça foi fixada no

Oiapoque a fronteira com a Guiana Francesa. Em 1903 era solucionada a questão do Acre

com a Bolívia. Em 1904 o Brasil cedeu 2/3 da área do Pirara ao Suriname depois de um laudo

arbitral do rei italiano. Em 1909 foram cedidas ao Peru áreas reivindicadas pelos caucheros

peruanos. Afinal, em 1928, após a interferência dos EUA, a Colômbia desistiu de suas

pretensões territoriais no interflúvio Japurá-Solimões.

Os entendimentos com a Bolívia em torno do território do Acre foram mais delicados.

As dificuldades em negociar com o país existiam desde que o Brasil reconhecera a

independência boliviana em 1831. Segundo Mattos (1975) não se conheciam os limites exatos

da fronteira entre os dois países, mas no Brasil já existia a preocupação geopolítica de se

estabelecer comunicações com o interior, forma de aproximar-se da Bolívia, do Paraguai e

ocupar o centro do continente. A Guerra do Paraguai (1864/70) alertou para o isolamento da

região. Para rompê-lo foram propostos vários planos ferroviários, entre eles o de Ramoz de

Queirós (1874) e de Oliveira Bulhões (1882) não implementados (ver mapas 3.3 nos anexos).

O problema com o isolamento da região atingiu o clímax no fim do século XIX, onde

a extração das “drogas do sertão” (pimenta, madeira, erva mate, etc.) era das poucas fontes de

renda, mas em 1850 começou a extração de uma riqueza que apenas a Amazônia parecia ter: o

látex. A seca de 1877/80 levou uma onda de nordestinos a invadir o Acre (então território

boliviano) atrás dos seringais nativos. Em 1894 foi assinado um protocolo entre os dois países

para demarcação da fronteira, daí constatou-se que o Acre pertencia à Bolívia, apesar de já

encontrar-se povoada com numerosa população brasileira.

O governo boliviano tentou, sem sucesso, controlar administrativamente a região e em

1901 decidiu arrendá-la a uma companhia norte-americana, a Bolivian Syndicate of the New

York City in North America. Alarmado, o Brasil percebeu que os capitalistas estrangeiros

129

poderiam aproveitar a fragilidade boliviana para ter acesso à região mesmo com os brasileiros

negando-o, assim, enquanto tomava medidas enérgicas, enviando tropas à região no início de

1903, Rio Branco iniciou um processo de negociação que previam a opção de compra do

Acre. Em 17 de novembro do mesmo ano foi assinado o Tratado de Petrópolis, prevendo que:

1. A Bolívia cedia o Acre ao Brasil em troca de 2 milhões de libras esterlinas

;

2. A Bolívia obtinha compensações territoriais em diferentes pontos da fronteira com o Brasil;

3. O Brasil renunciava à parte norte do território acreano;

4. O Brasil construiria, num prazo de quatro anos, uma ferrovia ligando Guajará-Mirim (na

fronteira boliviana), a Porto Velho. O Brasil também concederia liberdade de trânsito à

Bolívia por esse caminho e pelos rios, até o Oceano.

A Bolívia aceitou o acordo porque sofria de instabilidade política, não tinha harmonia

interna, não possuía população suficiente para ocupar a área e era pobre, sem fonte

considerável de receita (a mineração de estanho era recente) e precisava de dinheiro. O

negócio do Acre foi uma maneira rápida de obter receitas, uma necessidade recorrente na

história subseqüente da Bolívia. Além da indenização, a exportação de látex era uma das suas

esperanças de obter divisas, mas essa só seria viabilizada com o beneplácito do Brasil, que se

comprometeu a construir a ferrovia

e conceder o privilégio de navegação no Amazonas.

No Brasil, em 1907 foi dada a concessão para construção da ferrovia à companhia

norte-americana May, Jeckyll & Randolph controlada pelo norte-americano Percival Farquhar

que criou a Madeira-Mamoré Railway Co. O desafio não parecia grande, a ferrovia teria 366

km e costearia o rio Madeira, mas a construção revelou-se uma epopéia e surgiu todo tipo de

problema: epidemias, ataques dos índios, problemas de logística, inclemência do clima, etc.

Resultado: em 1914 quando a ferrovia foi inaugurada haviam morrido 30.000 pessoas a um

custo de 82.000 contos de réis

. O pior viria depois: o látex, que justificara o investimento,

começava a ser importada da Ásia a um custo muito menor do que era extraído da Amazônia.

Depois desse fracasso as conversações com a Bolívia resumiram-se a inspeções de

fronteiras, mas o Brasil, ciente que companhias estrangeiras poderiam utilizar o país como

porta para penetrar no Centro-Oeste e Amazônia, reiteradas vezes tentou desenvolver alguma

atividade econômica na área como forma de ocupá-la, mas não teve sucesso.

US$ 215,120 milhões em valores de hoje. Os fatores de conversão utilizados nesse trabalho foram obtidos de

duas fontes: OCDE e Wikipédia.

A ferrovia era crucial porque as corredeiras no trecho boliviano do rio Madeira impedem a navegação.

Hoje a quantia seria de US$ 1,1696 bilhão, cerca de US$ 3,2 milhões por quilômetro, 3 vezes mais do que o

custo por quilômetro para uma ferrovia normal.

130

Quanto à Bolívia, manteve seu padrão histórico-econômico. Ela nada mais tinha a

oferecer a não ser matérias-primas que, até a construção do seu parque industrial, o Brasil não

tinha condições de absorver. Antes da descoberta do petróleo na Bolívia não se pensou em

desenvolver uma atividade conjunta com esse país, mas foi à própria estrutura do setor de

hidrocarbonetos que modificou isso. Como e porque isso aconteceu veremos a seguir.

4.3. As Primeiras Disputas Pelos Hidrocarbonetos da Bolívia

Nessa parte apresentaremos a história da indústria boliviana de hidrocarbonetos e

porque a Argentina que conseguiu estabelecer um vínculo com a Bolívia no sentido de

aproveitar esses recursos e o Brasil não.

4.3.1. Os Hidrocarbonetos na Bolívia até o Final da Guerra do Chaco

Não se pode dizer que o conhecimento do petróleo é novo para os bolivianos. Ao

chegar ao Alto Peru em 1533 Francisco Pizzaro encontrou uma refinaria primitiva em

funcionamento montada e operada pelos incas, que recolhiam o petróleo de uma fonte natural,

armazenando-o em vasilhas. Conforme o relato de Eduardo Ramos, o petróleo era usado

como calafetante, tinta, combustível, material de construção, em rituais religiosos e “como

elemento medicinal e de prazer com o qual fabricavam uma espécie de goma de mascar que

chamavam de ‘chicle” (O’Connor, 1962, pág. 234). Sob a administração espanhola o

conhecimento se perdeu e foi apenas em 1896 que Manuel Cellar descobriu acidentalmente o

primeiro manancial de petróleo em Mandiyuti.

A primeira grande petrolífera chegou ao país em 16 de novembro de 1921 quando a

SONJ criou uma subsidiária boliviana. Esta descobriu petróleo em escala comercial na região

de Campo Bermejo em 1924. Porém, logo surgiu um problema técnico para a SONJ: como

escoar os hidrocarbonetos bolivianos? A saída pelo porto de Arica (Chile) só seria possível

após a normalização das relações entre os dois países, mesmo assim seria necessário construir

um oleoduto de 1.482 km cruzando a Cordilheira dos Andes, onde a altitude pode chegar a

3.600 m. Aqui outro problema, o frio, que chegava a -40

C, podia congelar o óleo e romper o

duto, tornando sua operacionalização tão onerosa que seria anti-econômica. O transporte pelo

rio Paraguai também é problemático: só pode ser feito em períodos de cheias (entre abril e

agosto) através de chatas rebocadas num percurso de 3.500 km até a foz

Até hoje só existe uma solução adequada para o problema: os hidrocarbonetos bolivianos só podem ser

escoados a preços competitivos através de dutos que cortem a Argentina ou o Brasil.

131

Essa última solução era a menos problemática. Um oleoduto cortando o Gran Chaco

ligando os campos ao Rio Paraguai resolveria, mas a Bolívia não aceitou as exigências de

passagem do governo paraguaio. Para agravar a situação a arqui-rival da Standard, a Royal

Dutch/Shell, dominava as regiões meridionais do Chaco impedindo sua passagem.

As diferenças entre Bolívia e Paraguai não eram novas e giravam em torno do Gran

Chaco (ou Chaco Boreal), uma região árida e despovoada, então território boliviano. Os

bolivianos ressentiam-se da ocupação irregular pelos paraguaios que também bloqueavam o

acesso da Bolívia ao rio Paraguai, sua única saída aquaviária desde a perda do litoral. Por sua

vez os paraguaios, que tiveram sua economia arruinada pela Guerra do Paraguai (1865/70)

ocuparam o Chaco para cultivar erva-mate (produto base da sua economia) e a perda do

território poderia significar o colapso da sua economia. Se não bastasse tudo isto se acreditava

que a área era rica em petróleo. A disputa envolvendo a SONJ e a Royal Dutch foi o

ingrediente que faltava para o início da Guerra do Chaco (15/06/1932 a 12/06/1935).

A Guerra do Chaco ocorreu num momento particularmente ruim para o Brasil por dois

motivos. Primeiro, as forças do país estavam voltadas para as questões internas numa tentava

de rearticular sua estrutura econômica/política/social desestruturada pela crise de 1929.

Segundo, depois do fim melancólico do ciclo da borracha e do fracasso da ferrovia Madeira-

Mamoré a Amazônia caiu na estagnação econômica sem que os brasileiros fossem capazes de

encontrar uma alternativa econômica para a região. Frente a esses problemas o Brasil optou

pela neutralidade, apenas monitorando os movimentos dos beligerantes (Chiavenato, 1980).

Em contrapartida a Argentina tinha motivos para tomar partido e o fez em favor do

Paraguai. Disputando com os brasileiros a proeminência sobre a região os argentinos

desejavam obter o controle do petróleo boliviano, aumentando sua influência no Chaco e na

Bacia do Prata. Se não bastasse isso a Argentina tinha interesses petrolíferos particulares. A

SONJ teve seus ativos expropriados na Argentina em 1922 (em favor da YPF) e desde então

ambas travavam uma batalha jurídica onde sobraram trocas de acusações, insultos, boicotes e

embargos. Ao apoiar os paraguaios os argentinos esperavam atrair a simpatia da Royal

Dutch/Shell na tentativa de enfraquecer a influência da SONJ na região. Isso não apenas

afastaria um desafeto como também poderia abrir a possibilidade da YPF assumir o controle

do petróleo boliviano (O’Connor, 1959 e Guilherme, 1959).

Durante a guerra a Argentina também assumiu a liderança nas negociações de paz,

secundada pelo Brasil. Daí surgiu o grupo de mediação ABCP (Argentina, Brasil, Chile e

Peru), ao qual se uniram Estados Unidos e Uruguai. Findas as hostilidades o grupo convocou

132

a Conferência de Paz conduzida em Buenos Aires entre 1935/38. Para o Itamaraty, a atuação

do Brasil na Conferência representou uma oportunidade de aproximação com os vizinhos.

Contrário ao arbitramento da Liga das Nações (de onde se retirara em 1926), o Brasil

defendeu a tese de que cabia aos países do continente encontrar uma solução para o conflito e,

uma vez aceita esta, alinhou-se com as posições do governo norte-americano defendo a idéia

de criar uma zona intermediaria entre as fronteiras dos beligerantes.

Os resultados do conflito foram terríveis para dois países já pobres. A Bolívia perdeu

57.000 soldados; uma área de 235.000 km² e a saída para o Rio Paraguai em definitivo. O

Paraguai ganhou a guerra e os poços de petróleo da SONJ

mas perdeu 43.000 soldados e

contraiu uma dívida de US$ 140 milhões (Chiavenato, op. cit.).

Com a Bolívia necessitando desesperadamente de dinheiro e investimento para a

recuperação, ela aceitou iniciar conversações com a Argentina. A Conferência de Paz foi

conduzida em Buenos Aires e em breve uma comissão argentina chegava ao Chaco para

estudar os problemas econômicos da região. Em novembro de 1935 esta comissão apresentou

um informe que alertou a marinha argentina:

“Hoy, debemos importar, como se ha sostenido muchas veces, una enorme cantidad

de petróleo para la gente de la República. Hoy, importamos de México y de Perú,

países distantes e incontrolables; mañana, debiéramos reemplazar esa importación

con la del producto boliviano (...) no con la intención de terminar el comercio, sino

con la de contrabalancear en cantidad y calidad nuestras propiedades petroleras y

las crecientes necesidades del futuro”. O informe concluía que: “las rutas de

comunicación argentinas están destinadas a desarrollar el Oriente boliviano, y

absorber su comercio”. (Las relaciones de la Argentina con Bolivia y Paraguay

<http://www.argentina-rree.com/9/9-051.htm>, 2005. s/pág.).

As tratativas entre Argentina e Bolívia começaram em setembro de 1936 com as

discussões sobre a possível construção de uma ferrovia entre Yacuiba (Argentina) e Santa

Cruz de la Sierra (Bolívia). Em meio às negociações os bolivianos realizaram a primeira

nacionalização dos hidrocarbonetos. Em 21 de dezembro de 1936 o governo do General

David Toro determinava que todas as concessões petrolíferas caducariam em 13 de março de

1937 quando os ativos das petroleiras (diga-se SONJ) passariam sem indenização para o

controle de uma estatal, a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). Os

bolivianos justificaram o ato acusando a SONJ de evasão fiscal, fraude contábil, contrabando

Em 1944 a Chevron e a Unocal receberam permissão do Paraguai para realizar pesquisas de lavra no Chaco

Boreal. 5 poços foram abertos e lacrados e em 6 de outubro de 1944 os paraguaios, através do Decreto-

Lei n

5.449 concederam as duas companhias a exclusividade de E&P durante 60 anos sobre 80.000

. As pesquisas nesta área só puderam ser retomadas em 6 de outubro de 2006 (Chiavenato op. cit.).

133

de petróleo e ingerência na política local

. Na verdade o ato tinha motivações bem mais

complexas, a começar pelas relações Argentina-SONJ (O’Connor, 1959 e 1962).

Ao acenar com um possível acordo ferroviário/petrolífero os argentinos abriram a

perspectiva de romper o isolamento político/econômico da Bolívia, num momento que ela

precisava de renda para enfrentar a crise econômica e honrar dívidas de guerra. Mas a SONJ

já havia sinalizado aos bolivianos que não aceitaria aumento de impostos e jamais participaria

de um acordo com os argentinos. Para piorar a situação, havia agora o bloqueio total do

Chaco e era claro que nem os EUA (em crise e sob o New Deal), nem Chile (por ser muito

débil) e nem o Brasil (por ter seus próprios problemas) se interporiam a Argentina. Assim,

nada mais restava a Bolívia senão assumir o controle do seu petróleo e aceitar a oferta

argentina. Porém, a SONJ não desistiu e conseguiu cobrar dos bolivianos uma indenização de

US$ 1,7 milhões

Daí em diante as negociações argentino-bolivianas progrediram. Em 17/09/1937 os

países fechavam dois acordos, um regulamentando o tráfego fronteiriço e outro para estudar o

traçado de uma ferrovia entre Yacuíba e Santa Cruz de la Sierra. Em 19/11/1937 era fechado

um acordo sobre o transporte de petróleo. Por este tratado a Argentina comprometia-se a: 1)

auxiliar a Bolívia a desenvolver suas jazidas petrolíferas; 2) armazenar e transportar o

petróleo boliviano através da Argentina, sem cobrar tarifas; 3) controlar os depósitos e

caminhões usados no transporte de petróleo entre os dois países; 4) deter o monopólio sobre o

transporte de petróleo e derivados que lhe pertenciam; 5) importar da Bolívia 2.220.000 bpa; e

6) considerar como petróleo boliviano apenas o produzido pela YPFB.

Três países logo se alarmaram com o acordo. O primeiro deles foi os EUA. O

subsecretario de Estado norte-americano avisou que a Argentina estava comprando petróleo

de um país que não detinha a posse legal dos seus poços, alertando-a para não cometer um ato

que os EUA considerariam “inamistoso”. Entretanto, nessa época Roosevelt tinha outro

problema para resolver: recuperar a economia do país e assim não interveio.

O segundo país incomodado foi o Paraguai porque o tratado de vinculação ferroviária

entre Yacuiba y Santa Cruz previa um traçado que devia passar por um território então

ocupado por forças paraguaias, que seria objeto nas negociações de paz. Para contornar o

problema os argentinos tiveram que fechar um tratado comercial com os paraguaios.

As mesmas razões seriam invocadas para justificar as nacionalizações de 1969 e de 2006.

A SONJ utilizou sua influência política junto ao Departamento de Estado para pressionar a Bolívia. A

indenização (US$ 21,233 milhões em valores atuais) foi paga em 1942.

134

O terceiro país foi o Brasil, de longe a parte mais interessada por quatro motivos.

Primeiro eram pelos motivos geopolíticos já expostos anteriormente e nesse caso a Argentina

estava conseguindo implementar a sua política para o Prata. Em segundo lugar o Brasil ainda

devia parte da indenização acertada em 1903, o que poderia ser utilizado como justificativa

para a Bolívia fazer algum tipo de reclamação. O terceiro motivo era que o projeto

desenvolvimentista conduzido pelo Estado Novo necessitava de superávit de petróleo para

implantar a política de industrialização. Nessa época a pesquisas de lavra de hidrocarbonetos

no Brasil haviam se mostrado decepcionantes. Em contrapartida, pelos conhecimentos

geológicos da época, acreditava-se a Bolívia tinha grandes jazidas de petróleo (Hage in: Haag,

2006). O quarto motivo era de ordem interna. Havia uma preocupação constante do governo

Vargas com a possibilidade das forças de oposição utilizar os países limítrofes para suas

atividades políticas. Este tipo de atitude manifestou-se em 1932, durante a Revolução

Constitucionalista de São Paulo. Os revoltosos paulistas atuaram nos países vizinhos,

especialmente os que possuíam fronteiras com o Paraná e Mato Grosso, utilizando esse

caminho para passagem de armas em troca de café, via porto de Buenos Aires.

Em 21 de agosto de 1938 em Buenos Aires era fechado o Tratado de Paz, Amizade e

Limites entre Bolívia e Paraguai aumentando a urgência brasileira. A necessidade de bloquear

a Argentina ao mesmo tempo em que viabilizava o seu próprio projeto nacional e resolvia

antigas pendências levou o Brasil a propor o primeiro acordo com a Bolívia tendo como

assunto os hidrocarbonetos. Nasceu daí o Tratado de Roboré (nome da cidade boliviana onde

o foi assinado) com a Bolívia de 25 de novembro de 1938. Nele o Brasil fazia praticamente as

mesmas ofertas da Argentina: 1) a Bolívia concedia ao Brasil uma área de 34.000 km

entre as

províncias de Cochabamba e Potosí para explorar petróleo; 2) o Brasil criaria uma autarquia

que seria responsável por instalar e explorar refinarias, criar meios de transporte e distribuir

no mercado brasileiro o petróleo importado e seus derivados, dando preferência sempre, em

igualdade de condições, ao petróleo boliviano; 3) seria construída uma ferrovia entre Santa

Cruz de la Sierra e Santos, por onde os bolivianos poderiam escoar seus produtos e o seu

petróleo sem tarifas; 4) os custos bolivianos da ferrovia seriam arcados pelo Brasil em troca

do abatimento das pendências do Tratado de Petrópolis; e 5) em troca dos débitos bolivianos

contraídos com a construção da ferrovia o Brasil aceitava o petróleo a ser explorado.

O acordo com a Bolívia dificilmente deixaria de estabelecer um vínculo estrutural com

esse país em função da própria configuração da indústria petrolífera que, como vimos no

capítulo 2, é grande demandante de capitais, tecnologia e conhecimento técnico, sendo quase

135

impossível isolar completamente países produtores e consumidores, além do que, a dupla

natureza dos hidrocarbonetos o torna imensamente estratégico. Por isso, operações

conduzidas pelos mesmos capitais em países diferentes resultam na interdependência, que é

estrutural e politicamente mais profunda do que a no caso de uma ligação ferroviária

(Sampson, op. cit.; Yergin, op. cit. e Cechi op. cit.).

Não foi o que aconteceu nesse momento. Conforme Minadeo (op.cit.) o Tratado de

Roboré era uma peça de ficção porque o Brasil de então não dispunha de capitais para tal

empreitada e estava iniciando seu processo de industrialização (o que absorvia toda a atenção

interna), além disso, o país não tinha qualquer conhecimento técnico na área petrolífera e nem

mesmo uma companhia capaz de conduzir uma integração da espécie proposta.

4.3.2. A Argentina Firma Posição

Ao contrário do Brasil a Argentina não tinha tantos problemas, o que logo ficou claro

com as ofertas monetárias, facilidades, vantagens bem como a assistência técnica para os

bolivianos operar as instalações da SONJ. Assim os argentinos ocuparam o espaço aberto. Em

2 de abril de 1940 foi assinada uma ata onde adiantariam aos bolivianos os fundos necessários

para construção da primeira trama da ferrovia Yacuiba-Santa Cruz; adiantaria 500.000

pesos

para abrir novos poços nas jazidas de Samandita e construiria um oleoduto entre Bermejo

(Bolívia) e Orán (Argentina). Em troca o governo boliviano dava como garantia os

hidrocarbonetos a serem encontrados. Também foi assinado um protocolo para facilitar os

tramites alfandegários entre os dois países e uma nota para construir uma linha telegráfica

entre Aguaray e Yacuiba (Las relaciones de la Argentina con Bolivia y Paraguay).

Finalmente, em 10 de fevereiro de 1941 era assinado em Buenos Aires o Tratado de

Vinculación de Ferrocariles, o acordo final entre Argentina e Bolívia. O Governo argentino

adiantaria a Bolívia os recursos para a construção da primeira trama da ferrovia Yacuiba-

Santa Cruz-Sucre; adiantaria a soma de 2.000.000

de pesos para abertura poços em

Samandita e construiria um oleoduto entre Bermejo e Orán. Sobre as somas adiantadas pela

Argentina incidiria um juro de 3% a.a., e amortização de 5% a.a., reembolsáveis com

hidrocarbonetos, pesos argentinos, dólares americanos, ou outra moeda de curso universal.

Em troca os bolivianos davam como garantia o produto da venda dos hidrocarbonetos das

zonas petrolíferas cortadas pela ferrovia Yacuiba-Santa Cruz-Sucre e pelo oleoduto Bermejo-

Hoje: US$ 1.274.418,60

Hoje: US$ 5.097.674,42

136

Orán. Observe-se que como garantia a Bolívia ofereceu a Argentina o petróleo a ser

descoberto em zona previamente oferecida ao Brasil no Tratado de Roboré.

Em 6 de fevereiro de 1942 era complementado o acordo ferroviário. Os argentinos

adiantaram 12.200.000

pesos para os bolivianos construírem a trama fronteira-Villa Montes

da ferrovia Yacuiba-Santa Cruz de la Sierra. Em contrapartida a YPFB venderia a YPF todo

petróleo produzido em Bermejo (1.110 bpd) durante 10 anos, podendo reter o excedente. A

YPF tinha autorização para construir um oleoduto entre Bermejo e Río Pescado. Também era

prevista a construção de uma estrada unindo Potosí y Tarija à rede viária argentina. Para tal a

Argentina adiantaria a soma de 10.000.000

de pesos, fazendo mais adiantamentos quando

necessários. A garantia era o petróleo produzido nos campos de Bermejo.

Depois disso durante 58 anos (até 1999) a Argentina transformou-se no país da região

mais importante para Bolívia. Seu único contraponto eram os EUA. Os argentinos forneceram

assistência técnica e treinamento para os bolivianos construírem duas refinarias, postos e

operarem os campos. Com o tempo as relações bilaterais entre os dois países resumiram-se

apenas a questão dos hidrocarbonetos. Esta teve mais importância a partir de julho de 1968

quando foi firmado um contrato de exportação do gás natural boliviano para a Argentina. Era

o primeiro do gênero na América do Sul. Pelo contrato seria construído um gasoduto entre o

campo de gás de Colpa (Bolívia) e Pocitos (Argentina); o contrato teria validade de 20 anos;

seriam importados 4,2 mm

/dia de gás natural (ampliado para 6 mm

/dia em 1979). A

exportação iniciou em maio de 1972 e por 27 anos a Argentina foi o único cliente da Bolívia.

Conforme William Torres Armas (in: Torrecilla, 2005) a venda de gás natural

dominou a relação bilateral entre os dois países e nos anos 80 com a crise do preço do estanho

a venda de gás natural para Argentina respondia por 40% das exportações bolivianas e 47%

dos ingressos do Tesoro General de la Nación (cerca de US$ 166 milhões por ano).

Enquanto isto, e apesar da retórica em prol da aproximação com os países da América

do Sul, outros fatores prendiam a atenção do Brasil, em especial o processo de

industrialização de cunho nacional-desenvolvimentista, que dominou a agenda diplomática do

país. Como isso afetou a relação Bolívia-Brasil será visto na sessão seguinte, como veremos,

depois de constatado que a Bolívia poderia possuir grandes reservas de hidrocarbonetos eles

nunca mais deixaram de ser assunto nas conversações entre os dois países.

Hoje: US$ 30.586.046,51

Hoje: US$ 25.070.529,93

137

4.4. A Bolívia e o Brasil nos Anos de Interlúdio (1938 a 1985)

No Brasil, o período que vai de 1930 a 1989 é caracterizado pelas políticas do

nacional-desenvolvimentismo. O país despendeu imensos esforços para construir um parque

industrial suficientemente grande e diversificado para atender as demandas de uma moderna

sociedade industrial, realizar as potencialidades do país e aumentar sua possibilidade de

inserção mundial de forma bem-sucedida. Nesse período foi construída a indústria elétrica

(Eletrobrás), nuclear (Nucleobrás), petrolífera (Petrobras), petroquímica (Petroquisa),

siderúrgica (CSN), entre outras. No governo Costa e Silva foi implementado o projeto

nacional-desenvolvimentista através do “tripé econômico” que conjugou capital Estatal,

capital nacional privado e capital estrangeiro, onde o capital estatal teria participação decisiva

como indutor de investimentos.

Conforme Almeida (1998), Silva (2004) e Vizentini (2004) a política externa brasileira

sofreu mudanças durante todo esse período, em parte como reflexo da alteração da matriz

econômica. Como país em industrialização, o Brasil tornou-se demandante de combustíveis e

exportador de bens industrializados.

4.4.1. Sob o Tratado de Roboré (1938 a 1958)

Por 20 anos o relacionamento Bolívia-Brasil foi conduzido no âmbito do Tratado de

Roboré. Nesse período enquanto inúmeros problemas emperraram o andamento da questão

dos hidrocarbonetos, foram implementados outros dispositivos do Tratado.

No primeiro período Vargas (1930/45) quase toda atenção da política externa voltava-

se à obtenção de vantagens comerciais barganhando principalmente com a Alemanha e EUA,

sendo que obter uma siderúrgica era o maior de todos os objetivos. Depois do advento da

Segunda Guerra Mundial, além da natural preocupação com um conflito de tais dimensões, o

Brasil conseguiu negociar a siderúrgica com os EUA em troca de, entre outras coisas, a seção

de bases militares no nordeste.

Mesmo tendo estas prioridades, o Brasil procurava manter o bom relacionamento com

os países sul-americanos e nesse sentido tentou aproximar-se dos bolivianos, mesmo após o

acordo Argentina-Bolívia. Uma das demandas do Brasil era que os bolivianos definissem qual

a área da concessão coberta pelo Tratado de Roboré já que a região prometida aos brasileiros

era a mesma prometida à Argentina. Enquanto os bolivianos não resolviam à questão, o Brasil

continuou construindo a ferrovia acertada apesar das dificuldades em importar trilhos dos

EUA durante a Segunda Guerra. Em 1943 o Brasil aceitou como pagamento da parte

138

boliviana os estudos geológicos da SONJ que indicavam reservas cujo valor seria de US$

901.788.000,00

. Daí para frente o Brasil custeou sozinho a ferrovia.

Sob o Governo de Eurico Gaspar Dutra (1945/50) a diplomacia brasileira alinhou-se

completamente aos EUA, esperando tirar algumas vantagens como aliado preferencial.

Entretanto, a situação não era a mesma de pré-guerra: era época de Guerra-Fria e os EUA não

estavam dispostos a fazer concessões ainda mais porque o Brasil não tinha quem usar como

contraponto (a não ser a URSS). Nesse contexto, na América do Sul houve apenas algumas

conversações. Uma delas foi sobre a concessão petrolífera acordada em Roboré. Em 1950 a

Bolívia decidiu que ao norte do rio Parapeti a área era para o Brasil ao sul para a Argentina.

No segundo Governo Vargas (1951/54), com a indústria siderúrgica já em pleno

funcionamento e o país necessitando de petróleo, voltou o interesse brasileiro sobre os

hidrocarbonetos bolivianos. A proposta foi bem recebida pelo governo de Víctor Paz

Estenssoro, que precisava de dinheiro. Assim, a reaproximação se fez com as Notas Reversais

de 17 de janeiro de 1952 onde o Brasil conseguiu que a Bolívia delimitasse precisamente a

área reservada aos futuros trabalhos de empresas brasileiras para os quais ambos os países

concordaram em contribuir com US$ 1 milhão cada, ficando o Brasil responsável por adiantar

a parte correspondente à Bolívia.

Pouco depois a Bolívia entrava em convulsão. Sob pressão dos sindicatos e partidos de

esquerda, em 31 de outubro de 1952 Paz Estenssoro proclamava a Revolução e era publicada

a Ata de Independência Econômica da Bolívia, que promoveu uma série de reformas, entre

elas a agrária e a nacionalização das minas de estanho

. Mas o ambiente era pouco propício

para uma revolução com matizes esquerdistas. Conforme Bandeira (2006a) a Bolívia

dependia do mercado norte-americano para as exportações de cobre e estanho e o clima de

Guerra Fria impunham cautela e moderação. Alguns dias depois, num discurso diante da COB

Estenssoro amenizou o furor dos mais exaltados ao lembrar que:

“É possível dizer que podemos fazer um túnel para sair além dos mares e vender

nosso estanho. É uma frase bonita que arranca aplausos, mas a realidade é outra,

porque necessitamos de dólares para a nossa subsistência” (Bandeira, 2006a).

Hoje: US$ 9.883.596.480,00.

Nessa ocasião foi criada a Corporación Minera Boliviana (Comibol) para administrar as minas.

139

Com isso o presidente deixava claro que a Bolívia não era uma ilha, que era necessário

comercializar o estanho e o país enfrentava embargos do Chile e do Peru, de cujos portos

dependiam suas exportações.

Paz Estenssoro não se enganou. Ao contrário de 1937 os EUA não estavam dispostos a

tolerar desafios e reagiram fazendo pressão através do preço do estanho. Em busca de fundos,

Paz Estenssoro sinalizou para o Brasil com a possibilidade de um novo acordo ferroviário-

petrolífero e em 12 de agosto de 1953 eram assinadas novas Notas Reversais sobre o Tratado

de 1938. Desta feita cada país dobrava o valor prometido pelas Notas de 1952, ou seja, US$ 2

milhões

cada, ficando o Brasil novamente responsável pela parte boliviana.

Para a Bolívia a boa vontade do Brasil foi de pouca valia. Sem coesão interna e com os

problemas econômicos se avolumando em 1953 o governo Paz Estenssoro foi obrigado a

capitular frente aos EUA e logo depois deu uma concessão de 200.000 km

as petrolíferas

norte-americanas em troca de uma ajuda de US$ 22 milhões

. Isso neutralizou a investida

brasileira. Depois da morte de Vargas o governo Café Filho, francamente pró-americano,

liquidou a proposta, quando o Ministério da Fazenda informou ao Itamaraty que não poderia

fornecer o dinheiro (Bandeira, 2006a).

Para consolidar o domínio das petrolíferas norte-americanas em 29 de outubro de 1956

era promulgado o novo “Código del Petróleo” boliviano, também conhecido como “Código

Davenport” por ter sido redigido em New York pelo advogado Henry Holland, especializado

em assuntos petrolíferos. Ele determinou que as empresas seriam taxadas em 18%, podendo

reter 82% dos lucros

. O artigo 21 desse código protegia os interesses norte-americanos. Por

ele ficava proibida a atuação de petrolíferas estatais e para-estatais na Bolívia. O dispositivo

jurídico tinha um alvo: impedir que a recém-nascida Petrobrás e a YPF (leia-se Brasil e

Argentina) atuassem na Bolívia (Mascarenhas, 1959).

Com a concessão em mãos e protegidas pelo novo código as petrolíferas norte-

americanas iniciaram as operações, mas o insucesso das pesquisas de lavra fez com que elas

se retirassem até restasse apenas a Gulf Oil Co. Os estudos da Gulf logo mostraram que a

Bolívia era rica sim em hidrocarbonetos, não sob a forma de petróleo, mas sob a forma de gás

natural, não obstante existia um empecilho: as jazidas estavam a uma profundidade média de

3.445 m. Como a YPFB não tinha condições de explorá-las o governo entregou-as a Gulf Oil,

que em 1961 confirmou a existência de campos de gás em Caranda, Colpa e Rio Grande.

Hoje: US$ 13.460.000,00.

Hoje: US$ 134.600.000,00.

São as mesmas percentagens fixadas no Decreto Supremo 1.689 após a reprivatização do setor em 1996.

140

Entrementes, em 1955 a ferrovia Santa Cruz de La Sierra-Santos estava quase pronta

(ver mapa 3.4 nos anexos). Conforme Minadeo (op. cit.), a Bolívia não tinha como pagar sua

parte, assim em 1956 o presidente eleito Hermán Silles Zuazo visitou o Brasil e confirmou a

validade do Tratado de 1938, mas insistia em sua atualização. A idéia dos bolivianos era

trocar sua parte da dívida na ferrovia por uma concessão petrolífera em que o Brasil aceitasse

como pagamento o petróleo a ser descoberto. Dessa aproximação surgiu a Comissão Mista

Permanente Brasil-Bolívia.

No caso dos hidrocarbonetos o governo brasileiro solicitou a Petrobras à definição das

bases para as novas negociações, que não se afastaram do espírito do Tratado de 1938, mas

tinham reais vantagens práticas. O empecilho era o artigo 21 do código do petróleo boliviano,

mas Zuazo deu garantias de que iria suprimi-lo. Ante essas perspectivas o presidente da

Petrobras, Idálio Sardenberg, foi a Bolívia, mas a recepção foi péssima (Minadeo, op. cit.).

A resistência boliviana em aceitar um acordo com o Brasil tinha um fundamento. Por

essa época já era visível para todos os vizinhos que o Brasil podia ser pobre, mas era

desproporcionalmente grande quando comparado a eles. Conforme Hage (op. cit.) a

negociações que estabeleceram as fronteiras do país quase sempre acabaram em favor do

Brasil, gerando desconfiança de um “imperialismo” velado, desconfiança aumentada quando

o Estado Novo (decretado em 11 de novembro de 1937) adotou abertamente uma política de

industrialização. Daí em diante nunca cessou o temor de que o Brasil exercitasse uma “divisão

do trabalho latino-americana”, em que ele exportasse produtos manufaturados e forçasse os

sócios a se concentrar na exportação de produtos primários. Esses sentimentos foram mais

bem expressos em 1952 quando um deputado boliviano declarou:

“Señores Disputados: um vecino poderoso confiado quizá em su própria fuerza

pretende desconecer al derecho, pero el pueblo boliviano debe asumir uma defensa

heróica de sus atributos.” (Hage in: Haag, op. cit, s/pág.)

Os bolivianos demonstraram abertamente que consideravam a perspectiva da presença

de uma companhia brasileira como prova do expansionismo do Brasil. Além disso, diziam

através da imprensa que seria mais difícil expropriar o patrimônio de uma estatal do que de

uma companhia privada, como acontecera com a SONJ em 1937 (Minadeo, op.cit.). Em tal

ambiente os negócios não prosseguiram. Caberia ao Governo JK retomar as conversações.

141

4.4.2. Das Notas Reversais ao Golpe (1958 a 1964)

No governo de Juscelino Kubitchek (1955/1960) as atenções se voltaram para a

conclusão do projeto de substituição de exportações. JK também se mostrou favorável a uma

aproximação com a América Latina. Expoente nesse sentido foi o lançamento da Operação

Pan-americana (OPA) em 1958. Nesse período, conforme Silva (2004), Antônio Correa Lago,

chefe da Divisão Econômica do Itamaraty, definiu dez pontos no tocante a integração da

região: 1) definição da política econômica e comercial brasileira na América Latina; 2)

definição de uma política de exportação de manufaturados brasileiros; 3) definição da posição

brasileira diante do mercado regional latino-americano; 4) definição da política brasileira de

trigo no tocante ao abastecimento de 1958; 5) negociações comerciais com a Argentina; 6)

negociações comerciais com o Uruguai; 7) negociações com o Equador; 8) negociações com a

Bolívia; 9) negociações com a Colômbia; 10) negociações com os EUA.

No âmbito do ponto 8 o Brasil fez a segunda proposta relativa aos hidrocarbonetos da

Bolívia, também com o interesse em resolver definitivamente as pendências do Tratado de

Roboré. Assim, em 29 de março de 1958 foram assinadas as Notas Reversais do Acordo de

Roboré, um total de 28 protocolos (10 ainda vigoram), onde ficou acordado que:

1. A área de concessão brasileira seria reduzida de 34.000 km

para 13.500 km

(ver mapa 3.5

nos anexos)

2. Seriam criadas companhias particulares brasileiras para pesquisar, explorar e transportar o

petróleo na Bolívia. Note-se: como estatal a Petrobras não podia atuar na Bolívia.

3. A Bolívia assumiria total controle sobre a área concedida se as empresas brasileiras não

encontrassem petróleo em 18 meses.

4. O Brasil compraria 100.000 bpd da Bolívia;

5. O Brasil construiria um gasoduto e um oleoduto ligando Santa Cruz ao Sudeste do Brasil.

6. O Brasil compraria todo gás natural produzido na Bolívia.

7. O Brasil também se comprometeu a construir a infra-estruturas proveitosas para a Bolívia,

em especial uma ferrovia entre Santa Cruz de La Sierra e Corumbá (concluída em 1958) para

a qual os bolivianos deram como garantias o petróleo a ser encontrado.

O acordo não foi implementado porque uma vez conhecidos os termos das Notas

Reversais houve furor generalizado no Brasil. O pivô da insatisfação era a participação ou não

da Petrobras nos acordos. Desta feita a campanha nacionalista teve duas mãos: à esquerda,

comandada pelo Partido Comunista e a direita, comandada por Carlos Lacerda. Ambos faziam

142

coro ao dizer que o tratado não contemplava o interesse nacional e defendiam a tese que

caberia a Petrobras comandar a operação. Além disso, alguns setores militares, ferrenhos

defensores da Petrobras, ficaram furiosos porque ela teria que comprar um petróleo ainda não

explorado e, segundo eles, se nada fosse encontrado, os capitais ficariam com os bolivianos

que certamente os repassariam aos norte-americanos. Dentro da Petrobras a ira resultava do

fato da estatal não ter sido consultada sobre a obrigatoriedade de comprar hidrocarbonetos e

construir dutos sem ter as mínimas garantias de retorno do investimento. Somando prós e

contras, os opositores do acordo suspeitavam que na verdade as Notas visavam descapitalizar

a estatal em beneficio das petrolíferas norte-americanas. A questão acabou em CPI e demissão

de todos os funcionários públicos envolvidos no negócio (Nassif, 2006).

De qualquer modo, do lado boliviano as Notas foram rechaçadas pelo mesmo temor

nacionalista já expresso em 1956, com a invocação do artigo 21 do código do petróleo.

Conforme Minadeo (op. cit.) esse novo acordo fracassou por que:

1. O Itamaraty havia prometido mais do que o Brasil podia fazer;

2. A concessão foi negociada por governos. Como não se fizera prospecções geológicas seria

impossível convencer uma empresa privada se interessar pelo projeto;

3. No Brasil houve excesso de demagogia e discursos inflamados de políticos, autoridades e

pessoas públicas, em contrapartida, houve pouca análise técnica objetiva;

4. Na Bolívia imperava o caos. O governo era recente e precisava desesperadamente de

dinheiro. Isso explicaria sua política totalmente desencontrada: nacionalização de minas,

reforma agrária e abertura do setor petrolífero para o capital norte-americano. Era temerário

investir num país que apresentava tantas incongruências. Observe-se que a Gulf continuou

operando na Bolívia, mas o país estava sob intensa pressão do governo norte-americano.

Ainda conforme o autor tantos problemas geravam um péssimo ambiente para

qualquer companhia se interessar pelo projeto, justamente no setor petrolífero onde

estabilidade política é condição sine qua non para elas operarem. Assim, os únicos resultados

positivos das Notas Reversais foram à delimitação definitiva das fronteiras entre os dois

países e a regularização do trânsito ferroviário e de pessoas.

Concluindo, Minadeo diz que a lição dada por 20 anos de negociações mal-sucedidas

em relação aos hidrocarbonetos, é que nenhuma parte envolvida tinha a mínima idéia do

tamanho do empreendimento, muito menos dos volumes de recursos necessários. Para o autor

se houve algum favorecido foi à Bolívia que soube jogar com os interesses de argentinos e

brasileiros para obter dinheiro, obras de infra-estrutura e acordos comerciais favoráveis.

143

4.4.3. Durante o Regime Militar (1964 a 1985)

Conforme Silva (2004) no início dos anos 60 o Brasil era visto como possuidor da

mais moderna e diversificada estrutura industrial do mundo subdesenvolvido, tendo sido

capaz de realizar com notável grau de sucesso a transição de um desenvolvimento industrial

baseado no protecionismo às atividades voltadas para o atendimento exclusivo do mercado

interno, para uma fase de abertura crescente ao exterior.

Dentro desse âmbito, no Governo de Jânio Quadros (1961) aconteceu um fato de suma

importância: a instrução 204 da Sumoc de 1961 realizava uma reforma monetária e

desvalorizava a moeda favorecendo as exportações. Era um indicador que o Brasil lograra

êxito no processo de substituição de importações. Sintomático nesse quadro foi o lançamento

da Política Externa Independente (PEI) através do qual o país passou a se preocupar em obter

mercados internacionais para colocar seus produtos, aproximando-se à África, América Latina

(através da ALALC), China, Europa do Leste e URSS.

Depois da renúncia de Jânio, o Governo João Goulart (1962/64) deu continuidade a

PEI, mas isso mudou substancialmente em 31 de março de 1964 com golpe militar. Segundo

Vizentini (op. cit.) a política externa sob o Governo Castello Branco (1964/67) voltou-se para

o realinhamento com os EUA, abertura aos capitais externos, acordos bilaterais e abandono

das iniciativas no âmbito da PEI e da OPA. Essa política externa visava atender os interesses

da burguesia nacional internacionalizada construindo um modelo de desenvolvimento

dependente e associado. Nele caberia ao Estado a tarefa de incrementar a expansão dos bens

de capital, favorecer os capitais internacionais para a expansão dos bens de consumo para a

classe média e deixando a produção dos bens de consumo popular para a insipiente indústria

nacional. Como conseqüência o mercado interno seria insuficiente para absorver a produção,

forçando a diplomacia a buscar mercados no exterior. Esse foi um dos motivos que levaram o

Brasil a se reaproximar da América Latina.

Nesse ambiente as conversações com a Bolívia foram principalmente econômicas,

envolvendo a ligação ferroviária, o comércio fronteiriço, a compra de látex e pela terceira vez

aventou-se uma proposta de aproveitar os hidrocarbonetos bolivianos. Conforme Silva (2004)

em 1965 formou-se um grupo de trabalho com a finalidade de propor ao Presidente a

retomada das conversações visando à construção de um gasoduto entre Santa Cruz de La

Sierra e São Paulo. Em 5 de novembro de 1965 esse grupo apresentou uma proposta

recomendando o projeto com base nos seguintes argumentos:

144

1. O Brasil teria acesso a uma fonte de gás natural;

2. A matriz energética teria um complemento melhor com o gás, combustível mais barato,

menos poluente e mais flexível no uso industrial e doméstico;

3. Melhorar-se-ia o perfil geoeconômico da região sudeste e centro-oeste, pois uma planta de

fertilizantes poderia ser construída no Paraná;

4. Criar-se-ia uma fonte estável de divisas para a Bolívia, que poderia absorver a produção da

indústria paulista;

5. Em Corumbá poderiam ser construídas usinas termoelétricas e uma usina de redução capaz

de beneficiar o minério de ferro e manganês vindo de Urucum;

6. Poderiam ser construídas indústrias leves e usinas termoelétricas no eixo Campo

Grande/Três Lagoas e oeste paulista;

7. A norte-americana Tennessee Gas interessara-se pelo projeto, o que facilitaria a obtenção

do financiamento.

Também se argumentou que se havia intenção de interiorizar o parque industrial

brasileiro esse projeto era uma boa alternativa porque o gasoduto poderia terminar em Bauru e

daí ser dirigido para o Paraná e Triângulo Mineiro. Apresentado ao Conselho Nacional de

Segurança o projeto foi bem recebido, mas depois de pedir vistas, o Marechal Costa e Silva

objetou dizendo que era arriscado confiar o suprimento de gás a um país instável como a

Bolívia, onde os problemas políticos poderiam levar a interrupção do fornecimento,

paralisando o parque industrial paulista. Também alegou que era necessário preservar a

estrutura de refino da Petrobras. Apesar da tentativa de se rebater esses argumentos, Castello

Branco entendeu que era necessário uma análise mais aprofundada e nomeou um grupo de

estudos que tinha à frente o General Ernesto Geisel. As negociações não foram concluídas e

pela terceira vez adiava-se o projeto de vínculo com a Bolívia centrado nos hidrocarbonetos.

No governo Costa e Silva (1967/69) houve a ruptura com a diplomacia de Castello

Branco. Sob o conceito de Diplomacia da Prosperidade foram retomadas as linhas gerais da

PEI, voltando à política externa para a autonomia e o desenvolvimento. Para a América Latina

isso significou uma redução das relações, que ficaram restritas ao âmbito da OEA e ALALC.

O Governo Costa e Silva foi uma época de definições importantes. Para começar, na

Bolívia se confirmavam os temores expressos em 1965. O descontentamento e irritação social

levaram a nova instabilidade política seguida do golpe do General Alfredo Ovando Candia

(1969/70). A 17 de outubro de 1969 Candia baixava o Decreto Supremo 8.956 determinando

145

a segunda nacionalização do setor. O ato teve forte influência do líder socialista e então

ministro dos hidrocarbonetos Marcelo Quiroga Santa Cruz

e contou com apoio dos

nacionalistas e partidos de esquerda. Dessa vez a prejudicada era a Gulf. A justificativa para a

expropriação foi idêntica à utilizada para o caso da SONJ em 1937. A Gulf reagiu e conseguiu

que o governo dos EUA retaliasse duramente os bolivianos: suas exportações foram

bloqueadas, a construção do gasoduto com a Argentina foi suspensa (pela retenção de

equipamentos na fronteira), os desembolsos do BIRD foram congelados. Os bloqueios foram

suspensos depois que o Estado pagou uma indenização de US$ 78 milhões

Outra definição importante é que os militares passaram a desaprovar veementemente

qualquer projeto externo envolvendo a Petrobras. Duas razões justificavam esta postura. A

primeira delas era a visão política que tinham da estatal. Considerada altamente estratégica,

ela estava fazendo jus à confiança que nela se depositava como garantidora do abastecimento

interno, ainda mais num momento de grande crescimento econômico e grande demanda de

combustíveis. Os militares sequer permitiam que ela fosse criticada e rechaçavam a idéia de

sua exposição externa (Contreras, 1994).

A segunda razão é que o regime tinha outros planos para a Petrobras como vimos no

capítulo 3: ela seria peça central para a consolidação do projeto nacional-desenvolvimentista,

complementando o parque industrial através do “tripé econômico”, onde participariam o

Estado como indutor do crescimento, capital privado internacional e capital privado nacional.

Com a criação da Petroquisa (Decreto-Lei 61.981 de 28 de dezembro de 1967) a Petrobras era

transformada no pivô dos interesses que giraram em torno da construção do setor

petroquímico. Demandante de altíssimos capitais e conhecimento agregado a petroquímica

absorveu toda atenção da Petrobras e não havia espaço para projetos paralelos.

Conforme Vizentini (op. cit.) no governo Médici (1969/74) foi implementado o

projeto de Brasil Potência, através da Diplomacia do Interesse Nacional. Repressivo,

formalmente pró-americano, mas desenvolvimentista, nesse período foi abandonada à

solidariedade terceiro-mundista, a estratégia multilateral cedeu terreno ao bilateralismo e à via

solitária, e as áreas de atrito com os EUA receberam maior atenção. Estabeleceu-se uma

espécie de divisão entre multilateralismo, onde o Brasil buscava apoio quando não conseguia

agir sozinho e o bilateralismo, quando havia aquela possibilidade.

Um dos principais intelectuais socialistas do país Santa Cruz escreveu os livros El Saqueo de Bolívia e El Gás

que ya no Tenemos. A mando do ditador Luis García Meza, Santa Cruz foi preso, torturado e

assassinado em 17 de julho de 1980. Atualmente seu nome é um dos mais invocados por Evo Morales.

US$ 401,7 milhões em valores de hoje.

146

Nos anos 70 o êxito da política nacional-desenvolvimentista brasileira gerou enormes

desconfianças na América do Sul e sérias tensões entre o Brasil e seus vizinhos porque o

projeto do Brasil Potência implicava a afirmação sobre determinada área geográfica, evitando

a constituição de governos hostis ao seu projeto.

Nessa época as estratégias do país foram orientadas pelas concepções geopolíticas

gestadas na Escola Superior de Guerra pelo General Golbery do Couto e Silva. Concebidas no

final dos anos 60 pregavam, entre outras, a ocupação do Centro-Oeste. Dentro dessa estratégia

a idéia era implementar projetos compartilhando os recursos naturais com os vizinhos

aumentando a desconfiança de que o Brasil tentava impor seu próprio “imperialismo”. A

disputa emblemática foi a proposta de aproveitamento hidroelétrico no rio Paraná que

originou o episódio conhecido como a "Diplomacia das Cachoeiras" envolvendo Argentina,

Brasil e Paraguai e que resultou na construção de Itaipu.

Nesse âmbito as relações com a Bolívia foram importantes para não ceder mais terreno

à Argentina (que estava concluído o gasoduto). Manteve-se um relacionamento satisfatório

com o governo de esquerda do país e, ao mesmo tempo colaborava-se com as forças

domésticas e internacionais interessadas em sua queda. Os laços foram estreitados depois que

Hugo Banzer deu um golpe em 1971 e assumiu o poder. O Itamaraty articulou um programa

de estágio e treinamento para instrutores de ensino técnico e formação profissional junto ao

Senai, preparou (com o BNH) um projeto habitacional e articulou a criação de uma nova

Comissão Mista Brasil-Bolívia.

No Governo do General Ernesto Geisel (1974/79) a gestão da política externa coube

ao Chanceler Azeredo da Silveira que a orientou sob o conceito do Pragmatismo Responsável

e Ecumênico. Em linhas gerais percebeu-se que o país necessitava aprofundar suas relações

exteriores, pois o capitalismo brasileiro atingira um nível de desenvolvimento que propiciava

alto grau de inserção mundial. Foram aprofundadas as relações com a África, Europa

Ocidental, Japão e Oriente Médio. Ao mesmo tempo, por motivos políticos e econômicos, foi

reforçada a agenda cooperativa com a América Latina, frente à qual o Brasil abandonou o

discurso ufanista e procurou estreitar os laços de cooperação.

A Bolívia continuou a ocupar espaço importante na agenda. Em 22 de maio de 1974

Hugo Banzer e Geisel assinaram um Acordo de Cooperação e Complementação Industrial

onde foi feita à quarta proposta brasileira para aproveitamento dos hidrocarbonetos bolivianos

(a terceira referente ao gás). Seria construído um gasoduto capaz de transportar 6,8 mm

/dia

147

de gás natural (quase idêntico ao gasoduto Argentina-Bolívia) durante 20 anos, mas desta

feita o projeto malogrou por que:

1. Na linha das justificativas apresentadas para rejeitar o projeto de 1965, os militares não

queriam envolver a estatal num projeto altamente duvidoso e com um país sabidamente

instável. A questão ferroviária e as estatizações de 1936 e 1969 eram três maus precedentes;

2. Pessoalmente Geisel não acreditava no potencial gasífero da Bolívia e era contra a

construção do gasoduto;

3. A Petrobras não tinha interesse no projeto. O General Geisel comandara a estatal entre

1969/74, não tolerando interferência na sua gestão, voltada para a consolidação da estrutura

vertical da Petrobras, construção do Sistema Petrobras e, depois de 1972, procurar e produzir

petróleo em áreas favoráveis no exterior com objetivo assegurar o abastecimento interno a

preços constantes. Geisel também criou um grupo de trabalho (que controlou a estatal até

1985), que o substituiu e manteve suas diretrizes (Contreras, 1994);

4. Era época do “milagre brasileiro”, cabendo ao petróleo o papel de destaque na matriz

energética brasileira e não havia espaço para o gás natural. A necessidade de petróleo foi

reforçada após o choque de 1973 tornando obsessão a conquista da auto-suficiência;

5. A Petrobras não tinha as mínimas condições tecnológicas e financeiras para desenvolver

um projeto gasífero;

6. Os bolivianos eram contra, alegando que a exportação de gás natural para o Brasil

comprometeria o processo de industrialização nacional, além do que havia incerteza quanto à

capacidade da Bolívia em atender a demanda brasileira e o bom momento no cenário

petrolífero internacional estimulava a exportação de petróleo, não de gás natural.

Em agosto de 1977 Banzer visitou Brasília onde foram assinados cinco acordos e

convênios. Um deles autorizava a YPFB a operar no Brasil. Posteriormente, em Outubro de

1978, foi firmada uma nova ata de intenções sobre o gás natural boliviano aonde o Brasil

importaria 13,32 mm

/dia, mas o projeto não avançou basicamente pelos mesmos motivos que

inviabilizaram o acordo de 1974.

O Brasil também assinou o Tratado de Cooperação Amazônica (TCA, 1978) com a

Bolívia, Colômbia, Equador, Guiana, Peru, Suriname e Venezuela, com objetivo de completar

as políticas de povoamento e desenvolvimento da área, que vinham sendo implantadas com o

fim de contrabalançar o crescente interesse internacional pela região. Desta forma, procurava-

se romper o isolamento da zona amazônica dentro do próprio território nacional e ao mesmo

tempo reforçar sua vocação regional. Do lado dos vizinhos amazônicos observaram-se

148

algumas resistências iniciais ao TCA, especialmente por parte da Venezuela, porque se temia

que esta iniciativa prejudicasse outros projetos cooperativos, em particular o Pacto Andino.

No governo Figueiredo (1979/85) a política externa denominou-se Universalismo,

com o esforço da manutenção das linhas gerais do Pragmatismo Responsável ao mesmo

tempo em que tentava manter a autonomia do país após o segundo choque do petróleo e da

crise da dívida. Pela primeira vez a intenção brasileira de priorizar a América Latina, presente

nos discursos desde 1964, saiu da retórica para tornar-se realidade. Crucial nisso foi o

entendimento com a Argentina (Tratado Itaipu - Corpus de 1979).

Com a Bolívia em 9 de fevereiro de 1984 os presidentes Siles Zuazo e Figueiredo

renegociaram o projeto para a construção do gasoduto ligando Bolívia e Brasil, prevendo que

o volume importado pelo Brasil ficaria entre 8 e 13,32 mm

/dia, mas desta vez, segundo a

YPFB, as negociações não avançaram devido ao desacordo sobre o preço do gás natural.

149

5. A CONVERGÊNCIA DAS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL NOS ANOS 90

Bolívia e Brasil não passaram incólumes as transformações do sistema mundial

verificadas nos anos 70 e 80, sendo obrigados a reformularem muitas das suas posturas ante a

comunidade internacional. Dessas mudanças surgiu a possibilidade de uma nova aproximação

tendo como objeto os hidrocarbonetos, após serem registrados sete tentativas fracassadas

(1938, 1958, 1965, 1973, 1978, 1984 e 1988). Dessa vez as condições eram bem mais

propícias tanto pelo neoliberalismo boliviano (que abriu espaço para atuação das EMNs)

como pela guinada diplomática brasileira (interessada no sucesso das negociações) e porque

finalmente o Brasil possuía na Petrobras, uma das maiores e mais capazes companhias

petrolíferas do mundo, um instrumento capaz de viabilizar esse objetivo.

Assim, na primeira parte deste capítulo veremos as razões que levaram o Brasil a

modificar sua política externa aproximando-se da América Latina e porque o país optou por

introduzir o gás natural boliviano em sua matriz energética. Na segunda parte veremos as

razões que levaram a Bolívia a adotar o neoliberalismo, seus interesses em reformar o setor de

hidrocarbonetos e porque delineou uma política de exportação de gás natural para o Brasil.

5.1. O Neoliberalismo Brasileiro

As transformações do sistema mundial ocorridas durante os anos 70 e 80 fragilizaram

a posição econômica e política do Brasil, levando o país a modificar sua estratégia de inserção

internacional. Nesta seção veremos como se deu esta mudança e sua implicação para as

relações Bolívia-Brasil, que no Governo Fernando Henrique Cardoso (FHC) foi reestruturada,

inspirada na teoria funcionalista das relações internacionais. Segundo essa teoria, as forças

sociais, econômicas e tecnológicas geram uma complexa rede de inter-relações entre os

Estados originando certos problemas de dimensões internacionais que os incapacita de

satisfazer as cada vez mais complexas necessidades do interesse nacional o que os obriga, na

tentativa de solucionar esses problemas, a adotar medidas que resultam na cooperação

internacional e, em última instância, na unidade econômica e política.

5.1.1. A Crise do Nacional-Desenvolvimentismo Brasileiro

Conforme Sennes (op. cit.) entre o final dos anos 70 e início dos anos 80 o Brasil foi

atingido por três crises de vulnerabilidade que retiraram parte significativa da sua capacidade

de sustentar as estratégias e os princípios e padrões de relacionamento internacional até então

150

adotado. A primeira crise de vulnerabilidade era de origem energética, resultante dos choques

do petróleo (de 1973 e 1979) agravado pela decisão de não reduzir a compra de petróleo,

mantendo os níveis de investimento do âmbito do II PND.

A dependência energética do Brasil foi equacionada através da combinação de ações

internas e externas. Internamente, o país procurou obter fontes alternativas de energia (álcool,

eletronuclear, hidroelétrica), ao mesmo tempo em que intensificou a busca por novos campos

de petróleo. Externamente o país valeu-se do processo de industrialização para desenvolver

estratégias de diversificação da pauta de exportações, das parcerias comerciais e aproximação

com países exportadores de petróleo do Terceiro Mundo (Angola, Arábia Saudita, Colômbia,

Iraque, entre outros) a quem também interessava obter uma maior autonomia comercial frente

aos países desenvolvidos. Nesses casos se estabeleceu uma política comercial de mão dupla

onde o fornecimento de petróleo por parte desses países correspondia à provisão de

manufaturas (alimentos, armas, etc.) e serviços (engenharia, etc.) por parte do Brasil.

A segunda crise de vulnerabilidade era de origem financeira porque após o choque de

juros de 1979 o montante da dívida externa, seu perfil (parcelas de curto prazo) e os

pagamentos dos serviços vinculados ao estoque da dívida (taxas de juros, taxas de risco, etc.)

aumentavam ainda mais as dificuldades do Brasil em continuar mantendo em dia seu serviço.

A crise financeira foi agravada com a moratória do México em 1982, que dificultou novos

empréstimos e deixou os países devedores a mercê do auxílio econômico do FMI e BIRD,

órgãos que condicionaram os empréstimos à manutenção do serviço da dívida externa.

Essa nova realidade forçou a reorientação das prioridades brasileiras canalizando o

superávit comercial e a capacidade financeira do Estado para a manutenção do serviço da

dívida. Enquanto no primeiro caso o país aumentou o volume das exportações, no segundo

caso o Estado mostrou-se incapaz de manter o equilíbrio das contas públicas, comprometendo

a estratégia nacional-desenvolvimentista de usar as estatais para alavancar o crescimento

econômico. A máquina pública foi mantida com a emissão de moeda e elevação da carga

tributária, que aliado ao baixo crescimento econômico externo e interno resultaram num

quadro comum a todos os países do Terceiro Mundo e persistiu durante toda segunda metade

dos anos 80, a dita “década perdida”: altas taxas de inflação e desemprego somados a baixa

taxa de ocupação da capacidade instalada, de investimentos e crescimento econômico. Isso

crescentemente incapacitou o Estado de efetuar novos investimentos e responder as demandas

da sociedade em termos de saúde, educação e infra-estrutura.

151

A terceira crise de vulnerabilidade era de origem comercial porque ao final dos anos

70 as políticas protecionistas e a forte intervenção do Estado na economia haviam alçado o

Brasil à condição de país recém-industrializado. Entretanto, as bases dessa posição não eram

sólidas por dois motivos. Em primeiro lugar os países do Terceiro Mundo não reuniam

condições de substituir os países desenvolvidos como fontes de divisas, empréstimos,

equipamentos, financiamentos, investimentos e tecnologia. Quando a crise econômica atingiu

esses países ficou comprometida também à possibilidade do Brasil estabelecer, ampliar e

mesmo a manter aqueles mercados conquistados no período anterior.

Em segundo lugar as barreiras seletivas às importações e os incentivos às exportações

formavam a base das políticas comerciais adotadas pelo Brasil para exportar manufaturas e

bens industrializados e penetrar nos mercados dos países em desenvolvimento e/ou

desenvolvidos. Essas políticas comerciais originaram controvérsias entre o Brasil e os países

desenvolvidos que o acusavam de “concorrência desleal”.

O Brasil tentou amenizar a crise contatando os países do bloco socialista, mas a

iniciativa foi inviabilizada porque estes países careciam de moedas fortes e tinham baixa

complementaridade com a economia brasileira. Com poucas alternativas o Brasil foi obrigado

a incrementar o fluxo comercial com os países desenvolvidos, que em contrapartida

impuseram à condição de que o país adotasse reformas econômicas o que o tornou vulnerável

também no aspecto comercial, além do financeiro. Ademais, a perda da capacidade dos países

do Terceiro Mundo de manter seus níveis de parceria com o Brasil, seja porque este não tinha

os recursos necessários (capitais, divisas, tecnologia, etc.), seja porque a crise econômica

reduziu a capacidade compradora nesses mercados, seja porque havia diferença de interesses

dos países que lograram a industrialização, levaram ao refluxo do movimento reivindicatório

desses países, resultando na perda de um campo de atuação que era favorável ao Brasil.

5.1.2. A Diplomacia Brasileira sob a Nova República

No início da Nova República o Itamaraty ainda retém sua autonomia e grande parte

das linhas políticas dos anos 70, mas as alterações do sistema internacional, a desordem

econômica, a globalização e a pressão norte-americana desgastaram as bases econômicas,

comerciais e financeiras do Brasil, particularmente aqueles relacionados ao estabelecimento

de um campo próprio de influência política e econômica. A dependência em relação do

sistema internacional havia superado a capacidade do Brasil em gerar novas oportunidades

econômicas e mesmo de desenvolver as que já havia logrado estabelecer. Em resultado o

152

Brasil foi obrigado a reformular vários de seus pressupostos a respeito da lógica da dinâmica

internacional e do lugar que poderia ocupar nessa dinâmica tendo que reverter o esforço de

aprofundamento de suas relações políticas e comerciais, como a unidade e a legitimidade dos

movimentos do Terceiro Mundo e aproximar-se dos países desenvolvidos (Hirst, 2006).

Durante o Governo Sarney (1985/90) foram gestadas as principais linhas da

diplomacia brasileira nos anos 90. Desde seus primeiros meses o Governo Sarney manifestou

interesse por mudanças qualitativas no relacionamento com a América Latina, como forma de

reduzir os problemas comerciais e financeiros do Brasil, delimitando assim um novo espaço

de atuação em substituição ao que estava sendo perdido em âmbito mundial. Indicadores

nesse sentido foram: à presença do Brasil no Grupo de Apoio de Contadora (1985), o

restabelecimento de relações com Cuba (1985), a participação na criação do Grupo dos 8 e

depois no Grupo do Rio (1986) a primeira reunião de Presidentes de Países Amazônicos

(1988) e a condenação da intervenção norte-americana no Panamá (1989) (Hirst, op. cit.).

Neste período a aproximação mais importante foi feita com a Argentina, que sofria

mais os efeitos da crise econômica e da dívida porque seu parque industrial não era tão

completo como o brasileiro e havia sido desmontado durante o regime militar (1976/82).

Ademais, a Argentina estava atritada com os EUA e CEE em função da Guerra das Malvinas.

Sem condições de competir pela liderança da América do Sul os argentinos passaram a

demonstrar o desejo de estreitar os laços econômicos com o Brasil (Bandeira, 2004).

Em 29 de novembro de 1985 foi assinado o Tratado de Iguaçu entre o presidente

argentino Raúl Alfonsín e o presidente brasileiro José Sarney que previa a integração

econômica bilateral Argentina-Brasil. Em 28 de julho de 1986 os dois países assinavam o

Programa de Integração e Cooperação Econômica (PICE), um total de 12 protocolos

aprofundando a cooperação e integração econômica, além de acordos secretos sobre aviação

militar e energia atômica. Afinal, em 29 de novembro de 1988 os dois países assinavam o

Tratado Geral de Integração, Cooperação e Desenvolvimento, onde se comprometiam a

constituir um espaço econômico comum em dez anos, com a remoção gradual dos obstáculos

tarifários e não-tarifários à circulação de bens e serviços, bem como harmonizar e coordenar

suas políticas aduaneiras, agrícola, cambial, fiscal, industrial, monetária, entre outras.

No tocante a Bolívia, em 1986 o Governo Paz Estenssoro apresentou o Programa de

Integración Energética (PIE), um conjunto de projetos onde propunha a vender ao Brasil 3

/dia de gás natural durante 25 anos, a energia gerada por uma termelétrica a gás de 550

mW a ser erguida na fronteira, 100.000 t de uréia e 50.000 t de polietileno. Os bolivianos

153

dispuseram-se também a encontrar as fontes de financiamento do gasoduto e da termelétrica e

criar as condições para operar as usinas de fertilizantes e polietileno. O PIE foi negociado

durante três anos até que em 22 de julho de 1988 foi assinado por Sarney e Paz Estenssoro no

âmbito do Tratado de La Paz (Nogueira, 2006). O plano fracassou porque, conforme o

embaixador Rubens Ricupero (que ocupou o Departamento Brasil-Bolívia do Itamaraty) a

Petrobras resistia em aderir ao projeto temendo a concorrência do gás natural ao seu óleo

combustível, que abastecia as indústrias do Sudeste (Filho, Leonel & Xavier, 2006).

Também nesta fase o Brasil incorporou em suas práticas comerciais e econômicas os

padrões e condutas exigidas pelos países industrializados entre elas a abertura comercial, a

redução de alguns instrumentos protecionistas, as concessões às importações e mudança da

postura nas negociações do GATT

5.1.3. O Brasil e a América Latina

Entre 1989 e 1991, coincidindo com a fase de transição e início do Governo Collor

(1990/92), seis acontecimentos indicavam que a nova configuração do sistema mundial

deixaria pouca margem de manobra para os países do Terceiro Mundo. Por ordem

cronológica esses acontecimentos foram: 1) o lançamento do Plano Brady (10/03/1989)

100

; 2)

o lançamento do Consenso de Washington (junho de 1989)

101

; 3) o lançamento da The

99 Para Sennes (op. cit.) as negociações do GATT refletiam parte do reposicionamento estratégico dos países

frente às mudanças do reordenamento mundial. Os países desenvolvidos concordaram em dois pontos

básicos: incluir os serviços e buscar o enquadramento das políticas comerciais e industriais dos países

recém-industrializados. Os interesses brasileiros incluíam a ampliação dos mercados agrícolas nos

países desenvolvidos e bloquear o avanço na questão dos novos temas. O Brasil fracassou em seu

intento em razão do seu endividamento externo, das pressões comerciais bilaterais, da aplicação do

“princípio da graduação” e da falta de homogeneidade nos interesses dos países do Terceiro Mundo.

100 Em 1985 James A. Baker, então Secretário do Tesouro dos EUA, apresentou o Plano Baker, segundo o qual

os países endividados teriam novos empréstimos se adotassem uma série de políticas liberais entre elas

as privatizações, adoção da regras de mercado, redução de barreiras de importação e liberalização de

investimentos. Em 1988 este Plano fracassara em função da resistência dos países endividados e do

curto prazo de pagamento das parcelas. Então Nicholas F. Brady, então Secretário do Tesouro dos EUA,

apresentou o Plano Brady em substituição ao Plano Baker através do qual pretendia renovar a dívida

externa de países em desenvolvimento, trocando-a por bônus novos. As parcelas desses bônus teriam

prazos mais longos e previam o abatimento do encargo da dívida, através da redução do seu principal ou

redução dos juros. O Plano Brady também condicionava os novos empréstimos às reformas liberais.

101

Epíteto atribuído ao economista inglês John Williamson pelo qual ficaram conhecidas as dez reformas

econômicas que eram consensuais entre FMI, BIRD e Fed (tríade de instituições financeiras sediadas

em Washington) e as quais deveriam aderir todos os países do Terceiro Mundo que desejassem

continuar recebendo auxílio financeiro. As reformas propostas eram as seguintes: 1) Disciplina fiscal

dos gastos públicos; 2) Reorientação dos gastos públicos das estatais para a melhoria dos indicadores

sociais; 3) Reforma tributária a fim de equacionar os gastos públicos às receitas; 4) Taxa de juros

positiva em termos reais (descontados custos e inflação) e determinados pelo mercado; 5) Taxas de

câmbio reais determinadas pelo mercado; 6) Eliminação das barreiras e regulamentações que

dificultavam o livre movimento de fatores de produção que distorciam a real capacidade das indústrias

nacionais; 7) Abertura dos mercados aos IEDs que passariam a ser as fontes de capitais, empregos e

154

Enterprise for the Americas Initiative

102

(junho de 1990); 4) a não conclusão da Rodada

Uruguai do GATT

103

(prevista para dezembro de 1990); 5) a assinatura do Tratado de

Maastricht (10/12/1991)

104

; e 6) o colapso da URSS (25/12/1991) (Bandeira, 2004).

Através do Plano Brady e do Consenso de Washington ficava claro que os países

desenvolvidos só concederiam novos empréstimos se os países do Terceiro Mundo adotassem

as políticas neoliberais. Ademais, os EUA esperavam que os países da América Latina não

apenas se renderia ao neoliberalismo como, através da aceitação da The Enterprise for the

Americas Initiative, concordariam em abrir seus mercados para os produtos norte-americanos

sem esperar reciprocidade, como indicavam as difíceis negociações na Rodada Uruguai do

GATT. Para completar o cenário parecia claro que ninguém teria condições de resistir à

pressão dos EUA porque a CEE resolvera adotar uma postura defensiva aprofundando a

integração e criando um mercado cativo para seus produtos enquanto o fim da URSS deixava

o mundo a mercê da vontade norte-americana (Bandeira, 2004 e 2006b).

Para Sennes (op. cit.) com o final da Guerra Fria a política externa do Brasil em alguns

aspectos foi reformulada e em outros manteve as características de uma potência média recém

industrializada. Em primeiro lugar, na questão multilateral o país manteve a contestação

frente a diversos aspectos que considerava discriminatórios no sistema mundial, mas deixou

de ser porta-voz dos países em desenvolvimento e abandonou o ideário terceiro-mundista.

Em segundo lugar o Brasil abandonou a perspectiva de Potência Emergente (rumando

para a condição de Grande Potência) e passou a ser um Grande Mercado Emergente, adotando

os principais pontos da nova agenda internacional: 1) ser um regime democrático e estável; 2)

garantir os direitos humanos; 3) ter responsabilidade ambiental; 4) possuir economia aberta,

com regras seguras para a atuação dos IEDs (tanto para movimentação de capitais como leis

de patentes); 5) equilibrar suas regras econômicas; 6) ter relações normais com a comunidade

financeira internacional e; 7) adotar uma posição internacional cooperativa (aderindo a

acordos como o TNP). Contudo, as posturas brasileiras no âmbito multilateral mantiveram

tecnologias que os países necessitavam; 8) Política de privatizações; 9) Política desregulamentadora das

economias; e 10) Garantias dos direitos de propriedade intelectual.

102 Também chamado de Iniciativa Para as Américas. Tratava-se da proposta de ampliar para todo o continente

americano a zona de livre comércio criada pelos EUA e Canadá em 1988. Conforme Bandeira (2004)

esta iniciativa fazia parte do esforço dos EUA em reduzir o desequilíbrio de sua balança comercial por

meio de abertura de mercados na América Latina e estabelecer um ambiente seguro para suas

companhias, dotadas de maiores vantagens competitivas.

103 Onde se mostravam difíceis as negociações para a liberalização do acesso a mercados e para a regulação de

setores não cobertos ou insuficientemente cobertos pelas regras do GATT em serviços, investimentos,

propriedade intelectual, agricultura e têxteis.

104

Que prometia aprofundar o Ato Único Europeu (de 1986) a partir de 01/01/1993, quando seriam impostas

barreiras para as mercadorias oriundas de fora do bloco.

155

alguns aspectos que refletiam seu comportamento de potencia média: a estratégia de atingir

determinados objetivos através dos órgãos internacionais e manter as alianças como forma de

incrementar sua capacidade de barganha.

No âmbito das relações bilaterais a nova matriz manteve algumas estratégias do

período anterior. Se não foi possível distanciar-se das Grandes Potências

105

, permaneceu a

posição de diversificação das parcerias, a fim de obter maior espaço de manobra política,

resguardando-o de uma dependência excessiva, seja política, seja econômica de um dos pólos

de poder internacional. Ademais houve a aproximação com outras potências médias visando

aumentar a participação desta categoria de paises nos processos decisórios.

Em terceiro lugar o aspecto regional se tornou um dos eixos do posicionamento

externo do Brasil. Neste sentido o Itamaraty abandonou a posição defendida entre os anos

1950/70, quando se acreditava que o Brasil teria condições de se inserir isoladamente no

sistema internacional e representar um contraponto a liderança dos EUA em troca da

estratégia, nos anos 90, de procurar a integração com os países da América Latina como

forma de inserção segura num mundo unipolar. Para a iniciativa ter sucesso o Brasil deveria

amenizar sua imagem de país subimperialista, afastar a idéia de que desejava obter uma

posição hegemônica, abandonar a perspectiva isolacionista e apresentar-se como uma

liderança regional, propondo uma agenda para promover a integração das Américas, nela

contemplando a abrangência, condições, formas, objetivos, prazos, programas de cooperação

e integração, conforme as condições e necessidades dos países da região (Hirst, op.cit.).

Para Zibechi (2006), este redirecionamento estratégico da política externa brasileira

expressaria as ambições de uma parte da sociedade brasileira representada pelos militares que,

partindo da herança de Golbery do Couto e Silva, definem o Brasil, por seu tamanho, como

uma “panregião”. Citando o Severino Bezerra Cabral, da Escola Superior de Guerra Zibechi

diz que a “natureza da panregião se metamoforseia no que se poderia definir como o

necessário surgimento de um ‘megaestado’”. Trata-se de uma visão do mundo que rechaça

com veemência o unilateralismo e aposta que o desenvolvimento do país servirá de imã para

que as economias vizinhas, já que a “unificação das orlas amazônicas e do Prata, instaurada

a bioceanidade, estará definido o destino manifesto do Brasil: o de engrandecer-se ante o

105 Com os EUA permaneceram vários contenciosos. No campo econômico os norte-americanos mantém as

restrições aos produtos industriais e agrícolas brasileiros. No campo político há o ressentimento

brasileiro com as políticas preferenciais dadas a União Européia. No campo estratégico o Brasil

conseguiu diversificar suas parcerias com a União Européia e o Japão e brasileiros e norte-americanos

discordam quanto a função do Mercosul, os primeiros vêem nele um instrumento de integração

enquanto os segundos acreditam que ele a atrasa (Sennes, op. cit.).

156

conjunto da humanidade” dizendo que ao contrário dos EUA e URSS o “Brasil não deverá

atuar como uma potência expansionista, senão que ascenso a condição de Megaestado sul-

americano estará embasada em uma projeção de poder aceita e até requerida pelos estados

vizinhos, no que seria uma geopolítica integracionista” (Zibechi, op. cit, s./pág.)

Em conseqüência a diplomacia brasileira aprofundou a estratégia de aproximação com

os países da América do Sul. Em 26 de março de 1991, Argentina, Brasil, Paraguai e Uruguai,

aceleraram o processo de integração, assinando o Tratado de Assunção que estabelecia o

Mercosul. Por este documento os quatro países concordavam em eliminar gradualmente todas

as barreiras tarifárias e não tarifárias até 01/01/1994

106

. Ao mesmo tempo os países

mantinham a soberania dentro de órgãos colegiados de decisão, sem contar com a delegação

de poderes para uma instância autônoma. Estava delineada uma área de influência e um

projeto de liderança regional do Brasil na América do Sul (Almeida, op. cit.).

No governo Itamar Franco (1992/94), durante a 5ª Reunião do Conselho Mercado

Comum realizada em 17 de janeiro de 1994 em Colonia del Sacramento (Uruguai) o Brasil

aderiu a União Aduaneira, projeto que consolidava o Mercosul, aproveitando à ocasião

também para propor

107

a criação, em dez anos, da Área de Livre Comércio da América do Sul

(ALCSA), um espaço econômico que deveria funcionar como alternativa ao NAFTA (criado

em 1992 por Canadá, EUA e México), mas limitado ao espaço sul-americano. Antes do final

do ano (17/12/94) era aprovado o Protocolo de Ouro Preto conferindo ao Mercosul

personalidade jurídica internacional (Almeida, op. cit.).

5.1.4. As Diretrizes da Era FHC

O Governo FHC (1994/02), marcou a substituição dos princípios do nacional-

desenvolvimentismo e a adoção dos princípios neoliberais, resumidos no Consenso de

Washington. Desta forma o Governo articulou a integração nacional com a internacional

através da adoção do conceito dos Eixos Nacionais de Integração e Desenvolvimento

(ENIDs), um plano de integração regional que contemplava a dimensão internacional.

A formulação da proposta dos ENIDs originara-se de duas vertentes básicas. A

primeira vertente diz respeito aos estudos do Geipot acerca dos principais estrangulamentos

106

O Tratado de Assunção adiantava em 6 anos a formação de um mercado comum entre Argentina e Brasil

previsto no Tratado Geral de Integração, Cooperação e Desenvolvimento de 1988.

107

A proposta foi preparada pelo Itamaraty durante a gestão de FHC como Ministro das Relações Exteriores e

teve o aval dos outros países membros do Mercosul.

157

dos chamados “corredores de transportes” necessários para reduzir o “custo Brasil” que

oneravam as exportações de produtos do complexo agroindustrial (Egler, 1999).

A segunda vertente foi gestada durante a passagem do engenheiro Eliezer Batista da

Silva pela SAE-PR durante o Governo Collor, quando algumas de suas idéias assumiram (na

forma de um mapa) os principais corredores logísticos necessários (em sua concepção) para

vencer os gargalos internos de infra-estrutura e aumentar a eficiência da integração do

território nacional na economia mundial.

Em fins de 1994 este estudo foi apresentado a FHC, que acabava de vencer as eleições

presidenciais e estava compondo sua equipe de governo e colhendo propostas para o mandato

que se iniciaria e teve acolhida da equipe presidencial, passando a integrar o esboço destinado

a elaboração do Programa Pluri Anual (PPA) apresentado em agosto de 1996 (para o período

1996/99) com o nome fantasia de “Programa Brasil em Ação” (Egler, op. cit.).

O PPA 1996/99 introduziu a noção dos ENIDs, como uma nova concepção para o

planejamento nacional a definir, em relação ao território nacional, as áreas privilegiadas para

a realização de novos investimentos, instrumentos capazes de desenhar uma nova “geografia

econômica e social do Brasil”, de integração nacional e continental e de redução dos

desequilíbrios espaciais. Neste documento, os eixos são vistos como grupamentos de projetos

de infra-estrutura, voltados para “a maior integração das regiões brasileiras e à abertura de

novas fronteiras de investimentos”. Esta “nova geografia econômica do País” partia do

pressuposto de que “a concentração e coordenação das intervenções em determinadas

regiões provocam impactos mais positivos sobre o restante do sistema econômico nacional e

regional do que uma atuação dispersa e/ou generalizada”. Desta forma foram definidos

cinco eixos de integração nacional e dois de integração continental (Egler, op. cit.):

Os Eixos Nacionais:

1. Eixo de Integração Norte-Sul: destinava-se a fortalecer os meios de transporte vitais para

o escoamento da produção agroindustrial e agropecuária do cerrado central. Englobava o

oeste da Bahia, o sudoeste do Piauí, o sul do Maranhão, o Tocantins e parte do estado de

Goiás. Entre os principais projetos estavam a Ferrovia Norte-Sul (ligando Imperatriz/MA a

Estreito/GO) e a Hidrovia do Araguaia-Tocantis;

2. Eixo de Integração Oeste: destinava-se a consolidar o desenvolvimento das áreas de

expansão recente da fronteira agrícola do país. Englobava os estados do Acre, sul de Goiás,

Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Rondônia. Os investimentos projetados concentraram-se

no fortalecimento da malha ferroviária e na restauração/reconstrução de rodovias troncais. Os

158

principais projetos eram: a construção da Ferronorte (ligando Aparecida do Taboado/MS a

Alto Araguaia/MT) e a construção do gasoduto Bolívia-Brasil. Este iniciaria com diâmetro de

32” em Rio Grande (Bolívia), alcançaria a fronteira com o Brasil no Mato Grosso do Sul

(Puerto Suarez-Corumbá) e segue até Campinas. Daí divide-se em dois ramos com diâmetro

de 24”. O primeiro segue até Guararema (SP) onde é interligado ao sistema de dutos da

Petrobras (Belo Horizonte/Rio de Janeiro/São Paulo) e o segundo segue até Canoas (RS).

3. Eixos de Integração no Nordeste: destinava-se a recuperar e a expandir a base de infra-

estrutura da região, especialmente na área de transportes. Englobava todos os Estados do

Nordeste. Os principais projetos eram: a formação de um corredor de transportes intermodal

(baseado na revitalização da Hidrovia do São Francisco), na modernização e ampliação da

malha ferroviária (principalmente pela implantação do trecho Petrolina-Salgueiro da

Transnordestina), além da adequação e da ampliação do Porto de Suape (PE);

4. Eixos de Integração Sudeste: destinava-se a adequar a infra-estrutura rodoviária da

região. Englobava todos os Estados da região Sudeste. O principal projeto era a duplicação da

BR-381 entre Belo Horizonte e São Paulo;

5. Eixos de Integração Sul: destinava-se a adequar as malhas de transporte intermodais

necessárias aos eixos de articulação entre as regiões Sudeste e Sul do país. Englobava todos

os Estados da região Sul. Concentrava-se na construção de rodovias integradoras, incluindo

obras de duplicação, reestruturação e reconstrução de rodovias existentes. O principal projeto

era a duplicação das BR-116/BR-376 e BR/101 entre São Paulo e Florianópolis. No setor

ferroviário a prioridade era a implantação da Ferroeste (ligando Guarupuava/PR a

Dourados/MS). No setor aquaviário as prioridades eram a adequação e modernização dos

portos de Paranaguá e Rio Grande, a melhoria da navegabilidade das hidrovias do Paraná e

Paraguai e a construção da ponte entre São Borja/Brasil e São Tomé/Argentina.

Os Eixos Continentais:

1. Eixo Saída Para o Caribe: os projetos considerados neste eixo estavam voltados para a

consolidação de rodovias integradoras do país com os mercados do Caribe e Atlântico Norte.

Englobava os Estados do Amazonas e Roraima. O projeto mais importante era a

pavimentação da BR-174 (ligando Manaus/AM a Caracaraí/RR);

2. Eixo Saída Para o Pacífico: os projetos considerados neste eixo estavam voltados para a

consolidação das ligações com o Peru e a Bolívia, que favoreceriam a integração com esses

países e o futuro acesso terrestre do Brasil aos portos do Pacífico. Englobava os Estados do

Acre, Amazonas e Rondônia. Na área rodoviária, estavam previstas obras de construção e/ou

159

recuperação da BR-317 (ligando Rio Branco/AC a Assis Brasil/AC, na fronteira com o Peru).

Deveria também ser construído um trecho de 90 km ligando Abunâ (RO) a Gurarajá Mirim

(RO), na fronteira com a Bolívia. Afinal, estavam previstos investimentos para melhorar a

navegabilidade da hidrovia do Rio Madeira.

O PPA 2000/03 do Governo FHC foi precedido de um edital de contratação de

serviços de consultoria especializada, lançada pelo BNDES para o Ministério do Orçamento e

Gestão, destinado a identificar as oportunidades de investimentos públicos e privados nas

áreas de influencia dos eixos, levando a diante o que havia sido iniciado com o PPA anterior.

O edital identificou 6 eixos: 1) Eixos da Amazônia, subdividido em Eixo de Saída Norte para

o Caribe/Rodovia BR-174) e Eixo de Saída para o Atlântico (Hidrovias do Madeira e do

Amazonas; 2) Eixos Argauaia-Tocantis/Ferrovia Norte-Sul e Ferrovia Carajás; 3) Eixos do

Nordeste, subdividido em Eixo Costeiro do Nordeste, Eixo do rio São Francisco e Eixo

Transnordestino; 4) Eixo do Oeste; 5) Eixo do Sudeste, subdividido em Eixo Centro-Leste e

Eixo São Paulo; e 6) Eixos do Sul, subdivididos em Eixo Costeiro do Sul, Eixo da Franja de

Fronteira e Eixo de Hidrovia do Paraná-Paraguai.

Além do ajustamento geográfico da proposta dos eixos, o edital eliminou a distinção

entre os Eixos Nacionais e os Eixos Continentais e retirou a saída para o Pacífico como

objetivo estratégico o que já representa um novo cenário geopolítico para as pretensões

brasileiras no contexto sul-americano. O edital também exigia a elaboração de um banco de

dados georeferenciados, contendo mapas e indicadores sobre os aspectos econômicos, sociais

e ambientais, assim como portfólios dos investimentos públicos e privados.

Coube a vitória ao Consórcio Brasiliana

108

, que redividiu o território nacional em 9

grandes áreas contíguas, considerando fundamentalmente os objetivos logísticos nacionais,

sem refletir sobre as estratégias regionais de inserção na estrutura produtiva nacional e na

economia global. Isto transparece quando se observa que nos resultados dos estudos, os eixos

passaram a conformar uma nova divisão territorial do Brasil, que não expressava o recorte

regional, nem os diversos agentes sociais envolvidos na gestão do território. Apesar destas

deficiências as orientações estratégicas do Consórcio compuseram as estratégias dos ENIDs

para a elaboração do PPA 2000/03 (Egler, op. cit.). Os eixos eram os seguintes:

Os Eixos do Norte:

108

Formado pelo Booz Allen & Hamilton do Brasil Consultores Ltda, Bechtel International Inc. e Banco ABN-

Amro, que tiveram apoio de consultores de vários órgãos públicos e privados, entre eles a Universidade

de Brasília, Universidade Federal de São Carlos e Universidade Federal de Mato Grosso do Sul e

institutos de pesquisas. (Engler, op. cit.).

160

1. Eixo Arco Norte: engloba duas regiões entre os Estados de Amapá e Roraima. Essa

configuração teve origem no eixo sugerido pelo edital, denominado Eixo de Saída Norte para

o Caribe/Rodovia BR-174, que se caracteriza por estabelecer uma ligação entre a Zona Franca

de Manaus, o Estado de Roraima e importantes zonas de consumo da Venezuela e da Guiana,

permitindo assim o acesso brasileiro aos portos do Caribe. Posteriormente o conceito original

foi expandido para incluir uma outra saída para o norte, correspondente à área de influência

da rodovia BR-156 em implantação no Estado do Amapá. Segundo o Consórcio Brasiliana “a

lógica dessa nova configuração decorre da perspectiva de uma futura interligação rodoviária

no extremo norte do continente, aproveitando-se de duas rodovias citadas, do lado brasileiro,

a interligação rodoviária já existente entre as capitais das três Guianas”.

2. Eixo Madeira-Amazonas: engloba a porção ocidental da região amazônica, cujos

principais projetos são a Hidrovia do Madeira e os gasodutos de Urucu-Porto Velho e Coari-

Manaus. Além destas obras destaca-se a pavimentação de diversas rodovias com a BR-364 e a

implantação de aeroportos e terminais fluviais em Manaus, Porto Velho e Santarém.

Eixos do Nordeste:

1. Eixo São Francisco: engloba principalmente o Estado da Bahia. Sua estrutura principal de

apoio em termos de transportes é constituída pela Hidrovia do São Francisco. Eram previstos

investimentos nas rodovias litorâneas BR-101 e BR 116, nas transversais que partem de

Salvador/Feira de Santana em direção ao interior (notadamente no Vale do São Francisco) e

nos portos marítimos de Aracajú, Aratu, Ilhéus e Salvador.

2. Eixo Transnordestino: englobava os Estados de Alagoas, Ceará, Paraíba, Pernambuco e

Rio Grande do Norte. Segundo o Consórcio Brasiliana “a exemplo do São Francisco, o Eixo

Transnordestino foi configurado e delimitado geograficamente a partir de um rearranjo

territorial realizado nos três eixos originalmente propostos para o nordeste (São Francisco,

Costeiro no Nordeste e Transnordestino). Nesse processo buscou-se garantir escala mínima

para análise das economias regionais associadas ao eixos”. O principal projeto deste eixo é a

Ferrovia Transnordestina, além das melhorias na rede viária e de irrigação na zona semi-árida.

Eixos do Sudeste:

1. Eixo Rede Sudeste: substitui os dois eixos do Sudeste contidos na definição original do

edital (Eixo Centro-Leste e Eixo de São Paulo). Segundo o Consórcio, “a lógica dessa nova

conceituação é integrar as áreas pertencentes àqueles eixos que, pelas características de

suas ocupações e das infra-estruturas que lhe dão suporte, não constituem propriamente

eixos, desempenhando, na essência, a função de articulação nacional e internacional das

161

demais regiões”. As prioridades eram: a melhoria do sistema de telecomunicações, a

construção do porto de Sepetiba, a ampliação e melhoria dos portos de Santos e de Vitória, a

construção e melhoria de aeroportos, ramais ferroviários e rodoviários, construção de usinas

termoelétricas a gás natural, a interligação com o gasoduto Bolíva-Brasil e a implantação da

infra-estrutura para aproveitar o gás natural da Bacia de Campos.

O Eixo do Sul:

1. Eixo Sudoeste: englobava partes dos Estados do Mato Grosso, Minas Gerais, Paraná e São

Paulo que possuem uma economia baseada na agroindústria (alimentos, bebidas, couros e

peles, química e têxtil). A hidrovia Tietê-Paraná é a principal via troncal de transporte do eixo

e seu papel é fundamental na integração do Mercosul.

2. Eixo Sul: englobava a integralidade dos Estados do Rio Grande do Sul e de Santa Catarina

e parte do Estado do Paraná. Representa uma fusão dos eixos costeiros do Sul e da franja de

fronteira previstos no edital. Dada a sua posição na fronteira meridional era considerado

fundamental para a integração econômica com a Argentina e o Uruguai. Os principais

projetos eram a Rodovia do Mercosul, o gasoduto Bolívia-Brasil e o porto de Rio Grande.

Eixos do Centro-Oeste:

1. Eixo Araguaia-Tocantins: eixo estruturado em torno da infra-estrutura de transporte

existente na região, envolvendo as instalações do porto de São Luis, as ferrovias Carajás e

Norte Sul e as hidrovias do Araguaia e do Tocantins. Foi considerado pelo Consórcio como

“fator essencial da integração intermodal entre o sistema rodoviário do centro-oeste e o

ferroviário do norte, permitindo o escoamento da produção agropecuária e agro-industrial

dos cerrados e mineiro-metalúrgico da Amazônia Oriental através do porto de Itaquí”.

2. Eixo Oeste: conceituado como elo de integração entre o extremo oeste e a região central do

país, viabilizado, fundamentalmente, pela rodovia BR-364, tornando possível a ligação de

áreas de fronteira agrícola e de atividades agropecuárias com o resto do país através do

entroncamento dessa rodovia com os sistemas ferroviário, hídrico e rodoviário das regiões

sudeste e sul. Na definição do consórcio foram incorporadas adicionalmente às áreas

correspondentes ao antigo eixo da hidrovia do Paraguai/Paraná.

5.1.5. A Opção Pelo Gás Natural Boliviano

O processo que culminou com a introdução do gás natural boliviano na matriz

energética brasileira iniciou em 2 de setembro de 1990 quando o Governo Collor promulgou o

Decreto N

99.503 instruindo o MME a realizar um exame da matriz energética brasileira

162

(Passos, 2006). No estudo, cognominado “Reexame da Matriz Energética Nacional”, foi

diagnosticado que o setor energético fora sucateado nos anos 80 devido à equivocada política

de preços e tarifas, que não condizia com os custos de produção e adequada remuneração dos

investimentos. O relatório sugeria a adoção de várias medidas para retomar os investimentos,

dentre elas: a adoção de uma realista política de preços e tarifas; a modernização, visando

baixar custos e aumentar a eficiência produtiva; a adoção de políticas capazes de atrair

capitais de risco e financiamentos externos, a adoção de uma reforma administrativa, visando

reduzir os custos de produção e “o aumento da eficiência, da produtividade e da qualidade

dos produtos, de forma a viabilizar a integração competitiva da economia brasileira no

cenário internacional” (Holanda, 2001, pág. 93). O estudo também recomendava que

houvesse a preocupação com: a racionalização e uso eficiente de energia, a expansão da

produção nacional de petróleo e da oferta de eletricidade, o estimulo a participação privada,

harmonização entre políticas energéticas e de meio ambiente e o aproveitamento das

oportunidades de integração energética com os demais países da América Latina. Finalmente,

o estudo recomendava como alternativa elevar a participação do gás natural na matriz

energética brasileira de 2% em 1990, para 4,5 em 2000 e 6% em 2010, enquadrando o país na

tendência mundial de priorizar este combustível mais limpo e eficiente (Holanda, op. cit.).

Com base na última recomendação em 18 de julho de 1991 a MME criou a Comissão

do Gás que deveria definir diretrizes e indicar as ações a serem adotadas para viabilizar a

maior utilização do gás natural. A comissão propôs elevar a participação do gás natural na

matriz energética para 9,8% em 2000 e 12% em 2010, mas alertava que as reservas de gás

natural eram insuficientes para atender a demanda projetada para 2010, quando o consumo de

gás natural seria de 60,2 mm

/dia o que exigiria uma reserva de 440 de bilhões de m

enquanto as reservas provadas da Petrobras na época eram de 172 bilhões de m

(Nogueira,

op. cit.). Como alternativa a comissão recomendava que a Secretaria Nacional de Energia

devia, entre outras providências, "promover as ações necessárias no sentido de viabilizar,

técnica e economicamente, no menor prazo possível, a importação de gás natural da Bolívia,

para o atendimento dos mercados dos Estados da Região Sudeste, da Região Sul e do Estado

do Mato Grosso do Sul" e, também, que "a Petrobras deveria retomar os estudos para

importação de gás da Argentina, via gasoduto, e de outras fontes sob a forma de gás natural

liquefeito (GNL), visando a complementação da oferta nacional" (Rodrigues, 2003, s/pág.).

Com estas recomendações em novembro de 1991 foi assinava a “Carta de Intenções

Sobre o Processo de Integração Energética Entre Brasil e Bolívia” entre Petrobras e YPFB e

163

o Ministério de Energía e Hidrocarburos de Bolívia na presença dos presidentes Collor e

Jayme Paz Zamora. Em 17 de agosto de 1992, foi firmado o “Acordo por Trocas de Notas

Reversais Sobre a Compra e Venda de Gás Natural Bolíviano”. Posteriormente, em 17 de

fevereiro de 1993 seria assinado o “Acordo, por trocas de Notas Reversais Sobre a Venda de

Gás Boliviano ao Brasil, a Propósito do Contrato Definitivo entre Petrobras e YPFB”, entre

os presidentes do Brasil, Itamar Franco e da Bolívia, Jaime Paz Zamora e entre os presidentes

da Petrobras, Joel Rennó e da YPFB José Saavedra Banzer

109

. Segundo esse documento

haveria um prazo de 18 meses para ambos os países obterem um financiamento (junto ao

BIRD) de US$ 1,7 bilhão para construir o gasoduto e a Bolívia exportaria 8 mm

/dia de gás a

um custo de US$ 250 milhões/ano. Por este acordo o Brasil comprava o gás por um preço

20% menor do que o do mercado internacional (Rodrigues, op. cit.).

No Governo FHC três atores unira-se no interesse de introduzir o gás natural na matriz

energética brasileira. O primeiro era o próprio MME porque entre 1993/95 três fatores

agravaram a crise energética: 1) à pressão que o crescimento econômico propiciado pelo

Plano Real causava sobre o setor energético (Holanda, op. cit.); 2) o BIRD informara que

passaria a apoiar a construção de usinas termoelétricas em detrimento das usinas

hidroelétricas (Rodrigues, op. cit.); e 3) o físico Pinguelli Rosa e o grupo do Cop (Conferência

das Partes da Convenção-Quadro das Nações Unidas Sobre Mudança Climática) alertavam

para o potencial esgotamento das reservas energéticas brasileiras, antevendo uma crise de

energia elétrica. Sem condições de construir rapidamente novas usinas hidroelétricas (devido

à escassez de tempo e recursos), a solução parecia estar nas termoelétricas, tornando o gás

natural mais atrativo em termos econômicos do que diplomáticos (Hage, in: Haag, op. cit.).

O segundo interessado era o Itamaraty, que via na integração energética com a Bolívia

um caminho para aumentar a competitividade da indústria nacional e criar maior

interdependência entre as nações sul-americanas para fortalecer o bloco regional diante do

fenômeno da globalização. Aliás, FHC definira que a América do Sul deveria ser considerada

como “espaço histórico-geográfico” do Brasil para quem “o Mercosul é o peão, mas não

basta: precisamos dessa integração mais ampla” (Queiroz e Senju, 2007 s/pág.). Nesse

sentido o próprio Eliezer Batista indicara o caminho para a integração física da região,

condenando as premissas restritivas do nacional-desenvolvimentismo por que:

109

FHC, então chanceler de Itamar Franco era um dos maiores entusiastas do negócio. Engenheiro de formação

Itamar tinha suas dúvidas quanto à viabilidade do projeto (Vidal op.cit.).

164

“O que aconteceu quando os países desenvolveram uma infra-estrutura para

atender aos seus objetivos geopolíticos, focalizando áreas de importância

estratégica e não adequação social e ambiental, guiados por uma perspectiva

nacional, buscando satisfazer necessidades dentro de suas próprias fronteiras, foi

com freqüência um desastre ambiental e social... Talvez o melhor exemplo

conhecido de história de horror econômico e ambiental seja o Projeto Polonoroeste.

Financiado pelo Banco Mundial, este projeto envolveu a construção de rodovias e

auto-estradas e a atração de colonos do sul do Brasil para o estado de Rondônia...

Rondônia perdeu mais de 40% de suas florestas. Os ganhos econômicos, em termos

de diminuição da pobreza, foram insignificantes... Da mesma forma, a represa de

Balbina tinha a finalidade de acelerar o desenvolvimento da Amazônia, fornecendo

250 mW de energia em Manaus, o grande centro urbano da região. A represa no

Rio Uatama, a 150 km de Manaus, entrou em operação em 1989. Custou US$ 800

milhões, inundou 2.360 km

de florestas e gerou apenas 100 mW de eletricidade, ao

custo de mais de US$ 3.000 por kW de capacidade instalada, em valores

correntes...O Brasil embarcou nesta loucura devido à noção do antigo paradigma

de que, por motivos de segurança nacional, suas necessidades de energia deveriam

ser atendidas dentro de suas fronteiras e especificamente dentro das fronteiras do

estado do Amazonas, visto que havia conflito com o estado vizinho do Pará. Se

pensássemos em termos do novo paradigma, os planejadores teriam se voltado para

o complexo hidroelétrico do Rio Caroni, na Venezuela a 1.500 km ao norte de

Manaus, que tem grande disponibilidade de geração de excedentes. Linhas de

transmissão da hidroelétrica de Guri..Poderiam ser construídas pela metade do

custo de Balbina” (...). (Eliezer Batista in: Holanda, op.cit., pág. 86).

Nos países do Cone Sul, o fortalecimento dos regimes democráticos a partir dos anos

80 foi um dos fatores decisivos na transição da “ótica geopolítica” das relações regionais

para a “ótica geoeconômica” que, ainda conforme Eliezer Batista significava:

“... a busca de eficiência e outras vantagens a serem obtidas a partir da visão do

continente como uma única unidade econômica, em vez de 12 diferentes entidades.

Dentro dessa unidade, existem recursos e mercados, matérias-primas, centros de

produção existentes ou potenciais oportunidades de se atingir economias de escala

numa economia global”. (Eliezer Batista in: Holanda, op. cit., pág. 89).

Ao longo desse processo, as rivalidades alimentadas por ambições de poder e

prestígio, muito comuns nos regimes militares existentes à época, foram relativizadas,

cedendo parcialmente espaço a um quadro de maior distensão nas relações entre os países da

região. Por sua vez, essa maior distensão viabilizou a implantação de projetos de integração

centrados na busca de sinergias, com forte ênfase na racionalidade econômica e no controle

do impacto ambiental. Ao longo dessa transição, a prioridade antes atribuída ao auto-

abastecimento foi confrontada com o desenvolvimento de parcerias sob o signo dos

paradigmas neoliberais de abertura, eficiência e competitividade (Holanda, op. cit.).

O terceiro grupo era composto pelo empresariado brasileiro, em particular os do

Sudeste e Sul, que viam na utilização do gás natural um vetor competitivo tecnológico

165

indispensável para a melhoria da qualidade dos seus produtos, num momento que o país

preparava-se para abrir sua economia, aderindo à globalização neoliberal (Nogueira, op. cit.).

Nesta perspectiva a construção do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol) foi incluída como

uma das prioridades no âmbito dos ENIDS, tornando-se um dos principais projetos de

integração nacional e regional desenvolvido pelo Governo FHC, até porque continuava sendo

necessário encontrar uma fonte de gás natural no exterior. A escolha do Itamaraty recaiu sobre

a Bolívia (em detrimento da Argentina

110

) porque o consumo desse país era incipiente, a

posição estratégica do país facilitaria a criação futura de um anel gasífero entre Argentina,

Bolívia, Brasil e Peru e também porque o Itamaraty desejava utilizar o mercado brasileiro

como âncora para investimentos na área de energia, fomentando a integração regional, projeto

embrionário do modelo de matrizes energéticas de FHC (Nogueira, op. cit.).

Desta forma, em 17 de agosto de 1996 a Petrobras e a YPFB assinaram o “Contrato de

Compra y Venta de Gas Natural” (também chamado Gas Supply Agreement - GSA) do tipo

take or pay

111

para fornecimento de gás por 20 anos com volume máximo de 30 mm

/dia. As

partes comprometeram-se construir um gasoduto de 3.150 km entre os dois países (557 km do

lado boliviano e 2.593 km do lado brasileiro). Entretanto, ao contrário do que ocorre

recorrentemente neste tipo de contrato, não foi especificada a retirada das frações nobres

(etano, propano e butano) do gás exportado de forma que este fosse excencialmente metado,

caso em que o conteúdo calórico máximo do gás natural seria de 8.900 kcal/m

3112

Com o contrato foram assinados cinco termos de ajuste: 1) um TCQ (Transportation

Capacity Quantity), que previa o fornecimento em quantidades crescentes de gás, iniciando

com 8 mm

/dia, atingindo 16 mm

/dia, no oitavo ano e permanecendo nesse patamar até o

vigésimo ano; 2) uma opção de compra, onde a YPFB daria preferência a venda de

quantidades adicionais de gás a Petrobras sobre terceiros, provenientes ou não de novas

descobertas bolivianas até o limite de 30 mm

/dia; 3) foi criada uma TCO (Transportation

Capacity Option), que dava opção de capacidade de transporte, pela qual o comprador,

pagando antecipadamente, poderia transportar gás numa faixa de 6 mm

/dia acima das

quantidades contratuais, arcando apenas com os custos operacionais variáveis de transporte,

110

O protocolo n

8 do PICE previa a construção de um gasoduto de 2.300 km ligando Campo Durán a São

Paulo. A Argentina venderia ao Brasil o excedente de sua produção de gás natural. O projeto, orçado

em US$1,6 bilhão, foi inviabilizado porque, entre outros motivos, nesta época ambos os países

atravessavam grande instabilidade econômica e não tinham condições de custeá-lo, além do que, YPF e

Petrobras estavam tendo seus próprios problemas.

111

O contrato “boca do poço” estipulava que a Petrobras pagaria US$ 0,95 por cada 26,81 m

(1 milhão de

BTUs) de gás escoado entre o volume de 8 e 16 mm

/dia e US$ 1,20 por cada 26,81 m

de gás escoado

entre 16 e 30,8 mm

/dia. O contrato definitivo foi assinado em 1/07/99 devendo expirar em 2019.

112

Quando o gás natural contém frações nobres seu poder calórico excede 8.900 kcal/m

166

inclusive com os custos de capital correspondentes aos investimentos em compressores

adicionais para movimentar tal volume. A negociação do TCO interessava à Eletrobrás que

em seu Plano Decenal de Expansão 1998/07 previa um consumo adicional de 4 mm

/dia de

gás pelas termoelétricas a ser instaladas, especialmente no Mato Grosso do Sul e São Paulo.

Caberia ao BNDES financiar o TCO, permitindo a Petrobras reduzir a tarifa de transporte para

o volume de 6 mm

/dia destinado às termelétricas; 4) foi estabelecido uma TCX

(Transportation Capacity Extra), para regular a capacidade de transporte acima dos volumes

TCO e TCQ até atingir a capacidade de 30 mm

/dia; e 5) foi estabelecido uma TCY

(denominação dada à capacidade adicional) além dos 30 mm

/dia médios, que poderá ser

obtida com novos investimentos no gasoduto (Passos, op. cit.).

Enquanto o gasoduto era construído em 15 de abril de 1998 a ANP publicou a Portaria

43 que regulava a importação de gás natural e a Portaria N

44 que regulava o transporte

de gás natural. Depois se publicaram uma série de decretos visando estruturar um mercado de

gás natural a partir do consumo das usinas termoelétricas. Assim, o Decreto N

2.655 de 2 de

julho de 1998 estimulava a construção dessas usinas (Holanda, op. cit.) e, após a inauguração

do gasoduto em 9 de fevereiro de 1999, o Governo FHC planejou a construção de 49

termoelétricas (a maioria a gás) a um custo estimado de US$ 12 bilhões. Deste planejamento

surgiu o Decreto-Lei N

3.371 de 24 de fevereiro de 2000 definindo o Programa Prioritário de

Termelétricas (PPT)

113

. Segundo o PPT caberia a Petrobras: 1) garantir o fornecimento de gás

natural, por um prazo de 20 anos (a um preço médio de US$ 2,26 o milhão de BTU) (art. 1); e

2) destinar 3 mm

/dia de gás natural para o emprego de termelétricas, sendo 2 mm

/dia para as

regiões Centro-Oeste, Sudeste e Sul e 1 mm

/dia para a região Nordeste (art.2), cabendo ao

BNDES financiar a conexão das plantas à rede elétrica nacional (art. 5).

Ainda em 2000 aumentou a urgência em relação à construção das termoelétricas a gás

natural após o físico Pinguelli Rosa alertar que as agências Coopers e Lybrand, não haviam

considerado a especificidade do setor elétrico brasileiro quando sugeriram sua privatização, o

que resultara na falta de investimento privado e estatal na geração, antevendo que ocorreria

uma crise de energia elétrica em 2001 (Pinguelli Rosa, 2000).

Segundo Holanda (op. cit.) a política de integração gasífera com os demais países do

Cone Sul deveria continuar porque era necessário atingir as seguintes metas:

1. Contribuir para a garantia do abastecimento do mercado energético brasileiro;

113

Depois regulado pela Portaria do MME N

215 de 26/07/2000 e Portaria do MME N

234 de 22/07/2002.

167

2. Criar condições para que esse abastecimento fosse feito em benefício do consumidor e em

consonância com os objetivos domésticos de desenvolvimento;

3. Estimular a atração de capitais privados para o setor gasífero, de modo que, na medida do

possível, os escassos recursos governamentais pudessem ser aplicados em áreas onde a

presença do Estado era imprescindível, como a saúde, a educação e saneamento básico;

4. Compatibilizar o uso do gás com os objetivos de promoção da eficiência energética e de

preservação do meio ambiente; e

5. Colocar o processo de integração gasífera no Cone Sul a serviço da política brasileira de

integração regional na América do Sul e, por extensão, de uma inserção mais competitiva do

país na economia internacional.

Nesta perspectiva, depois de concluído o Gasbol o Governo FHC continuaria

enfatizando a integração física dos países sul-americanos e em 31 de agosto de 2000, durante

a Primeira Cúpula da América do Sul, foi apresentado o “Plano de Ação para a Integração

da Infra-estrutura da América do Sul”, que deu origem ao IIRSA (Integração da Infra-

Estrutura Regional na América do Sul). O plano, claramente inspirado nos ENIDs de Eliezer

Batista, foi elaborado em conjunto por técnicos do BID, Corporación Andina de Fomento

(CAF) e Fondoplata (Fondo Financiero para el Desarrollo de la Cuenca Del Plata) e definiu

12 Eixos de Integração e Desenvolvimento (depois reduzidos a dez

114

) onde seriam

concentrados os investimentos para num prazo de dez anos ampliar, modernizar e conectar a

infra-estrutura física de transporte regional (oleodutos, hidrovias, gasodutos, portos e também

normativas e sociais) aos mercados mundiais, incrementando assim o comércio e o acesso do

países aos recursos naturais. Inicialmente foram selecionados 335 projetos (orçados em US$

37,4 bilhões), dos quais foram priorizados 31 (avaliados em US$ 37,4 bilhões), a ser

executados no período de 2005 a 2010 (Carrion & Paim, 2007 e Ministério do Planejamento).

Em 24 de outubro de 2001 em Washington (EUA) com o patrocínio da Embaixada do

Brasil e do BID, foi realizado o seminário "O Brasil e a Integração da América do Sul", onde

se comprovou que a proposta do IIRSA, mobilizara uma rede política comprometida em

construir, através dos eixos regionais de desenvolvimento, a infra-estrutura necessária à

integração física da América do Sul. Este espírito foi comunicado por Juan Antonio Sosa,

vice-presidente de infra-estrutura da CAF, que afirmou a importância de se compreender que

havia surgido "algo novo": uma rede de funcionários de toda a região que compartilham uma

114

Os Eixos são os seguintes: Amazonas, Andino, Andino Sul, Capricórnio, Escudo Guianês, Hidrovia Paraná-

Paraguai, Interoceânico Central, Mercosul-Chile, Peru-Brasil-Bolívia e Sul.

168

nova visão estratégica para a América do Sul, voltada para a criação de "bacias de

desenvolvimento" regionais. Na ocasião foram apresentados vários mapas com os seis "pólos

de crescimento": os Andes, o Mercosul e o Chile, o núcleo interoceânico Peru-Chile-Bolívia-

Brasil-Paraguai, o eixo multimodal das bacias Orinoco-Amazonas-Prata, o pólo Brasil-

Guiana-Suriname-Venezuela e a Bacia Amazônica (Costa 30/01/01). Seguindo estas

diretrizes, já sob o primeiro governo Lula (2002/06) Brasil passou a utilizar o BNDES como

grande indutor da integração física da América do Sul

115

5.2. O Neoliberalimo Boliviano

As crises dos anos 70 e 80 lentamente deterioraram a economia boliviana, obrigando-a

a realizar uma reestruturação econômica embasada em princípios neoliberais, implantados

através de reformas de primeira e segunda geração. As metas dessa estruturação eram

estimular os investimentos privados, a privatização das empresas públicas, o estabelecimento

de bases para incrementar a rentabilidade dos setores econômicos mais dinâmicos, a

liberalização da economia e a melhoria na eficiência de alocação dos recursos.

5.2.1. As Reformas Neoliberais de Primeira Geração (1985/89)

No início da década de 80 o Estado boliviano controlava 2/3 da economia nacional,

mas todas as estatais eram deficitárias alimentando o déficit público, que era coberto com

empréstimos externos ou pela exportação de matérias-primas, notadamente o estanho.

Após a moratória mexicana de 1982 (quando os créditos para o Terceiro Mundo foram

restritos) o déficit público teve que ser custeado pela economia doméstica, que além de não

possuir base suficiente para fazê-lo, estava em crise em razão da queda dos preços das

matérias-primas e a limitada produção agropecuária. Para agravar ainda mais a situação em

1982 decidiu-se desdolarizar a economia proibindo qualquer transação em moeda estrangeira

o que deu lugar ao surgimento de um tipo de câmbio paralelo que produziu uma progressiva

desestruturação financeira e uma fuga de capitais, afetando profundamente o sistema bancário

nacional. Ante estes problemas a economia boliviana entrou em rápido processo de

deterioração registrando fuga de capitais, queda da produção, redução dos salários e do poder

aquisitivo e aumento do desemprego, do déficit e da dívida pública (Torecilla, op. cit).

115

Em setembro de 2004 foi aberta uma filial do BNDES em Buenos Aires. Anteriormente o banco havia

liberados US$ 3,9 bilhões de dólares para projetos de infra-estrutura na Argentina, Bolívia, Equador,

Paraguai, Peru e Venezuela. O BNDES também anunciou que aplicaria US$ 200 milhões no CAF

ampliando sua participação no órgão de 6% para 20%. (Costa 21/09/04).

169

Para fazer frente a esses problemas foram tomadas três medidas emergenciais que

apenas agravaram ainda mais os problemas econômicos e sociais do país. A primeira medida

foi utilizar a emissão como forma de custear o setor público, o que rapidamente primeiro

criou e depois começou a alimentar a espiral inflacionária, que em 1985 chegou a 24.000%

a.a. A segunda medida foi a de reduzir os gastos públicos através das demissões maciças das

minas estatais (apenas a Comibol demitiu 21.000 funcionários), e da redução das inversões

em serviços públicos e educação. Afinal, a terceira medida, tomada pelo governo em 1984

quando o déficit público aprofundou-se, foi de suspender os pagamentos da dívida externa

(mas não o serviço da dívida) o que resultou nos cortes nas linhas de crédito para o país.

A instabilidade política apenas refletiu a deterioração das condições econômicas. Em

1985 sob pressão da Acción Democratica Nacionalista (ADN), Central Obrera Boliviana

(COB) e Movimiento Nacional Revolucionariao (MNR) o presidente Hernán Siles Zuazo teve

que convocar eleições gerais para escolher seu sucessor um ano antes de expirar seu mandato.

Na tentativa de resolver os problemas econômicos e sociais da Bolívia em 24 de

agosto de 1985 o presidente Paz Estenssoro (em seu terceiro mandato) promulgava o Decreto

Supremo 21.060/85. Tratava-se de um conjunto de reformas econômicas de viés neoliberal

que pouco diferia do programa proposto inicialmente pelo chefe da ADN, o General Hugo

Bánzer, cujo apoio fora vital para a eleição de Paz Estenssoro. Também conhecidas como a

Nuova Politica Economica (NPE) este conjunto de reformas (formuladas com a supervisão do

economista liberal norte-americano Jeffrey Sachs), representou a primeira geração de

reformas neoliberais implantadas pela Bolívia e tinha como objetivos: 1) estabilizar os preços

a fim de controlar a espiral inflacionária; 2) reduzir o déficit fiscal e do setor externo,

restringindo ao máximo a presença do Estado e abrindo a economia boliviana; 3) reincerir a

Bolívia no sistema financeiro internacional; 4) restabelecer a confiança no país através da

aplicação de um modelo de estabilização ortodoxo, apoiado pelo FMI; e 5) redefinir o papel

do Estado, que deveria se retirar das atividades produtivas e focalizar o investimento público

nas áreas sociais e de infra-estrutura, bem como assumir a função de agente regulador e

garantidor das condições de estabilidade macroeconômica que permitiriam o desenvolvimento

e progresso ordenado do setor privado tanto nacional como estrangeiro (Torecilla, op. cit.).

A política de ajuste fiscal incluiu um rigoroso corte nos gastos públicos (incluindo os

sociais), fim dos preços subsidiados (tarifas, serviços públicos e alimentos), política restritiva

de crédito e liberação da taxa de juros. Por outro lado, se tentou incrementar os ingressos

fiscais através de reforma fiscal e tributária, que simplificariam a estrutura fiscal, reduzindo a

170

quantidade de impostos (que chegavam a 450) e incrementando a participação dos impostos

indiretos de mais fácil arrecadação. Também foi adotada uma política cambial

116

rígida e uma

política monetária restritiva

117

Como o apoio internacional era fundamental para a sustentabilidade do programa de

estabilização, as autoridades bolivianas tentaram negociar a reprogramação da dívida com os

organismos bilaterais e multilaterais de crédito, os bancos privados internacionais e o Clube

de Paris. A renegociação foi possível porque a manutenção do pagamento do serviço da

dívida deixou em aberto um canal de diálogo com o sistema creditício internacional, além do

que, este se mostrava mais receptivo em virtude do severo plano de reajuste então adotado

pelo país. Assim, a Bolívia pôde ingressar no programa HIPC (Heavily Indebted Poor

Countries) renegociando parte da sua dívida externa, garantindo a continuidade das reformas.

Em complemento à política de estabilização, em 1988 se criou a Comisión de

Transición Industrial com a função de realizar os estudos preliminares para a implementação

das primeiras privatizações, processo iniciado com a dissolução da Corporación Boliviana de

Fomento (CBF), que agrupava um grande número de empresas industriais de propriedade do

Estado e sua transferência a entidades regionais, as Corporaciones Regionales de Desarollo.

Assim, foram vendidas 170 estatais que renderam US$ 163,3 milhões (Torecilla, op. cit.).

Neste momento a privatização das principais estatais: Ende (Empresa Nacional de

Eletricidad), Enfe (Empresa Nacional de Ferrocarriles), Ente (Empresa Nacional de

Telecomunicaciones), Empresa Metalúrgica de Vinto, Lab (Lloyd Aéreo Boliviano) e YPFB

não ocorreu por que: 1) ainda existiam restrições legais e administrativas que impediam sua

privatização; 2) no período hiperinflacionário percebeu-se que as maiores estatais tinham

independência econômica e política, razão pela qual antes da privatização era necessário

retomar o controle estatal; 3) percebeu-se que era necessário reestruturar as estatais, tornando-

as atrativas aos investidores privados; 4) as maiores estatais tinham grande relevância

econômica, aportando a maior parte dos ingressos no Tesoro General de la Nación; e 5)

existia muita incerteza no setor privado sobre a sustentabilidade do novo modelo econômico.

Porém, essas estatais remanescentes ficaram sob severo controle, devendo aderir às regras de

mercado, o que incluía a extinção da estabilidade do emprego, adoção de livre negociação

salarial e obrigação de apresentarem seus balanços a cada dois meses (Torecilla, op. cit.).

116

Visando estabilizar o câmbio, reduzir a lacuna entre o câmbio oficial e o paralelo e redolarizar a economia.

117

As emissões do Banco Central dependiam de acordos com o FMI, foi restrito o crédito e o financiamento

público e liberaram-se as taxas de juros e possibilidade de realizar contratos em moeda estrangeira.

171

Os resultados econômicos da NPE foram apreciáveis: obteve-se a estabilidade

macroeconômica, conteve-se a inflação e o país começou a crescer a taxas estáveis (cerca de

2,5 % a.a.). Ademais, também foram obtidos importantes resultados sociais e políticos. No

campo social a demissão maciça de empregados públicos e o congelamento de salários

produziu uma forte retração da demanda e aumento do desemprego. No campo político a

implementação das políticas de estabilização exigiu a desarticulação de alguns atores sociais,

como condição de possibilidade de implementação destas políticas (entre eles a COB) o que

resultou no aparecimento de novos atores sociais, como a população indígena e camponesa.

A despeito do sucesso das primeiras medidas neoliberais os organismos internacionais

continuaram a negar financiamentos para as cronicamente deficitárias estatais bolivianas. Isto

levou o sucessor de Paz Estenssoro, o presidente Jaime Paz Zamora (1989/93) a desenvolver o

marco normativo necessário para implantar as reformas neoliberais de segunda geração. Desta

feita destacaram-se três leis: 1) a Lei N

1.178/90, ou Ley Safco (Sistema de Administração

Fiscalización y Control Gubernamental) que estabeleceu controles e condições para uso dos

recursos do Estado; 2) a Lei N

1.182 de 17 de setembro de 1990 (ou Lei de Investimentos),

que buscou estimular e garantir os investimentos nacionais e estrangeiros realizados na

Bolívia; e 3) a Lei N

1.330 de 24 de abril de 1992 (ou Lei de Privatizações), que autorizava

as empresas, entidades e instituições do setor público a alienar as ações, bens, direitos e

valores de sua propriedade e transferi-los a pessoas naturais e coletivas nacionais ou

estrangeiras, ou aportar os mesmos para a constituição das novas sociedades anônimas mistas.

5.2.2. As Reformas Neoliberais de Segunda Geração (1993/01)

Caberia ao presidente Gonzalo Sánchez de Losada (1993/01) realizar as reformas

neoliberais de segunda geração, consolidando a reestruturação da economia boliviana. Nesta

fase foram privatizadas as seis estatais que, por seu caráter estratégico, se encontravam

reservados à órbita estatal: Ende, Enfe, Ente, Empresa Metalúrgica de Vinto, Lab e a YPFB.

O instrumento que permitiu a privatização foi a Ley de Capitalización N

1.544 de 21

de março de 1994. A partir dos parâmetros definidos por esta lei o processo de privatização

foi conduzido em três fases. Na primeira fase a Lei estabeleceu o Ministério da Capitalização

que, por sua vez, criou uma Comisión de Transición Industrial, que se subdividiu numa série

de grupos de trabalho, encarregados de definir a estratégica global de capitalização. Assim, a

Comisión de Transición Industrial transformou as seis estatais em Sociedades Econômicas

172

Mistas (SAM) e se ofereceu aos empregados das mesmas a possibilidade de utilizar seus

benefícios sociais para a aquisição de ações da empresa em condições preferenciais.

Na segunda fase criou-se um mecanismo para atrair os sócios privados, onde o Estado

procurou formar uma associação com os investidores privados, licitando internacionalmente

50% das ações das estatais. Através de sua parte o sócio privado assumia o compromisso de

administrar a estatal, mas ficava proibido de adquirir mais do que 50% da mesma estatal, teria

um prazo de 8 anos para pagar pela sua parte e comprometia-se a realizar, num prazo de 5 a 8

anos, um investimento igual ao valor pelo qual adquirira sua parte na estatal. Desta forma ao

fim do prazo (5 a 8 anos) se criava uma empresa com o dobro do valor inicial, no qual o

investidor privado teria 50% da EMN e o Estado outros 50%. Posteriormente, a Ley de

Pensiones N

1.732/96 transferiu os 50% pertencentes ao Estado para as Administradoras de

Fondos de Pensión (administrados pelo banco suíço Zurich Financial Serive e o espanhol

Banco Bilbao Viscaya), ficando os fundos depositados em contas individuais, uma para cada

cidadão boliviano maior de idade em 31 de dezembro de 1995. Cada boliviano maior de 65

anos teria direito a receber anualmente um bônus, o Bonosol (Bono de Solidariedad) e/ou

Bolivida, composto de US$ 500,00 a ser sacado da sua conta, e mais uma parte das receitas

das empresas capitalizadas (Torecilla, op. cit.).

Afinal, na terceira fase complementou-se o processo com o Decreto Supremo N

1.600

que estabeleceu o SIRESE (Sistema de Regulacion Sectorial) responsável pela criação das

respectivas leis setoriais (Ley de Hidrocarburos, Ley de Eletricidad, etc) e com o Decreto

Supremo N

1.806 que modificou a Lei de Impostos.

Para Gray Molina, Pérez de Rada y Yánez (in: Torrecilla, op. cit.) as reformas

neoliberais e em particular do setor de hidrocarbonetos na Bolívia foram possíveis porque:

1. Foram realizadas no contexto de um Estado débil e desconexo;

2. Foram possíveis em razão da natureza híbrida do sistema representativo do governo que

gerou amplos espaços de decisão favoráveis ao poder executivo; e

3. Foram conduzidos pela liderança caudilhista e tecnocrática que teve papel decisivo durante

os dois períodos de refomas políticas e econômicas. Para Gray Molina:

“Enquanto a estabilidade da coalização depende em grande medida do uso

prebendal do aparelho burocrático do poder executivo, o eixo da tomada de

decisões tende a circunscrever-se a um número reduzido de atores técnico-políticos

próximos ao presidente. O sistema híbrido proporciona, ademais da estabilidade de

amplos poderes de decisão a cúpula do poder executivo. A política de coalizões se

tem beneficiado, por sua vez, da estrutura caudilhista/prebendal dos principais

173

partidos políticos que garantiram um mínimo de disciplina interpartidária para a

consecução dos objetivos do pacto” (Gray Molina, in: Torecilla, op. cit, s/pág.)

As condições de viabilidade política na adoção e implementação das reformas a partir

do Governo Paz Estenssoro podem ser sintetizadas da seguinte maneira: a existência de

alianças interpartidárias com uma ampla disciplina partidária, a ampla margem decisória de

que gozava o presidente e o monopólio quase exclusivo que exercia o executivo sobre o

Legislativo. Uma particularidade deste conjunto de reformas radica na vinculação

instrumentada entre as mesmas em que o corpus das propostas de reformas foi apresentado

como um bloco que facilitou sua aprovação posterior pelo Legislativo, ademais criou

incentivos e benefícios cruzados com os que se tentou compensar os setores derrotados.

5.2.3. As Reformas no Setor de Hidrocarbonetos Boliviano

Antes das reformas neoliberais de Sanches de Lozada a YPFB detinha o monopólio do

setor de hidrocarbonetos, realizando 77% do upstream do petróleo e do gás natural (os

restantes 23% eram produzidos por EMNs que só podiam atuar no upstream através de

contratos de risco) e 100% do midstream e downstream do petróleo e do gás.

As reformas neoliberais de segunda geração determinadas por Sánchez de Lozada

atingiram a YPFB através da Ley de Capitalización N

1.544/94. Oficialmente a inclusão da

estatal nas reformas foi justificada por uma série de fatores: a baixa capitalização da YPFB

que impedia novos investimentos, sua pouca eficiência e sua baixa capacidade competitiva

além do que, o Estado utilizaria o dinheiro para realizar outras reformas estruturais

necessárias. As razões apontadas eram comprovadas na prática pela queda assustadora da

produtividade da YPFB: nos três anos anteriores a 1969 ela produziu mais de 40.000 bpd, mas

a produção despencou para 23.800 bpd em 1980 e 17.500 bpd em 1986. As exportações de

cru, que em 1969 eram de 30.800 bpd, em 1979 eram de 500 bpd.

Na verdade, o fracasso da YPFB era explicado por dois fatores. De um lado, como

vimos, à alta complexidade da indústria petrolífera, seus imensos custos e necessidade de

investimentos são tais que a YPFB nunca conseguiu mobilizar os recursos necessários para

manter-se competitiva, deficiência agravada pelo tipo de relacionamento entre a YPFB e o

Estado boliviano. A YPFB era a estatal mais importante, gerando a maior parte das receitas do

Estado. Apenas no período 1990/96 ela destinou anualmente cerca de US$ 302 milhões (65%

das suas receitas) ao Tesoro General de la Nación (40% dos ingressos do Estado). Ademais, o

Estado transformou-a em repartição pública, inchando-a com funcionários bem-remunerados,

174

mas com baixa qualificação técnica. Ato contínuo, a estatal caiu na corrupção, ineficiência e

nepotismo e depois de esgotados os capitais e depreciadas as instalações da Gulf Oil ela não

tinha a menor condição de realizar investimentos no setor de hidrocarbonetos.

O objetivo maior das reformas era viabilizar a exportação de gás natural, tornando-a

nova fonte de renda do país em substituição ao estanho, cujas minas esgotaram-se em meados

dos anos 80. Isto era possível porque as províncias petrolíferas do país já haviam sido

identificadas, como pode ser no mapa abaixo:

Mapa 5.1. As Províncias Petrolíferas da Bolívia (1996)

Desde os anos 60 se sabia a Bolívia possuía grande potencial gasífero, e que a maioria

deste gás era não associado ao petróleo, informações obtidas pelas pesquisas sísmicas e pelo

fato da superfície potencialmente petrolífera do país chegar a 447.000 km

(cerca de

40,6888% do território) dos quais fora explorado apenas 20%. O déficit exploratório advinha

das próprias deficiências da YPFB e porque historicamente a produção concentrou-se nas

175

regiões Pie de Monte e Subandino Sur, no Departamento de Santa Cruz onde a exploração é

mais acessível. Eram nessas regiões que a YPFB concentrava 75% da sua produção.

Além disso, enquanto a Bolívia não era auto-suficiente em petróleo (produzia em

média 32.000 bpd e consumia 53.000 bpd) a situação se invertia quanto ao gás natural. Como

o país apresentava baixo nível produtivo e reduzido mercado interno com baixo potencial de

crescimento dos 14 mm

/dia de gás natural então produzidos cerca de 5 mm

/dia era

exportados para a Argentina e apenas 3,17 mm

/dia eram consumidos internamente

118

Assim, o grande potencial gasífero inexplorado e a baixa demanda justificavam uma

política exportadora, que podia ser implementada apenas com a modernização do setor de

hidrocarbonetos, mas como a YPFB não tinha condições de liderar o processo, a solução era

atrair, através da criação de um regime fiscal rentável, as EMNs interessadas em monetizar os

recursos petrolíferos da Bolívia. Isto permitiria concluir o projeto de E&P e exportação do gás

natural para o Brasil, continuar as exportações de gás natural para a Argentina, abastecer o

mercado nacional e promover posteriormente a exportação de gás natural para outros países.

Os ativos YPFB foram divididos antes da privatização, rompendo sua linha vertical.

Os campos de petróleo foram reunidos em duas SAM (conforme previa a Lei 1.544/94): a

Empresa Petrolera Andina SA e a Empresa Petrolera Chaco SA, enquanto toda a infra-

estrutura de transporte de hidrocarbonetos foi reunida numa única companhia, a Transredes

SA, ficando a composição acionária dessas novas companhias como se vê na tabela abaixo:

Tabela 5.1. Composição Acionária das Sucessoras da YPFB

Exploração e Produção

Companhia Investimento Sócio Participação País

(US$ milhões) Acionária (%)

EP Andina SA 264,77 Fundos de Pensão Bolivianos 50,00 Bolívia

Pérez Compac (1) 20,25 Argentina

Repsol-YPF 20,25 Espanha

Pluspetrol (2) 9,50 Argentina

EP Chaco SA 306,6 Fundos de Pensão Bolivianos 50,00 Bolívia

Amoco (3) 30,00 EUA

Bridas 20,00 Argentina

Transporte

Transredes SA 263,5 Fundos de Pensão Bolivianos 34,00 Bolívia

Royal Dutch/Shell Group 25,00 Holanda

Prisma Energy (4) 25,00 EUA

Investidores Privados 16,00

1. Adquirida pela Petrobras;

2. Adquirida pela Repsol-YPF;

3. Adquirida pela British Petroleum;

118

Internamente o gás era consumido da seguinte forma: 54,56% na geração de energia elétrica (existiam plantas

de ciclo combinado nos Departamentos de Cochabamba, La Paz, Potosí e Santa Cruz); 37,96% para o

consumo residencial, produção industrial (alimentos, bebidas, cerâmica, cimento, fundição de vidro) e

transporte; 2,55% para a produção de petróleo; e 4,93% de outras formas.

176

4. Pertence a Enron;

Fonte: Compodônico, 2004

Os mapas 3.6, 3.7, 3.8 e 3.9 nos anexos ilustram como ficou a divisão dos blocos e

dutos por companhias após a privatização.

Inicialmente o Governo não privatizou totalmente a YPFB porque ela ainda:

administraria as refinarias e polidutos (ainda não privatizados), bem como a comercialização

de hidrocarbonetos; seria instrumento através do qual o Estado fiscalizaria a outorga das áreas

de upstream; manteria as obrigações contratas de exportação de gás natural para a Argentina e

atuaria como prestadora de serviços para as companhias capitalizadas. Somente em 29 de

novembro de 1999 o consórico EBR (formado pela Petrobras, 70% e Pecom, 30%) comprou

por US$ 102 milhões a Refineria Gualberto Villarroel (capaz de processar 40.000 bpd) e a

Refineria Guillermo Elder Bell (capaz de processar 20.000 bpd)

119

juntamente com o

Poliducto Palmasola-Viru-Viru e o Poliducto Refineria Villaroel-Aeropuerto.

Após a privatização da YPFB foi promulgada a Ley de Hidrocarburos N

1.689 de 30

de abril de 1996, regulando o setor de hidrocarbonetos. A Lei estabeleceu que:

1. A propriedade dos hidrocarbonetos era reservada ao Estado. A E&P e comercialização de

hidrocarbonetos seriam realizadas, necessariamente, através de contratos de risco

compartilhado, por tempo limitado. O transporte de hidrocarbonetos e distribuição de gás

natural por redes seria objeto de concessão administrativa, por tempo limitado (art. 1). Foram

fixados o tempo de validade e a superfície máxima a ser explorada, mas não fica delimitado o

número máximo de contrato de que pode participar uma mesma empresa;

2. O Estado e a YPFB não assumiriam obrigação de financiamento ante terceiros (art. 3);

4. A YPFB atuaria apenas como de agente fiscalizadora do setor de hidrocarbonetos (art.4);

3. Liberou-se a importação, exportação e o comércio de hidrocarbonetos e derivados (art. 5);

4. Qualquer pessoa individual ou coletiva, nacional ou estrangeira poderia realizar uma ou

mais atividades no setor de hidrocarbonetos (art. 10);

5. A YPFB não poderia participar nos contratos de risco compartilhado, nem obter concessões

para realizar atividades petrolíferas em geral (art. 12);

6. As operadoras deveriam pagar a YPFB um montante total de 18% referentes aos impostos,

royalties e taxas (art. 18);

7. A industrialização de hidrocarbonetos e a comercialização de derivados foram liberadas,

para ser realizada por qualquer pessoa individual ou coletiva, nacional ou estrangeira (art. 44);

119

Não foram vendidas três refinarias menores: a Refineria Refisur (capaz de processar 3.000 bpd), a Refineria

Oro Negro (capaz de processar 2.000 bpd) e a Refineria Reficruz (capaz de processar 1.800 bpd).

177

Finalmente, o Decreto Supremo 24.806 de 4 de agosto de 1997 tornava às operadoras

proprietárias dos hidrocarbonetos extraídos (em flagrante desrespeito ao art. 1 da Lei 1.689/96

e do art. 139

120

da Constituição Boliviana) e poderiam dispor deles livremente depois de

satisfeitas as necessidades internas, os contratos de exportação e do Estado receber os

impostos, royalties e taxas.

Depois de concluída a privatização e estabelecida Lei N

1.689/96 e o Decreto

Supremo 24.806/97, foram assinados 82 contratos (44 de exploração e 38 de produção) de

upstream com 21 companhias, que eram as seguintes nas vésperas da nacionalização (após as

fusões entre elas): BG Bolivia Corp; Canadian Energy Enterprises (CEE); Dong Won Corp.

Bolivia; EP Andina SA; EP Chaco SA; EPEC Ventures Bolivia Corp; ExxonMobil BP Inc;

Matpetrol SA; Monelco SRL; Pan American E&P Bolivia Ltd; Orca SA; Petrobras Bolivia

SA; Petrobras Energía SA; Petrolex SA; Pluspetrol Bolivia Corp. SA; Repsol-YPF E&P

Bolívia SA; Servicios Integrales EPSI Ltda; Sterner Investments Corp; Tecpetrol de Bolivia

SA; TotalFinaElf E&P Bolivie e Vintage Petroleum Boliviana Ltd. Depois de assinados os

contratos as reservas de hidrocarbonetos ficaram assim divididas por companhia:

Tabela 5.2. Bolívia: Reservas de Hidrocarbonetos por Companhia (1996)

Companhia Pais Sede Reservas de Petróleo (%) Reservas de Gás Natural (%)

EP Andina SA Espanha 21,87 24,80

BG Bolívia Corp Grã-Bretanha 17,51 14,90

Repsol YPF E&P Bolivia SA(1) Espanha 14,99 10,10

Petrobras Energia SA (2) Argentina 11,50 0,00

TotalFinaElf E&P Bolivie França 11,28 14,00

EPEC Ventures Bolivia Corp. EUA 8,35 0,00

ExxonMobil BP Inc. EUA 5,58 6,80

EP Chaco SA Grã-Bretanha 4,51 4,20

Vintage Petroleum Boliviana Ltd EUA 1,90 1,72

Petrobras Bolívia SA Brasil 0,00- 15,30

Pan American E&P Bolívia Ltd (3) Grã-Bretanha 0,00- 6,70

Dong Won Corp. Bolivia Coréia do Sul 0,00 0,10

Petrolex SA Canadá 0,00 0,10

Outros 2,51 1,28

Total 100,00 100,00

Obs.:

1. Incluí sua participação na EP Andina SA;

2. Referente a sua participação na EP Andina SA;

3. Companhia formada pela Amoco (60,00%) e Bridas (40,00%), a participação é referente a sua parte na EP Chaco SA;

Fonte: Compodônico, 2004

Como os contratos foram assinados sob os auspícios do Decreto Supremo 24.806/97

eles contrariavam frontalmente o art. 139 da Constituição da Bolívia. Desta forma, sua

legalidade ficou condicionada a aprovação pelo Congresso do país, o que nunca foi feito

(Torecilla, op.cit.).

120

Onde se lê: “As reservas de hidrocarbonetos, qualquer que seja o estado em que se encontrem ou a forma em

que se apresentem, são de domínio direto, inalienável, imprescritível do Estado. Nenhuma concessão

ou controle poderá conferir a propriedade das reservas de hidrocarbonetos. A prospecção, exploração,

comercialização e transporte dos hidrocarbonetos e seus derivados são de responsabilidade do

Estado” (Maringoni, 2006, s/pág.).

178

A divisão das reservas e produção por Departamentos após a privatização pode ser

vista na tabela abaixo:

Tabela 5.3.: Bolívia: os Hidrocarbonetos por Departamento (em %)

Departamento Petróleo Gás Natural

Reservas Produção Reservas Produção

Chuquisaca 1,00 3,1873 1,20 1,4523

Cochabamba 6,70 28,1382 2,10 8,5096

Santa Cruz 9,00 16,9500 9,60 18,7664

Tarija 83,30 51,7245 87,10 71,2717

Total 100,00 100,00 100,00 100,00

Obs: Produção em 2005;

Fonte: YPFB

Segundo a YPFB entre 1997 e 2005 o setor recebeu US$ 3,35119 bilhões em

investimentos. Entre 1999/05 a produção de petróleo aumentou 54,2479% (de 32.687 bpd

para 50.419 bpd) e a de gás natural 183,5848% (de 16,57 mm

/dia para 46,99 mm

/dia). As

reservas de petróleo aumentaram 17,3266% (de 396,5 para 465,2 milhões de barris) e as de

gás natural aumentaram 374,3415 % (de 285,8489 milhões de m

para 1,3559 trilhão de m

, a

segunda maior da América do Sul). No mesmo período as exportações de gás natural

aumentaram 399,1364% (de 5,79 mm

/dia para 28,90 mm

/dia) e as receitas dessa exportação

aumentaram 698,4160% (de US$ 119,95 milhões a.a. para US$ 957,7 milhões a.a.).

A despeito desses aumentos substanciais, com as reformas o Estado e os cidadãos

perderam totalmente a capacidade de ingerência sobre o setor de hidrocarbonetos porque das

sete pessoas que compunham o diretório da YPFB quatro eram designadas pelas companhias

e três pelas administradoras dos Fundos de Pensão Bolivianos, a quem fora repassado a parte

pertencente a YPFB como determinava a Ley de Capitalización. Dessa forma não apenas a

administração e gestão das empresas fora transferida aos operadores privados, excluindo o

Estado de qualquer decisão referente à planificação envolvendo os recursos, senão que não

existia nenhum mecanismo de indicação pública das pessoas encarregadas de representar os

interesses dos cidadãos bolivianos (Solíz Rada in: Torrecilla, op. cit.).

5.2.4. A Opção pelo Mercado Brasileiro

Conforme Hourcade (2006) a Bolívia fora um dos primeiros países a realizar reformas

neoliberais, o que implicou no abandono da agenda nacional-desenvolvimentista e a adoção

do princípio do “regionalismo aberto”, inserindo-se no processo de globalização neoliberal

que se dava em escala mundial. Desta forma, a política de externa boliviana teve como uma

179

das suas principais metas a ampliação dos mercados externos através da extinção das barreiras

do comércio, o que supôs negociação e em alguns casos a renegociação de acordo com países

da região, embarcados em processos similares e com objetivos e modelos semelhantes.

No caso do Pacto Andino a Bolívia adotou uma agenda orientada para os aspectos

vinculados a liberalização do comércio, a integração física e fronteiriça e a adoção de novos

mecanismos de cooperação industrial. Quanto aos países do Mercosul a Bolívia procurou a

aproximação mediante a assinatura de um Acordo de Complementación Econômica (ACE)

em 25 de junho de 1996.

Nas relações bilaterais o gás natural seria a nova fonte de renda do país e neste sentido

o presidente Sanchez de Losada assegurava que a exportação do gás natural “não seria mais

uma oportunidade perdida” (Holanda, op. cit., pág. 105) e a venda do insumo para o Brasil se

apresentava como alternativa mais viável por que:

1. Durante muitos anos, a Bolívia compensou a deficiência de hidrocarbonetos líquidos para o

refino com a sobreprodução de gás natural. Depois de extraídos os líquidos o gás natural era

reinjetado nos poços, evitando sua queima. Desta foram era possível aumentar a exportação

de gás natural sem maiores investimentos no desenvolvimento de novos campos de produção;

2. A Argentina alcançara a auto-suficiência na produção de gás natural por volta de 1990 e o

contrato de exportação com este país (assinado em 1968) expiraria em 1992, e no momento

em que Collor e Paz Zamora assinaram os contratos não haviam sido entabuladas

conversações no sentido de renegociá-lo

121

3. Além do maior volume, a venda de gás para o Brasil se daria em condições mais vantajosas

do que a venda para a Argentina. A Bolívia receberia do Brasil cerca de US$ 0,13 por m

, o

que lhe renderia em média US$ 550 milhões ao ano em impostos contra os US$ 0,08 por m

recebidos pela Argentina, que lhe rendiam em média US$ 166 milhões ao ano em impostos;

4. O Brasil era a única alternativa viável à exportação para a Argentina e substituiria com

vantagens este país em razão do tamanho do seu mercado consumidor;

5. Uma vez concluído o gasoduto com o Brasil o gasoduto Argentina-Bolívia poderia ser

reconfigurado para exportar o gás natural da Argentina para o Brasil via Bolívia;

121

O contrato de exportação de gás natural para a Argentina foi renegociado em 1994 e em 10 de março de 1997

foi incluída uma cláusula ampliando a exportação de gás natural até abril de 1999, renovável por mais

um ano. A exportação foi concluída em 31 de julho de 1999 e no total a Argentina importou 52,844268

bilhões de m

, que renderam US$ 4.580.349.781,00 à Bolívia. A partir de agosto de 1999 a Repsol-YPF

passou a exportar o insumo em pequenos volumes (cerca de 0,2 a 0,3 mm

/dia).

180

6. Enquanto se processava a privatização da YPFB o Brasil desenhava uma política para a

introdução do gás natural na sua matriz energética;

7. Em razão das dificuldades técnicas (capítulo 2) do escoamento de hidrocarboneto da

Bolívia para o Brasil se constituía numa alternativa satisfatória a qualquer outra;

8. O mercado brasileiro apresentava tamanho e potencial de crescimento suficientemente

grande para justificar uma política exportadora;

9. As relações com o Brasil eram impulsionadas sob um marco integracionista de uma

atividade produtiva e não de ajuda econômica, cujos efeitos se concentrariam na região;

Além do potencial do mercado consumidor a venda do gás natural para o Brasil tinha

duas outras implicações para a Bolívia. A primeira é que havia o desejo norte-americano de

articular a venda do gás natural com o combate ao narcotráfico, cujas conseqüências veremos

a seguir. A segunda implicação é que a Bolívia desejava o envolvimento da Petrobras no

negócio, porque, além da estatal ter apresentado de longe a proposta mais satisfatória, os

bolivianos temiam ficar muito dependentes das companhias norte-americanas, especialmente

a Enron (Farias & Guedes, 2005).

A despeito dos ganhos esperados, ao adotar uma política deliberada de exportação de

gás natural a Bolívia vinculou o seu desenvolvimento à demanda de gás natural do Brasil (e

em menor escala da Argentina), o que implicou também na desvinculação entre os resultados

econômicos dos objetivos de desenvolvimento interno. Neste caso, apesar de esboçados, na

prática não se concretizaram projetos para aumentar o valor agregado dos hidrocarbonetos

(em especial o gás) como a construção de usinas de separação de gás natural e indústrias

petroquímicas, não houve o acesso de todos os cidadãos as redes de distribuição de

hidrocarbonetos e não foi traçado um projeto de integração nacional a partir da geração de

energia termoelétrica a partir do gás natural, visto que as redes de geração e transmissão ainda

são desconectadas, individualizadas entre os Departamentos (Torrecilla, op. cit.).

Depois de concluídos os acordos com o Brasil a Bolívia acreditava, num contexto de

mais longo prazo, que poderia desempenhar um papel importante na integração regional. Esta

perspectiva surgiu com o IIRSA, onde a Bolívia, pela sua posição estratégica, foi incluída em

cinco eixos (Amazonas, Andino, Hidrovia Paraná-Paraguai, Interoceânico Central e Peru-

Brasil-Bolívia) que vinculariam os Oceanos Atlântico e Pacífico, levando o presidente Jorge

Quiroga (2001/02) a declarar no seu discurso de posse que a Bolívia, como único país

participante dos três subsistemas regionais, deveria:

181

“converter-se em nodo de articulação dos processos de complementação

econômica, de integração física, energética e comercial de América do Sul, no

centro de equilíbrio regional e no fator de confluência do seu entorno vizinho.. o

que dava a Bolívia ...a oportunidade de se converter em verdadeiro coração da

América do Sul, e nossa política internacional deve estar orientada para esse

objetivo” (Hourcade, op. cit., pág. 27)

Neste sentido a política de integração passara a ser o pilar da política externa boliviana

onde, de acordo com o economista Alfredo Seoane Flores, enfatizaram-se: 1) a Integração

energética do Cone Sul; 2) a construção de corredores de integração interoceância através do

território boliviano; e 3) a consolidação de um mercado sul-americano integrado em função da

convergência entre a Comunidad Andina de Naciones (CAN) e o Mercosul.

Entre 2003/04 a Bolívia, juntamente a outros países da região, deu uma nova visão ao

IIRSA, denominada IIRSA II, que se propôs estimular o desenvolvimento econômico e

comercial das zonas aldeãs aos eixos de integração planejados no projeto. Carlos Mesa

classificou como central para o país o tema da infra-estrutura rodoviária. Por outro lado foi a

Bolívia foi um dos 12 países que em fins de 2004 lançaram a Comunidade Sul-Americana de

Nações (CSAN) na cidade de Cuzco, Integrada pelos países do Mercosul, CAN, Chile,

Guyana e Suriname. Os objetivos desta iniciativa eram a concertação e coordenação política e

diplomática da região, procurar a convergência entre o Mercosul, CAN e Chile numa zona de

comércio e sua evolução para fases superiores da integração econômica, social e institucional

e a integração física, energética e de comunicações da América do Sul sobre a base do

aprofundamento das experiências bilaterais regionais e subregionais (Hourcade, op. cit.).

182

6. A PETROBRAS E AS RELAÇÕES BOLÍVIA-BRASIL

O neoliberalismo trouxe resultados nefastos para a América do Sul como um todo.

Suas promessas de crescimento, desenvolvimento e modernização econômicas não foram

realizadas. Como resultado o continente viu aumentar os problema sociais que, a bem da

verdade, persistem desde a época colonial. Em resposta a esses problemas ressurgiu em

alguns países o discurso de esquerda, enquanto no Brasil o governo Lula mantinha a linha da

política externa de FHC, aproximando-se dos países da região e apoiando a integração

regional, fiel a tese de que o Brasil deve liderar a região sem buscar a hegemonia.

Este capítulo está dividido em seis partes. Na primeira parte apresentaremos a Unidade

de Negócios da Petrobras que controla as operações na Bolívia. Na segunda parte

descreveremos o processo de expansão da Petrobras no país. Na terceira parte veremos como

a Bolívia reagiu ao neoliberalismo. Na quarta parte veremos porque a Bolívia promoveu a

terceira nacionalização dos hidrocarbonetos. Na quinta parte apresentaremos os possíveis

interesses econômicos e políticos da Bolívia na presença da Petrobras e na sexta parte os

possíveis interesses econômicos e políticos do Brasil na permanência da estatal naquele país.

Veremos que as relações Bolívia-Brasil foram abaladas, mas não podiam ser rompidas sem

que houvesse grandes prejuízos para os dois países porque a Petrobras criara um vínculo

virtualmente indissociável entre eles.

6.1. A Unidade de Negócios Bolívia da Petrobras

Antes da Lei 9.478/97 a Petrobras podia operar fora do território nacional somente se

autorizada pelo Congresso Nacional. Para evitar esta exigência, que reduzia a agilidade dos

negócios, fora criada a Braspetro, subsidiária responsável pelas operações internacionais da

Petrobras. Através da Braspetro a Petrobras transformou-se numa das maiores compradoras

independentes de petróleo do mundo (O Petróleo e a Petrobrás, 1976), oportunizando

negócios em países antes fora do horizonte brasileiro, como os do Oriente Médio.

Na reestruturação organizacional da Petrobras a Área de Negócios Internacional (ANI)

absorveu as funções da Braspetro, tornando sua existência desnecessária, assim, sua extinção

foi decidida pela Assembléia Geral Extraordinária realizada no dia 30/09/2002. Uma

diferença importante nesta mudança é que enquanto a Braspetro era uma subsidiária

independente da Petrobras, a ANI é um setor diretamente vinculado à estrutura central da

estatal. Esta diferença é substancial porque facilita a atuação da Petrobras no exterior indo de

183

encontro às exigências de flexibilização e globalização da indústria petrolífera como um todo

agilizando sobremaneira a capacidade de ação externa da estatal. Um ganho adicional é que

esta estrutura contribuiu para a projeção da imagem da estatal como companhia integrada.

No organograma da Petrobras (ver quadro 3.1), vê-se que a ANI é subdividida (como

todas as Áreas de atividades da Petrobras) em unidades menores, as Unidades de Negócios

(UN). No caso da ANI estas são as UN Corporativo, UN Suporte Técnico aos Negócios, UN

Desenvolvimento de Negócios, UN Cone Sul, UN América, África e Eurásia. Por sua vez

cada uma destas unidades menores é subdividida em unidades menores ainda.

Especificamente para nossos propósitos é importante a Unidade de Negócios Cone Sul, que é

composta por três Unidades de Negócios com status de empresas: 1) Unidade de Negócios

Argentina; 2) Unidade de Negócios Bolívia; e 3) Unidade de Negócios Colômbia. Por sua vez

a Unidade de Negócios Argentina controla a Petrobras Energia SA e a Unidade de Negócios

Bolívia controla a Petrobras Bolívia SA, as duas subsidiárias da Petrobras que operam na

Bolívia. Portanto, estas duas unidades configuram-se no elo estrutural que une as atividades

na Bolívia ao núcleo central da Petrobras, coordenando, controlando e enraizando a estatal no

país. A seguir veremos como se deu o processo de expansão da Petrobras na Bolívia.

6.2. O Processo de Expansão da Petrobras na Bolívia

A origem da atuação e posterior processo de expansão da Petrobras no país está nas

negociações bilaterais entre Bolívia e Brasil que resultaram na construção do Gasbol,

negociações que sempre tiveram a participação da estatal. Mas, oficialmente, a Petrobras

começou a operar na Bolívia em 25 de novembro de 1995 (vendendo o lubrificante Lubrax)

através da Petrobras Bolívia SA, subsidiária da Petrobras Netherlands BV, que, por sua vez,

era a subsidiária holandesa da Braspetro. Esta engenharia corporativa era necessária, porque,

como vimos a Constituição Brasileira impedia a Petrobras de operar fora do território nacional

sem autorização do Congresso.

Após a assinatura do contrato definitivo de compra do gás natural entre Petrobras e

YPFB em 17 de agosto de 1996 a Aepet capitaneou a oposição ao projeto, baseando-se nos

seguintes argumentos (Aepet, 2006):

1. A Petrobras teria que assumir todos os riscos do negócio;

2. O projeto custaria US$ 81 milhões a mais do que um outro gasoduto que cruzasse o

Paraguai e entrasse em território brasileiro pelo Paraná;

184

3. A taxa de retorno do investimento, calculada na época por especialistas da Petrobras, era

10% a.a. e o custo financeiro 12% a.a., assim, o gasoduto nunca se pagaria;

4. O contrato era do tipo “take or pay” que obrigava a Petrobras a pagar pelo volume de gás

contratado, mesmo que não tivesse demanda para o referido volume;

5. A Petrobras seria obrigada a bancar o risco cambial já que o gás era importado em dólar

com preço atrelado ao preço internacional do petróleo;

6. Não houve no governo Collor, quando o projeto foi desenvolvido, metodologia técnica para

fazer o levantamento seguro para o consumo nas regiões Sul e Sudeste. Assim, a Petrobras

seria obrigada a criar e desenvolver um mercado para absorver o gás natural;

7. A Petrobras era obrigada a comprar a energia gerada de termoelétricas a serem construídas;

8. Não se conhecia o tamanho real das reservas de gás bolivianas, então calculadas em 800

bilhões m

(mas então estimadas em 1,27 trilhão m

) sendo que, conforme a Petrobras, 368

bilhões m

eram necessários para honrar todos os compromissos assumidos;

9. O Brasil ainda não havia aproveitado todo seu potencial hidroelétrico, desprezando um

potencial de 120% da potencia instalada;

10. Seria criada a dependência de um insumo energético externo, comprado em moeda forte,

atrelado ao preço de uma cesta de petróleo e controlado por transnacionais. A Aepet lembrou

que, em palestra realizada no dia 13 de julho de 1994, Sadek Boussena, ex-ministro da OPEC

declarava ser de altíssimo risco um país investir tanto dinheiro num projeto magnitude,

estando as reservas de gás natural em outro país;

11. Foi extinta a Divisão de Fontes Alternativas da Petrobras obrigando-a a suspender suas

pesquisas em energia renovável como biomassa, eólica, solar e outras;

12. A Petrobras ainda não explorara todo o potencial gasífero das bacias de Campos e Santos;

13. A Comgas, operadora na distribuição de gás domiciliar na cidade de São Paulo, não tinha

condições de adequar a malha de distribuição de gás de nafta para o gás natural a curto prazo;

14. A política tarifária ainda não tinha sido equacionada;

15. Os pareceres das agências de investimento consultadas (Grupo Morgan e Technoplan)

foram contrários a exeqüibilidade do gasoduto;

16. O Governo Boliviano pouco lucraria porque as reservas de gás natural do país pertenciam

a BP (Grã-Bretanha), Enron (EUA), Repsol-YPF (Espanha) e TotalFinaElf (França), enquanto

o Estado detinha pouco mais de 10% dos campos e recebia apenas 18% de royalties pela

exploração por parte daquelas empresas;

185

17. O povo boliviano não teria nenhum beneficio com a exploração dos hidrocarbonetos, ao

contrário, iria ver o seu patrimônio ser dilapidado pelas EMNs, restando-lhe apenas os

royalties mais os impostos (o que representava apenas cerca de 30% das receitas) que seriam

usados para pagar dívidas contraídas com bancos americanos e a sua parte do gasoduto;

18. O projeto não levava em conta o possível aumento do consumo boliviano;

19. Não havia um “plano B”, ou seja, o abastecimento brasileiro de gás ficava confiado a um

único país e o que era pior: a um país com passado político reconhecidamente instável.

A despeito dos argumentos da Aepet e da própria resistência inicial da Petrobras, neste

período a recente quebra do monopólio e as discussões em torno de uma possível privatização

haviam enfraquecido politicamente a estatal, permitindo a União ignorar as opiniões em

contrário e considerar a presença da estatal condição sine qua non para a construção do

gasoduto, mesmo porque na época o Governo Federal detinha 81,7201% das ações ordinárias

e 47,7158% do capital social da estatal (Nogueira, op. cit.). Uma vez concluído o acordo

restavam poucas dúvidas para a Aepet de que a decisão de construir o gasoduto fora pautada

por critérios políticos em detrimento dos critérios econômicos, favorecendo apenas as EMNs

o que significava “jogar o País e a Petrobrás numa aventura” (Aepet, op. cit., s/pág.).

Como a introdução do gás natural na matriz energética brasileira e a presença da

estatal no processo eram decisões irreversíveis a Petrobras tomou quatro iniciativas para

assumir sua liderança, contando com beneplácito do Governo Federal, que enfatizava a

importância da participação da companhia no mercado gasífero brasileiro como elemento

norteador da implementação da política energética nacional (Holanda op.cit.).

A primeira iniciativa foi obter do Tesouro Nacional o aval para o financiamento do

gasoduto, no qual participaram o BNDES/FINAME (US$ 760 milhões), Eximbank do Japão

(US$ 360 milhões), BIRD (US$ 310 milhões), BID (US$ 240 milhões), CAF (US$ 165

milhões), empresários (US$ 142 milhões) e BEI (US$ 60 milhões). As complicações surgiram

do lado boliviano porque nenhum dos organismos aceitou as garantias dadas pelos bolivianos

(gás natural a ser encontrado e exportado) nem dos seus sócios. Na prática o gasoduto só saiu

do papel porque a Petrobras deu todas as garantias exigidas e assumiu todos os riscos da obra

(inclusive ambientais), que custou US$ 2,154 bilhões (Fernandes e Silveira, op. cit.).

A segunda iniciativa foi assumir a construção e operação do gasoduto e das 16

estações de compressão (12 no Brasil e 4 na Bolívia), tarefas confiadas a duas companhias,

criadas em 18/04/1997, e compostas pelos mesmos acionistas: a Gas Transboliviano SA

(GTB) que operaria do lado boliviano e a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil

186

SA (TBG) que operaria do lado brasileiro. A tabela 6.1 mostra a composição acionária de

cada companhia:

Tabela 6.1: A Composição Societária do Gasbol

Sócios TBG (lado brasileiro) GTB (lado boliviano)

Petrobras (Gaspetro SA) 51,00 % 9,00 %

BBPP Holdings Ltda, composta por 29,00 % 6,00 %

BG Bolívia Corp. 9,66 % 2,00 %

EPEC Ventures Bolívia Corp. 9,66 % 2,00 %

TotalFinaElf 9,66 % 2,00 %

Transredes SA, composta por 12,00 % 51,00 %

Fundos de Pensão Bolivianos 6,00 % 25,50 %

Enron 3,00 % 12,75 %

Royal Dutch/Shell Group 3,00 % 12,75 %

Enron 4,00 % 17,00 %

Royal Dutch/Shell Group 4,00 % 17,00 %

Total 100,00 % 100,00 %

Fonte: Compodônico, Passos e Petrobras

A terceira iniciativa foi arrematar o maior número de blocos para E&P na primeira

licitação realizado pela ANP em 15/16 de junho de 1999.

A quarta iniciativa foi obter da YPFB (sob pressão da Aepet, que questionava o

potencial gasífero boliviano) a concessão de dois blocos, San Alberto e San Antonio,

localizados no Departamento de Tarija, para realizar pesquisas de lavra em busca de gás

natural. Neste caso o contrato não foi assinado com a Petrobras, mas com a Petrobras Bolívia

SA, subsidiária holandesa que operava na Bolívia antes da assinatura do contrato de compra

do gás natural assinado por FHC. Este detalhe implicava no fato de que as operações e

investimentos desta subsidiária ficariam sujeitos á leis holandesas e a intermediação do Ciadi,

organismo do BIRD sediado em New York do qual Bolívia e Holanda eram membros, mas o

Brasil não (bolivianos e holandeses também haviam assinado um "acordo de proteção de

investimentos" em 1990). Posteriormente todos os contratos da Petrobras na Bolívia seriam

subscritos pela Petrobras Bolívia SA ou pela Pesa e com a mudança estatutária da Petrobras a

coordenação das operações da Petrobras Bolívia SA passou da Braspetro para a UN Bolívia,

enquanto a Pesa passou para a UN Argentina, mas não houve migração de contratos.

O contrato também previa que se fosse encontrado gás natural a Petrobras e a YPFB

seriam sócias na base fifth/fifth, cabendo a primeira a responsabilidade operacional, caso

contrário, a Petrobras se retiraria assumindo 100% dos custos. Depois, para diminuir o custo

de E&P

122

, a Petrobras vendeu 30% de sua participação para a TotalFinaElf. Os trabalhos de

prospecção iniciaram com a YPFB e continuaram com a Andina SA. Em junho de 1999 foi

confirmado que os blocos San Alberto e San Antonio possuíam reservas imensas, calculadas

122

Poços com mais de 3.600 m de profundidade localizados sob rochas muito duras.

187

em 566 bilhões m

, o que seria quase 40% das reservas do país, estimadas em 1,4 trilhões de

(Fernandes e Silveira, op. cit.).

O Gasbol foi concluído em 1999, ficando seu traçado como é visto no mapa 6.1:

Mapa 6.1. O Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol)

Fonte: Passos

Depois disso a Petrobras (sempre através da Petrobras Bolívia SA) assinou contratos

para a construção de outros dois gasodutos. O primeiro é o Gasyrg (operado pela Transierra

SA, parceria entre a YPFB com 55,5 % do capital e a Petrobras com 44,5% do capital) que

liga os campos de San Alberto e San Antônio a Rio Grande e tem 431 km de extensão,

podendo transportar no máximo 23 mm³/dia de gás. O segundo é o gasoduto San Marcos, de

17,5 km de extensão que abastece uma planta termoelétrica próxima à cidade de Puerto

Suárez, na fronteira entre Bolívia e Brasil.

A perspectiva de a Petrobras atuar na cadeia do petróleo surgiu com a compra das

refinarias bolivianas, negócio realizado em parceria com o grupo argentino Pérez Compac

SA. Com a posterior aquisição deste grupo pela estatal o negócio do petróleo se expandiu para

o upstream e midstream.

O grupo Pérez Compac SA era controlado pela Família Pérez Compac e pela

Fundação Pérez Compac que juntas detinham 58,62% das ações. Por sua vez, o grupo Pérez

188

Compac SA detinha 98,21% das ações da Pecom Energia SA (então sócia da Petrobras na

EBR, boliviana), que tinha interesses no agribussines, energia (elétrica, hidrocarbonetos e

nuclear), finanças, mineração, pecuária, petroquímica, silvicultura e telecomunicações.

A Família e Fundação Pérez Compac decidiram vender suas ações depois que a crise

econômica na Argentina iniciada em 2001 e a desvalorização do peso em 2002 reduziam a

metade o valor de mercado do grupo Pérez Compac SA enquanto elevavam suas dívidas para

US$ 2,3 bilhões. Ao oferecer US$ 1,0276 bilhão por 58,62% das ações a Petrobras venceu a

disputa com a Shell e a TotalFinaElf. O negócio foi concluído em 22 de julho de 2002, mas o

contrato de compra foi assinado apenas em 17 de outubro de 2002 e aprovado (com algumas

alterações) pela Comisión Nacional de Defensa de la Competencia em 13 de maio de 2003

123

Paralelamente a Petrobras assumia o controle da Petrolera Perez Compac SA após receber

19,2% das ações pertencentes à Pecom Energia SA e comprar 39,67% das ações pertencentes

à Família Pérez Compac. Antes do aval do governo argentino, uma assembléia de acionistas

aprovara as mudanças de nomes do grupo Pérez Compac SA para Petrobras Energía

Participaciones SA (atual Pepsa), da Pecom Energia SA para Petrobras Energía SA (atual

Pesa) e da Petrolera Perez Compac SA para Petrobras Exploración e Servicios SA. O

organograma abaixo ilustra a atual configuração da Pepsa:

Quadro 6.1. A Atual Configuração da Pepsa

Petrobras Energía Participaciones SA (Ex-Peréz Compac SA)

Petrobras (58,62%) Outros Acionistas (41,38%)

Petrobras Energía SA (Ex-Pecom Energía SA)

Petrobras Energía Participaciones SA (98,21%) Outros Acionistas (1,79%)

Petrobras Energía Petrobras Energía Petrobras Energía Petrobras Exploração

Ecuador SA Peru SA Venezuela SA e Serviços SA

Petrobras (100,00%) Petrobras (99,79%) Petrobras (100,00%) Petrobras (100,00%)

Outros Acionistas (0,21%)

Corod Produción Enecor Innova

Petrobras (100,00%) Petrobras (70,00%) Petrobras (100,00%)

Outros Acionistas (30,00%)

Fonte: Elaboração Própria

Com a compra da Pérez Compac SA a Petrobras passou a atuar na produção de

petróleo e gás, refino, marketing e transporte, petroquímica, geração, transmissão e

123

O grupo Pérez Compac SA reteve 100,00% de participação na Florestal (silvicultura), 50,00% da Pecom Agra

SA (agroindústria) e 46,25% da Cerro Vanguardia SA (mineração), bem como seus negócios na

pecuária. Reteve também 66,60% da Conuar (Companhias Nucleares Argentinas), única produtora de

combustíveis nucleares do país porque a Constituição Argentina proíbe a desnacionalização das

atividades vinculadas ligadas a indústria nuclear.

189

distribuição de energia elétrica na Argentina, assegurou a continuidade dos negócios na

Bolívia e teve acesso a 35 jazidas de hidrocarbonetos: 18 na Argentina (16 em produção), 6 na

Venezuela (4 em produção), 6 no Peru (1 em produção), 3 na Bolívia (2 em produção) e 2 no

Equador (1 em produção). Ademais, a Pérez Compac SA era uma companhia estruturada e

sua aquisição facilitou a reorganização dos negócios da Petrobras na Argentina, que a partir

de 1 de janeiro de 2005 passaram a ser controlados pela Pepsa, subsidiária monitorada pela

Unidade de Negócios Argentina. Finalmente, depois de reestruturada a Pecom os negócios da

Petrobras na Bolívia passaram a ser coordenados por duas companhias: a Petrobras Bolívia

SA e a Petrobras Energía SA, assumindo a configuração vista na tabela 6.2:

Tabela 6.2: Filiais da Petrobras na Bolívia em 31/12/2005

Filiais da Petrobras Bolívia SA

Companhia Participação Obs

Empresa Boliviana de Distribuición (EBD) 100,00% Responsável por distribuir os produtos da Petrobra Bolívia Refinación na

Argentina, Bolívia, Chile e Peru.

Gasoducto San Marcos 100,00% Destina-se a transportar gás natural até a cidade de Puerto Suárez, fronteira

com o Pantanal.

Gasoducto Transierra 44,5% Gasoduto de 431 km que liga as cidades bolivianas de Yacuíba e Rio

Grande. Permite o escoamento do gás natural dos campos de San Alberto e

Sábalo em volumes de até 23 milhões de m

/dia.

Petrobras Bolivia Refinacion (PBR) 100,00% Controla as duas únicas refinarias do país: Refinaria Gualberto Villaroel

(localizada em Santa Cruz de La Sierra), com capacidade para processar

40.000 bpd e a Refinaria Guillermo Elder Bell (localizada em

Cochabamba), com capacidade para processar 20.000 bpd (89,8203% do

total do país). A PBR era dona das marcas antes pertencentes à YPBF.

Petrobras Bolívia SA 100,00 Opera os campos de gás natural de San Alberto e San Antonio

É parceira da Repsol-YPF no campo de Monteagudo.

Detém os direitos de operação nos campos de Ingre, Irenda e Rio Hondo,

Filiais da Petrobras Energia SA

Petrobras Energia SA 100,00 Opera os campos de petróleo de Colpa e Caranda.

Fonte: Elaboração Própria

Como veremos, depois de consolidados os negócios da Petrobras na Bolívia verificou-

se a excessiva dependência boliviana para com um único produto (gás natural), uma

companhia (Petrobras) e um único mercado consumidor (o Brasil).

6.3. A Instabilidade Social e a Ascensão de Evo Morales

A despeito do setor de hidrocarbonetos boliviano registrar substanciais acréscimos em

reservas, produção e receitas advindas da exportação os números indicam que eles não

lograram reduzir à pobreza da população: o censo de 1992 mostrava que apenas 15,7% da

população tinha suas necessidades de água, educação, energia, saneamento e saúde satisfeitas,

índice que era de apenas 16,6% no censo de 2001. Em 2005 os índices de pobreza

190

permaneciam assustadores: 58,6% da população viva na linha da extrema pobreza, condição

de 80 % da população rural e de 70% da população de quatro dos nove Departamentos.

Um agravante estava no fato de que nos anos 90 a política boliviana de exportação de

hidrocarbonetos se inseriu no contexto mais amplo da política norte-americana de erradicar o

cultivo de coca. Até então 60% do PIB da Bolívia era informal e advinha do cultivo da folha

de coca, produto do qual o país era o segundo exportador mundial e que era ao mesmo tempo

fonte de renda da maioria da população rural e base do narcotráfico.

Em 1997, sob orientação dos EUA, o governo boliviano implantou o Plano Dignidade

que previa auxílio financeiro norte-americano em troca da erradicação/controle do cultivo de

coca. Os plantadores de coca (ou cocaleros) que aceitassem fazer parte do programa

receberiam US$ 2,5 mil para cada hectare de coca eliminado, US$ 933,00 anuais pelo cultivo

de produtos lícitos, terra gratuita e assistência técnica, entre outros. Os cocalerenos não

ficaram satisfeitos com as condições alegando que as vantagens oferecidas para a troca de

produtos eram muito pequenas, pois os rendimentos das novas lavouras reduziam a renda de

US$ 30 para 4,5 semanais por família. Além disso, eles ficavam reféns das multinacionais

porque o pacote tecnológico oferecido incluía a compra de insumos (agrotóxicos, fertilizantes

e diesel) importados. Em conseqüência houve um agravamento das condições do campo e

aumento do êxodo rural de cocaleros e indígenas em direção as grandes cidades, notadamente

La Paz, onde engrossaram a população pobre, composta por setores urbanos e mineiros.

Esta combinação de circunstâncias teve um efeito temerário sobre a sociedade

boliviana: aumentaram a pobreza num país já pobre, o que aliado às expectativas frustradas

com as políticas neoliberais deram a sensação de que o país mais uma vez era saqueado pelas

EMNs. Consequentemente criou-se um ambiente propício para a reação da população pobre

que passou a pressionar por uma solução mais incisiva no tocante aos seus problemas.

A insatisfação popular transpareceu pela primeira vez no início de 2002 após os norte-

americanos proporem o Consórcio Pacific LNG. Pelo projeto, um consórcio formado por BG

(37,50%), Repsol-YPF (37,50%) e Pan American (25,00%) construiria um gasoduto capaz de

transportar entre 24 e 30 mm

/dia de gás natural entre o megacampo de Margarita ao porto de

Arica no Chile de onde, posteriormente, o gás natural seria exportado para os EUA e México.

Além da proposta se revelar onerosa (como o oleoduto quase 70 anos antes), a população

191

boliviana manifestou-se contra a perspectiva de negociar com os chilenos

124

e vender o gás

aos norte-americanos, iniciando a dita “Guerra do Gás” (Farias e Guedes, op. cit.).

Posteriormente as manifestações populares continuariam obrigando Gonzalo Sanchez

de Lozada a renunciar a presidência em 18 de outubro de 2003. Seu substituto seria Carlos

Meza (2003/05), que iniciou as mudanças pela elevação da tributação das petrolíferas. Desde

a Lei 1.689/96 até 2004 as petrolíferas pagavam um imposto de 18% sobre a produção. Em 18

de julho de 2004 foi realizado um Referendum Vinculante, que teve 92% dos votos a favor da

retomada do controle dos hidrocarbonetos pelo Estado. Em 21 de fevereiro de 2005 as

principais organizações populares compostas por setores camponeses, indígenas e urbanos

formaram uma frente comum batizada de “Pacto de Unidad” que apresentou quatro

reivindicações: 1) revisão dos contratos que privatizaram os recursos hídricos do país; 2)

reestatização das minas; 3) elevação de 18% para 50% a taxação sobre as petrolíferas; e 4)

buscar o enfrentamento direto com as transnacionais. Mesmo após o Legislativo aprovar o

aumento da taxação sobre os hidrocarbonetos a pressão popular não arrefeceu e em 2005 o

presidente Carlos Mesa pensou em nacionalizar o setor pela terceira vez, mas recuou ante a

perspectiva de ter que pagar uma indenização de US$ 8 bilhões, valor equivalente a 91% do

PIB do país. Incapaz de encontrar uma solução Mesa renunciou em 6 de junho de 2005, sendo

substituído por Edwardo Rodriguez, Presidente da Suprema Corte.

Antes das eleições presidenciais de 18 de dezembro de 2005 a promessa de tomar

atitudes no sentido de nacionalizar o setor de hidrocarbonetos fazia parte da plataforma de

todos os candidatos, mas foi mais bem capitalizado por Evo Morales Ayma. Indígena de etnia

aymará e ex-líder cocalero, Morales apresentou-se como símbolo da unidade nunca alcançada

pelo país e atraiu a maioria indígena pobre e excluída dos processos eleitorais anteriores que

agora poderiam decidir uma eleição justamente por terem engrossado as favelas de La Paz.

Seu partido, o Movimiento al Socialismo (MAS), reunia três setores da sociedade boliviana

que eram favoráveis à nacionalização dos hidrocarbonetos: 1) os intelectuais representados

principalmente por Andrés Solíz Rada

125

(depois Ministro dos Hidrocarbonetos), Juán Ramón

Quintana, (depois ministro da Previdência), Héctor Arce (depois vice-ministro de

124

Era a segunda vez em 10 anos que os bolivianos recusavam-se a negociar com os chilenos devido à questão

litorânea, com o qual a Bolívia ainda ressente-se. Em 1992 a mineradora australiana GHP, interessada

na produção de cobre em Atacama, projetou um gasoduto ligando Villamontes (Bolívia) a Mejillones

(Chile) com capacidade de transportar 7 mm

/dia de gás. Para isto se formaria uma associação entre

YPFB, Ende e GHP com participações de 45% para as duas primeiras e 10% para a última. Sánchez de

Lozada apresentou o projeto em 1994, mas as Forças Armadas bolivianas o vetou (Fobomade, 2006).

125

Em seu livro El libro del Modelo Endógeno de 1993 Andrés Solis Rada defende um modelo de

"desenvolvimento endógeno" baseado nas culturas indígenas, o chamado “etnonacionalismo”. Rada

sempre se opôs a construção do Gasbol e a presença da Petrobras na Bolívia.

192

Coordenação Governamental) e Alvaro García Linera

126

(candidato a vice-presidente); 2) os

indígenas representados por David Choquehuanca (depois Ministro das Relações Exteriores);

e 3) os sindicatos, depois representados no Governo pelo líder camponês Román Loayza.

Após a vitória de Morales já se sabia que alguma mudança aconteceria. Em seu último

comício em 15 de dezembro de 2005, pouco antes da eleição do dia 18, ele prometeu

nacionalizar os bens do subsolo e reaver as propriedades da YPFB.

6.4. A Nacionalização dos Hidrocarbonetos

No dia 1 de maio de 2006 numa atitude repleta de publicidade e simbolismo, o

exército boliviano invadiu as instalações da Petrobras em San Alberto e logo depois, de um

palanque improvisado, o presidente boliviano Evo Morales leu o Decreto Supremo 28.701

nacionalizando as propriedades das petrolíferas que atuavam no país. O Decreto, chamado

“Heroes del Chaco” era uma referência aos mortos na Guerra de 1932/35. Ao mesmo tempo

o exército ocupava as duas refinarias da Petrobras e 56 blocos de exploração pertencentes às

outras companhias. Pelo decreto ficou estabelecido que:

1. O Estado recuperava a propriedade, posse e controle (art. 1), da E&P, transporte,

armazenagem, refino, industrialização e comercialização dos hidrocarbonetos (art 5.);

2. Toda produção de hidrocarbonetos deveria ser entregue a YPFB que definiria os termos de

comercialização, volumes de produção, preços, bem como critérios de exportação e

industrialização dos hidrocarbonetos (art. 2);

3. As companhias estrangeiras teriam prazo de 180 dias (a contar do dia 1/05) para firmar

novos contratos adaptando-se aos critérios legais e constitucionais do país, caso contrário,

deveriam deixar a Bolívia (art. 3);

4. Durante o período de 180 dias os campos cuja produção certificada de gás natural em 2005

foi superior a 2,8 mm

/dia teriam o valor da sua produção assim distribuída: 82% ao Estado

(18% lucros e participações, 32% de impostos diretos sobre hidrocarbonetos e 32% como

participação adicional para a YPFB), e 18% ficariam com as companhias (art. 4);

5. Os campos com produção inferior a 2,8 mm

/dia seriam taxados conforme a determinação

anterior, ou seja, 50% (art.4);

6. As companhias sofreriam uma auditoria que verificaria seus investimentos (art. 4);

126

Sociólogo, marxista e ex-líder político do Exército Guerrilheiro Tupac Katari, Linera é o ideólogo do MAS e

seria, para muitos analistas bolivianos, a "eminência parda" do Governo Morales (Limeirinha, 2006).

193

7. A título gratuito foram transferidas para a YPFB as ações dos bolivianos que formavam

parte dos Fundos de Pensão Bolivianos da Andina SA, Chaco SA e Transredes SA (art. 6);

8. A YPFB passaria a ter o controle mínimo de 50% mais 1 ação da Chaco SA, Andina SA,

Transredes SA, Petrobras Bolívia Refinación SA e Compañia Logística de Hidrocarburos de

Bolívia SA. (art 7);

Para justificar o decreto 28.701 foram invocados vários dispositivos legais, entre eles:

os artigos. 24 e 135 da Constituição que determinavam que todas as empresas estabelecidas

no país estão submetidas à soberania, leis e autoridades da República; o artigo 59 da

Constituição que determina que os contratos de exploração das riquezas naturais devem ser

aprovados pelo Poder Legislativo; os artigos 136, 137 e 139 da Constituição que declaram os

hidrocarbonetos um patrimônio inalienável do Estado; o Referendum Vinculante de 18 de

julho de 2004 que aprovou a retomada do controle dos hidrocarbonetos pelo Estado; e o artigo

5 da Ley 3.058 de 17 de maio de 2005 que obrigavam as petrolíferas a firmar novos contratos.

As razões da nacionalização podem ser encontradas em quatro fatores. O primeiro

deles é que a popularidade de Morales baixara de 80% para 62%. Morales fora eleito com a

expectativa de reverter às políticas neoliberais mal sucedidas. Criando um viés de esperança

ele deveria gerar um fato impactante, capaz de unir a população num objetivo comum, ainda

mais depois das companhias serem declaradas “persona non grata” no país. Ademais,

precisamente no dia 1 de maio de 2006 foi aberta à campanha eleitoral para as eleições da

Assembléia Constitucional iniciada no dia 29 de junho de 2006.

A segunda razão é que, como vimos, os 82 contratos de E&P firmados com as

petrolíferas eram ilegais, contrariando o artigo 139 da Constituição da Bolívia e haviam sido

assinados com o condicionante de serem aprovados pelo Congresso, o que não fora feito.

Aqui é necessário esclarecer que a literatura pesquisada apontou que os bolivianos

contestaram apenas a legalidade dos contratos de E&P, enquanto discordavam das alíquotas

dos impostos, royalties e taxas, dos preços do gás natural da participação majoritária das

operadoras nas atividades petrolíferas, e do fato delas definirem a política de hidrocarbonetos.

Em nenhum momento foi contestada a legalidade dos contratos de venda de gás natural, a

operação dos campos, dos dutos ou a compra das refinarias. Isto significava que a partir da

nacionalização as negociações seriam múltiplas e individualizadas, enfatizando: 1) as

indenizações referentes às expropriações; 2) as condições de E&P dos campos; 3) as alíquotas

dos impostos, royalties e taxas; 4) o preço do gás natural; 5) a propriedade das refinarias; e 6)

as condições de comercialização de hidrocarbonetos e derivados.

194

A terceira razão está na proeminência das petrolíferas, em especial a Petrobras, alvo

principal que se encaixa precisamente nos artigos 4 e 7 do decreto 28.701. A Bolívia era

perigosamente dependente de uma única companhia o que, segundo o professor Antonio

Carlos Peixoto, gerava um sentimento de medo nos bolivianos (Malin, 2006).

A quarta razão estava no desejo do Governo Boliviano rever o preço do gás natural,

cujas receitas adicionais seriam utilizadas para fazer as reformas socializantes prometidas por

Morales. Conforme dados da Gaspetro SA o serviço de transporte do gás natural boliviano é

de responsabilidade da Petrobras e da BG Comércio e Importação Ltda. e em 2005 foram

transportados 25,9 mm

/dia de gás natural da Bolívia a um preço médio entre US$ 3,13 e US$

3,80 cada milhão de BTUs (26,81 m

). A este preço o gás natural chegava ao consumidor

final em São Paulo custando US$ 5,50 cada milhão de BTUs.

Os bolivianos achavam que o preço pago pela Petrobras era baixo e queriam um preço

médio 45 % maior, elevando o preço final médio ao consumidor a US$ 8,00 (a Petrobras dizia

que US$ 6,00 seu limite) seus argumentos eram os seguintes:

1. Conforme o ministro boliviano Pedro Gumucio Dragon o gás natural deveria receber um

reajuste mais parecido com o do petróleo porque na época o preço do barril do petróleo

oscilava entre US$ 40,00 e US$ 43,00 chegando a picos de US$ 75,00;

2. Conforme Andrés Soliz Rada, então Ministro dos Hidrocarbonetos a Petrobras pagava

pouco pelo gás boliviano, mas cobrava de US$ 7,00 a US$ 7,50 a cada milhão de BTUs pelo

combustível produzido no Brasil;

3. Ainda conforme Andrés Solíz Rada, cada dólar a mais pago por milhão de BTUs

aumentava em US$ 350 milhões a receita do Estado;

4. O preço do gás que chega ao consumidor final nos EUA (cujo gás natural compõe a cesta

internacional dos preços do produto), oscilava entre US$ 7,00 e US$ 7,5 o milhão de BTUs;

6.5. A Petrobras e os Interesses da Bolívia

No dia seguinte ao anúncio da terceira nacionalização do setor de hidrocarbonetos o

vice-presidente boliviano Álvaro García Linera afirmou que: “não consultamos ninguém nem

negociamos com ninguém porque não tínhamos de fazer isso. A medida de nacionalização foi

uma decisão soberana do Estado e do povo bolivianos" confirmando que se tratava de um ato

unilateral (Limeirinha, art.cit.).

195

Com a nacionalização Morales cumpria a promessa feita durante a campanha eleitoral

de 2005: recuperar para o Estado a posse dos hidrocarbonetos, ato que, a exemplo do que

ocorrera anteriormente, foi comemorado nas ruas pelos bolivianos. No caso da Petrobras não

houve tratamento especial por parte do Governo Morales, e as divergências com o Brasil

imediatamente centraram-se em dois pontos: quem negociaria os novos contratos e a possível

indenização. O Governo Lula dizia que as negociações caberiam a Petrobras, que decidiria

também (embasada em critérios técnicos) se continuaria ou não operando na Bolívia,

ressaltando apenas que não aceitaria a saída da estatal do país sem a devida indenização. Por

seu turno o Governo Morales insistia em manter a negociações de Estado para Estado, dando-

lhe caráter político, informando, através de David Choquehuanca, que a Petrobras não seria

indenizada (nem nenhuma outra companhia) porque a estatal já teria lucrado o suficiente com

a exportação de gás natural (Marin, 2006).

Na prática as negociações contaram sempre com a presença do Itamaraty, MME e

Petrobras e com os seus congêneres bolivianos, demonstrando que a permanência ou não da

estatal no país era uma questão complexa. O único agravante durante o processo de

negociações estava nas incongruências do governo boliviano. Morales não falara em

nacionalização, nem em expropriar o patrimônio das EMNs antes das eleições, mas voltara

atrás. Ele também prometia não interromper o fornecimento de gás, mas nada garantia que

uma resposta forte do Brasil não levasse a uma radicalização e Morales ordenasse a

interrupção do abastecimento, causando a indústria brasileira um dano irreparável.

6.5.1. Os Interesses Econômicos

Num sentido mais amplo a Bolívia necessitava manter as petrolíferas porque o setor de

hidrocarbonetos não podia ser confiado a YPFB, que, além de descapitalizada, sequer possuía

funcionários em quantidade suficiente (eram apenas 650 na época da nacionalização) para

assumir o controle do setor de hidrocarbonetos (Gall, 2006). Deficiência explicitada com a

nacionalização quando o Governo boliviano utilizou funcionários da PDVSA para auxiliar no

processo e posteriormente indicou pessoal totalmente despreparado para ocupar o lugar dos

técnicos que operavam as instalações das EMNs (Maisonnave, 2006a). Um problema

adicional é que a retirada abrupta das companhias poderia colapsar a previdência social

boliviana, a quem a YPFB está vinculada. O professor Martinez Lázaro informava que:

196

“A Bolívia não tem a tecnologia e nem tampouco o capital necessário para explorar

seus recursos energéticos de forma autônoma. O petróleo é um negócio que requer

investimentos pesados, não apenas no que se refere à exploração, mas também à

pesquisa. Os países que não investem na manutenção de suas instalações produtivas

vêem sua produção declinar. Temos muitos exemplos disso. Portanto, se a Bolívia

expulsar as companhias de petróleo estrangeiras, restringirá sua capacidade de

novas pesquisas no setor e, o que é pior, assistirá a médio prazo à queda de sua

produção”. (School, 2006, s/pág.).

Sua opinião era corroborada por Enric Bartlett Castellá, para quem, mesmo após a

nacionalização a Bolívia ainda necessitaria da intervenção de “alguma ou algumas das

grandes companhias de energia” (School, op. cit s/pág.).

Por seu turno, os interesses das companhias petrolíferas na permanência na Bolívia

variavam, mas podem ser encontradas nas questões microeconômicas típicas da indústria do

petróleo que apontamos no capítulo 2: os riscos, os custos, as rendas e a questão do

trancamento que dificultam o abandono da atividade petrolífera, além do que a indústria do

gás natural é uma indústria escopo do petróleo. Outro problema é a questão da diversificação

das reservas e dos fornecedores de petróleo porque as petrolíferas sabem, pela Teoria do Pico

de Hubbert que o prognóstico de longo prazo para os mercados de energia é desfavorável e na

Bolívia ainda existe a possibilidade de se descobrir grandes reservas inexploradas, porque,

como vimos apenas 20% das províncias petrolíferas bolivianas foi explorado.

A comprovação de que deixar a Bolívia não era uma questão tão simples está no fato

das 21 petrolíferas que haviam assinado 82 contratos de risco compartilhado para E&P de

petróleo antes da nacionalização, nada menos do que 16 assinaram os 44 novos contratos,

enquadrando-se no Decreto Supremo 28.701, companhias que podem ser vistas na tabela 6.3:

Tabela 6.3: Companhias Petrolíferas Operando em E&P na Bolívia

N Companhia Nacionalidade Operando Antes Operando Depois

da Nacionalização da Nacionalização

1 BG Bolivia Corp. Grã-Bretanha X X

2 Canadian Energy Enterprises (CEE) Canadá X X

3 Dong Won Corp. Bolivia Coréia do Sul X X

4 EP Andina SA Espanha X X

5 EP Chaco SA Grã-Bretanha X X

6 EPEC Ventures Bolivia Corp. EUA X -

7 ExxonMobil BP Inc EUA X -

8 Matpetrol SA EUA X X

9 Monelco SRL Canadá X X

10 Pan American E&P Bolivia Ltd Grã-Bretanha X X

11 Orca SA Argentina X X

12 Petrobras Bolivia SA Brasil X X

13 Petrobras Energía SA Argentina X X

14 Petrolex SA Canadá X X

15 Pluspetrol Bolivia Corp. SA Argentina X X

16 Repsol YPF E&P Bolivia SA Espanha X X

17 Servicios Integrales EPSI Ltda Argentina X -

18 Sterner Investments Corp. Canadá X -

19 Tecpetrol de Bolivia SA Argentina X -

20 TotalFinaElf E&P Bolivie França X X

21 Vintage Petroleum Boliviana Ltd EUA X X

197

Fonte: YPFB

Os novos contratos de E&P (um misto de prestação de serviços com contrato de risco

compartilhado) foram assinados no dia 29 de outubro de 2006 (um dia antes de expirar o

prazo estipulado pelo Decreto Supremo 28.701) e previam (Brito, 2006):

1. A YPFB (antes apenas fiscalizadora dos contratos) terá voz ativa na definição dos

investimentos, na gestão da produção e na comercialização de hidrocarbonetos e derivados;

2. O Estado receberá, sob a forma de impostos e royalties, 50% (e não os 82% previstos no

Decreto 28.701) da receita obtida com a venda da produção das operadoras;

3. Os restantes 50% da receita será dividida em duas partes: uma parcela fixa a título de

amortização e ressarcimento dos investimentos realizados pelas operadoras (modelo

semelhante à prestação de serviços) e a uma parcela, referente ao lucro (portanto variável)

será dividida entre a operadora e a YPFB (modelo semelhante ao risco compartilhado);

4. As operadoras não perderam a propriedade dos equipamentos de produção (como sondas,

instalações físicas e veículos), como se especulava durante as negociações;

5. Os contratos seriam submetidos à aprovação do Congresso da Bolívia e ganhariam força de

lei, ampliando sua segurança jurídica e reduzindo os riscos de rupturas nos próximos anos;

6. Os tribunais bolivianos foram escolhidos como foro para resolver quaisquer controvérsias,

substituindo os tribunais internacionais;

Após a assinatura dos novos contratos Morales não deixou de notar que “se alguma

companhia não firmasse o contrato, as Forças Armadas estavam preparadas para exercer os

(nossos) direitos de propriedade” (Gall art, cit.). Entretanto, como houve erros na redação

dos contratos, eles tiveram que ser revistos, novamente aprovados pelo Congresso e assinados

por Morales em 2 de maio de 2007, quando o presidente aproveitou a oportunidade para pedir

mais investimentos das EMNs e afirmar que a Bolívia dispensaria sua presença se tivesse

recursos para explorar os hidrocarbonetos.

Especificamente, num sentido mais restrito, a Petrobras era a única companhia que

operava em toda cadeia da indústria do petróleo e em toda a cadeia da indústria do gás

natural. A estatal realizava a atividade de upstream em três Departamentos: Chuquisaca

(bloco Monteagudo), Santa Cruz (blocos Caranda e Colpa) e Tarija (blocos San Alberto e San

Antonio) e detinha os direitos de upstream em cinco Departamentos: Beni (bloco Rio Hondo),

Chuquisaca (bloco Ingre), Cochabama (bloco Rio Hondo), La Paz (bloco Rio Hondo) e Santa

Cruz (bloco Irenda). Aqui é necessário esclarecer que a Petrobras tinha sócias em todos os

blocos e, como operadora (a exceção de Monteagudo) ela era responsável por toda a

198

produção, mas não era a dona de toda a produção. Isto significava que a estatal deveria

repassar para suas sócias os montantes contratados e, como, normalmente, apenas a parte da

Petrobras era insuficiente para atender todas as necessidades da Bolívia e do Brasil, a estatal

comprava a parte das sócias

127

Conforme dados da Petrobras e da YPFB em 31/12/2005 na atividade de upstream do

petróleo em os negócios da Petrobras eram pequenos (correspondia a 2,7% das suas reservas e

1,1498% da sua produção total), mas eram de grande importância para a Bolívia (a estatal

detinha 11,56 % das reservas provadas do país e respondia por 42,1171% da produção). Na

atividade de downstream do petróleo a estatal operava as duas maiores refinarias do país,

controlando 89,8203% da atividade, produzindo 100% da gasolina aditivada, 100% do

querosene de aviação, 95% da gasolina comum e 70% do diesel. Na distribuição, através da

EBD, a Petrobras possuía 246 postos de combustíveis (61,5% do total do país), respondia por

23% da distribuição total de derivados e por 100% da distribuição de adubos.

Segundo as mesmas fontes não havia atividade de midstream do gás na Bolívia, mas

no upstream os negócios da Petrobras eram de grande importância para a estatal (correspondia

a 53% das suas reservas e 38,2743 % da sua produção total), e de grande importância para a

Bolívia (a estatal detinha 45,943% das reservas

128

do país e respondia por 51,3404% da

produção), ademais a estatal operava os dois únicos megacampos ativos (San Alberto e San

Antonio). No midstream a Petrobras operava o Gasbol, o Gasyrg e o Gasoduto San Marcos.

Quanto à exportação de gás, que justificara a reforma do setor de hidrocarbonetos, dos

28,90 mm

/dia exportados pela Bolívia em 2005, 23,69315 mm

/dia (81,9732%) entraram no

Brasil por força de três contratos independentes (o GSA da Petrobras, o Andina SA-Cuiabá da

Repsol-YPF e o BG-Comgás da BG Bolivia Corp) e 5,20685 mm

/dia destinaram-se a

Argentina (18,0268%). Dos 23,69315 mm

/dia importados pelo Brasil, a Petrobras respondeu

por 22,68450 mm

/dia (95,7428%). A estatal era responsável pelo fornecimento integral do

seu contrato (obtida pela compra de gás de terceiros ou produção própria na Bolívia) e pelo

transporte de sua parte e de cerca de 0,5 mm

/dia da Respsol-YPF (via TGB) até Chiquitos na

Bolívia. Desta forma a estatal respondeu pelo fornecimento de 95,7428% e transporte de

97,8532% do gás que o Brasil recebeu da Bolívia.

127

No caso do petróleo em 2005 a Petrobras produzia 21.235 bpd, mas apenas 8.200 bpd lhe pertenciam,

enquanto as suas refinarias no país necessitavam 40.000 bpd. Quanto ao gás natural a estatal produziu

24,123915 mm

/dia, mas somente 7,8 mm

/dia lhe pertenciam.

128

Equivalente a 623 bilhões/m

(296,51 bilhões/m

do campo de San Antonio e 326,49 bilhões/m

do campo de

San Alberto) de um total estimado em 1,3559 trilhões de m

. Existem apenas outros dois megacampos

(localizados em Tarija): um em desenvolvimento localizado em Margarita (369,80 bilhões/m

), operado

pela Repsol-YPF e outro em Itau (363,14 bilhões/m

) licitado para a TotalFinaElf.

199

A distribuição espacial das atividades da Petrobras na Bolívia é vista no mapa 6.2:

Mapa 6.2.: As Atividades da Petrobras na Bolívia em 31/12/05

Ocorria, entretanto, que a importância da estatal para a economia do país transcendia o

setor de hidrocarbonetos. Os números da economia do país em 31/12/05 eram os seguintes:

200

- PIB de US$ 8,8 bilhões: 47,9% serviços, 35,3% indústria (sendo as principais a alimentícia,

artesanato, bebidas, fumo, metalurgia, mineração, petróleo e têxtil) e 16,6% agricultura (sendo

as principais atividades são a açúcar, algodão, arroz, batatas, café, coca, madeira, maiz e soja);

- Exportações de U$ 2,885782 bilhões: madeira, ouro e zinco (US$ 1,4984 bilhões,

51,9235%); gás natural (US$ 957,7 milhões, 33,1869%); petróleo e derivados (US$ 253,755

milhões, 8,7933%); soja e azeite de soja (US$ 175,927 milhões, 6,0963%). São os maiores

importadores: Brasil (33%), EUA, (15%), Argentina (9%), Peru (4,7%) e Grã-Bretanha (2%);

- Importações de US$ 2,4 bilhões: bens de capital, matérias-primas, petróleo, alimentos,

químicos e semi-manufaturados. São os maiores exportadores: EUA (32%), Japão (24%),

Brasil (12%), Argentina (12%), Chile (7%), Peru (4%), Alemanha (3%);

- Dívida externa: US$ 5,7 bilhões (64,77% do PIB).

No total a Petrobras respondia por US$ 750 milhões (cerca de 78,3126%) das receitas

que o país obtinha com a venda de gás natural, 40 % do PIB industrial boliviano, 22% do PIB

total, e 20 % dos impostos totais. Ademais, entre 1997/05 a estatal investira US$ 1,5 bilhão no

país (44,7602%, dos IEDs e 17,0454% do PIB totais) e o valor contábil dos ativos somavam

US$ 1,173 bilhão (13,3295% do PIB). Em função desses números, se a Petrobras saísse da

Bolívia a economia do país poderia entrar em colapso, perspectiva que preocupava o Brasil.

Quanto ao petróleo, a Petrobras informa que processava na Bolívia todo o petróleo que

produzia no país, embora a ANP registre a entrada de 8.726 bpd do insumo boliviano no

Brasil em 2005. A Bolívia também importa 3.000 bpd de petróleo e 30% do diesel. De

qualquer forma, o maior interesse dos bolivianos eram refinarias. Antes de 1 de maio de 2006

Evo Morales não falara em nacionalização e sim em “comprar de volta as refinarias” e

formar “parcerias” com a Petrobras. Pelo Decreto Supremo 28.701 todas as atividades da

cadeia petrolífera (refino incluso) passariam para controle e fiscalização da YPFB (que teria

50% +1 ação da Petrobras Bolívia Refinación SA) assegurando o monopólio das exportações

de petróleo à YPFB, que compraria a produção das refinarias pagando um valor fixo à

Petrobras e exportaria pelo preço que conseguisse. Para a Petrobras este modelo não seria

lucrativo (mesmo porque a estatal já importava petróleo para atender as necessidades da

Bolívia) o que deu início ao processo de transição da propriedade das refinarias para a estatal

boliviana, mas a estatal vinculou a negociação a dois outros temas: o valor da compensação a

ser paga pelo controle integral dos ativos e como esse pagamento seria feito. Por sua vez, a

YPFB teria condicionado a aquisição ao pagamento integral em gás natural, por não ter

recursos financeiros para ressarcir a Petrobras. Segundo Ildo Sauer, diretor da Área de

201

Negócios Gás e Energia da Petrobras a contraproposta boliviana seria aceita desde que

definido o preço do gás, e o valor das refinarias seria abatido do pagamento pelas importações

do contrato em vigor, já que a Petrobras descartara a possibilidade de importar novos volumes

da Bolívia (A Tarde On Line, 2006).

Concomitantemente à disputa pelas refinarias agravava-se a situação econômica da

Bolívia, motivando Solíz Rada a emitir (em 12 de setembro) uma resolução confiscando o

fluxo de caixa das refinarias da Petrobras, acrescentando a acusação de que a estatal teria

lucrado US$ 320 milhões ilegalmente vendendo derivados. Ante a esta possibilidade Lula

alertou Morales que a paciência do Brasil tinha se esgotado e a Ministra Dilma Rousseff

declarou que o Brasil protegeria os interesses da Petrobras, inclusive com a retaliação

econômica. A reação brasileira no episódio apenas piorou um clima já tenso, levando o

governo boliviano a congelar o confisco e substituir os três responsáveis pelas negociações

com as petrolíferas. A equipe de negociação passou a ser liderada pelo vice-presidente Álvaro

Garcia Linera, Jorge Alvarado (presidente da YPFB) foi substituído por Juan Carlos Ortiz

Banzer (que havia presidido a Petrobras Bolívia SA entre 2001/04) e Soliz Rada demitiu-se

em 15 de setembro, sendo substituído por Carlos Villegas Quiroga (Albuquerque, 2006)

129

A despeito das trocas o Governo Morales confirmou que a decisão de reaver as

refinarias era “irreversível”, assim nos meses subseqüentes as negociações centraram-se no

seu preço

130

. A Petrobras, através da Petrobras Netherlands BV, ameaçava levar a questão ao

Ciadi, ao que a Bolívia reagiu retirando-se do organismo em 3/05/07. Morales chegou a

declarar que “se eu fosse o Brasil, daria as duas refinarias de presente (para a Bolívia) se

estamos pensando em nos ajudar a reduzir as desigualdades sociais” (Gall, op. cit.). Afinal,

em 6 de maio de 2007 Morales, após advertir que o faria, assinou o decreto que confiscava o

fluxo de caixa da Petrobras, tornando-a uma simples prestadora de serviços em suas próprias

refinarias. A questão foi encerrada em 10 de maio de 2007, quando a Petrobras aceitou vender

todas as ações da Petrobras Bolívia Refinación SA para a YPFB por US$ 112 milhões, preço

fixado “com base no fluxo de caixa futuro, produzido por instituição financeira internacional

independente, conforme práticas usuais dos negócios” (página eletrônica da Petrobras, sessão

internacional). Ao comentar o acordo o Palácio do Planalto avaliou que o prejuízo político de

um "mau acordo" teria reflexos ruins para o governo boliviano, que enfrentava pressões da

129

O episódio das refinarias precipitou a saída de Solíz Rada, que desde a nacionalização sofria um processo de

desgaste devido à agressividade das suas declarações (obrigando o Congresso a aprovar uma moção de

censura) combinada com a adoção de critérios políticos para pautar as negociações com as petrolíferas.

130

Os bolivianos ofereciam US$ 60 milhões, o que excluiria os estoques petróleo e derivados, enquanto a

Petrobras pedia US$ 200 milhões, valor que incluiria o ressarcimento do preço pago nas refinarias, os

estoques de petróleo e derivados e os US$ 49 milhões investidos em sua modernização.

202

oposição, e o Brasil poderia acabar responsabilizado por aumentar ainda mais a instabilidade

no país (Zimmerman, 2007). Em 11 de junho de 2007 a Petrobras recebeu da YPFB o

primeiro pagamento de US$ 56 milhões.

Quanto ao gás natural o primeiro interesse (comum para Bolívia e Brasil) era de base

essencialmente técnica, e dizia respeito à manutenção do fluxo de gás natural por que: 1) a

tecnologia da Petrobras não podia (como não pode) ser substituída em pouco tempo; 2) o

petróleo produzido pela Bolívia é associado ao gás natural e as refinarias eram operadas pela

Petrobras, ou seja, se houvessem cortes na produção de gás haveria risco de desabastecimento

de combustíveis no país; 3) a Petrobras não construiu tanques de armazenamento de gás na

Bolívia, assim o país tinha três alternativas: ou não vendia o produto, ou produzia e vendia

para o Brasil ou simplesmente queimava o gás; e 4) o transporte, dificultado por problemas

políticos. Se o transporte for terrestre imediatamente surgem duas questões: qual seria o

traçado do gasoduto? A que país atenderia? De qualquer forma um gasoduto não ficaria

pronto antes de 3 ou 4 anos. Se o transporte for por via marítima às dificuldades são ainda

maiores. Primeiro a Bolívia teria que encontrar na Argentina, Brasil, Chile ou Peru (países

limítrofes dotados de litoral) um parceiro disposto a dar passagem a um gasoduto seu, mas

para efeitos imediatos esta opção restringe-se a Argentina e Brasil, porque a Guerra do

Pacífico originou uma pendência histórica entre a Bolívia e Chile e Bolívia e Peru. Depois

seria necessário construir o gasoduto, uma planta de liquefação (que custa cerca de US$ 2

bilhões) e uma frota de navios criogêncicos (a um custo mínimo de US$ 1 bilhão). Outra

alternativa é escoar pelo rio Paraguai e aqui seria necessário construir um gasoduto cortando o

Paraguai, uma frota de navios criogênicos e negociar a passagem com Argentina, Brasil,

Paraguai e Uruguai. Como se vê qualquer alternativa pode fazer com que o gás boliviano

chegue ao mercado mundial a preços não-competitivos.

O segundo interesse (comum à Bolívia e ao Brasil) era mercadológico, resultante da

quase absoluta falta de opções para a exportação do gás natural boliviano. Em 2005 dos US$

957,7 milhões recebidos pela Bolívia com a exportação de gás natural, US$ 794,40 milhões

(82,9487%) resultaram da exportação para o Brasil e sozinha a Petrobras respondeu por US$

750 milhões (78,3126%). O Brasil não é apenas o maior cliente da Bolívia como é o único

mercado grande a que os bolivianos têm acesso no curto prazo e individualmente nenhum

mercado na América do Sul tem condições de substituí-lo. Cabe lembrar que a exportação

para a Argentina foi retomada em 2002 (o novo contrato previa a importação de 7,7 mm

/dia),

mas o preço do gás era inferior ao exportado para o Brasil e rendeu apenas US$ 163,3 milhões

203

(17,0513 %). Ademais, a própria Bolívia reduziu a possibilidade de diversificar sua clientela

ao se recusar a vender gás natural para o Chile e repudiar o Consórcio Pacific LNG.

O terceiro interesse da Bolívia (também compartilhado com o Brasil) é assegurar

investimentos capazes de num primeiro momento manter e num segundo momento expandir a

produção de hidrocarbonetos. Quanto ao primeiro caso a produção dos campos decai ao longo

do tempo (Teoria do Pico de Hubbert) o que exige e novas inversões para manter a produção

constante. Neste caso calcula-se que a Bolívia necessita entre US$ 40 US$ 50 milhões por ano

apenas para manter a produção constante em torno de 43 mm

/dia de gás natural.

No segundo caso, conforme a Camara Boliviana de Hidrocarburos (CBH) o país não

produz gás natural suficiente para atender todas às suas obrigações. De acordo com a mesma

fonte (sempre em números médios), em 2006 a produção de gás natural boliviana foi de 47,33

/dia, mas apenas 36,2 mm

/dia foram utilizados da seguinte forma: 30,27 mm

/dia

exportados (25,51781 mm

/dia para o Brasil e 4,75219 mm

/dia para a Argentina) e 5,93

/dia destinados às necessidades internas

131

. Em contrapartida as obrigações contratuais do

país ascendiam a 47,2 mm

/dia: 33 mm

/dia destinados ao Brasil (30 mm

/dia pelo contrato

GSA, 2,3 mm

/dia pelo contrato Andina-Cuiabá e 0,7 mm

/dia pelo contrato BG-Comgas),

7,7 mm

/dia destinados à Argentina e 6,5 mm

/dia destinados às necessidades internas.

Ao déficit de gás existente soma-se o cenário inquietante vislumbrado pelas projeções

da CBH e da YPFB. Estas indicam que em 2010, em função do aumento da demanda interna,

dos contratos com o Brasil e do novo contrato de exportação para a Argentina (que veremos),

a Bolívia precisará produzir cerca de 80 mm

/dia de gás. A questão é que as mesmas fontes

estimam que a manutenção e a expansão da produção dos campos exigirão um montante

semelhante ou superior ao realizado pelas EMNs entre 1997/05 (US$ 3,35119 bilhões), mas

desde o início dos distúrbios sociais em 2002 as petrolíferas investiram o mínimo para manter

a produção, atrasando todos os cronogramas de desenvolvimento dos campos

132

, situação

piorada com a nacionalização quando todas EMNs suspenderam os investimentos.

Ainda conforme as mesmas fontes, parte da demanda deverá ser satisfeita com o início

das operações do megacampo de Itau e com o desenvolvimento do megacampo de Margarita

(já iniciado) e parte com o aumento da produção dos megacampos de San Alberto (que produz

131

Anualmente a Bolívia disponibiliza para consumo cerca de 81,0570 % do gás natural total produzido. Dos

18,9430 % restantes, cerca de 14,3620% são reinjetados nos poços; 2,0058% são utilizados como

combustível; 1,3344% são utilizados para produzir combustíveis líquidos e 1,2408% são queimados.

Isto explica o destino dos 11,13 mm

/dia que faltam nesta conta (YPFB).

132

Os investimentos no upstream baixaram da média de US$ 600 milhões/ano entre 1998/99 para US$ 235,91

milhões em 2004 e US$ 199,56 milhões em 2005. Das 35 plataformas em 2004, restaram 3.

204

em média 9,16 mm³/dia de gás e tem capacidade máxima calculada em 22 mm³/dia) e o de

San Antônio (que produz cerca de 14,29 mm³/dia de gás e tem capacidade máxima calculada

em 28 mm³/dia). Desta forma apenas estes dois campos podem acrescentar mais 26,55

mm³/dia de gás natural a produção boliviana. Um agravante é que esses investimentos devem

ser realizados com antecedência devido ao hiato de tempo entre os investimentos e sua

maturidade. Em 2007 a Bolívia informou que mesmo com novos investimentos apenas em

2009 poderá cumprir todos os seus compromissos em gás natural.

O quarto interesse da Bolívia é atrair os investimentos para industrializar o gás natural.

Com a nacionalização muitos projetos que dependiam do gás natural produzido pela Petrobras

foram adiados entre eles uma planta gasquímica da Braskem a ser construída em Puerto

Suárez (investimento de US$ 1,4 bilhão que produziria 600.000 ton/ano de polietileno), uma

planta para conversão de gás natural em diesel da Ivanhoe Energy, Syntroleum Corporation e

Repsol-YPF (investimento de US$ 3 bilhões que produziria 90.000 bpd), uma planta GTL da

GTL Bolivia y Rentech (investimento de US$ 423 milhões que produziria 10.000 bpd) e uma

siderúrgica da EBX (investimento de US$ 148 milhões que produziria 800.000 ton/ano de

ferro gusa). No total os investimentos brasileiros no país atingiriam a cifra de US$ 5 bilhões.

Ocorre que a industrialização do gás natural implica na retirada das frações nobres,

para alimentar com o etano a planta de polietileno e com propano e butano a planta de GLP e

de gasolina natural, de forma que o gás exportado seria essencialmente metano. Por sua vez,

esta medida envolvia a renegociação para modificar o contrato GSA estabelecendo novos

volumes e preços, porque apenas os megacampos da Petrobras produziam o insumo em

volumes suficientes para atender todos os projetos e também porque não fora previsto no

contrato original a retirada das frações nobres. Com essa premissa em 27 de abril de 2004 a

ministra Dilma Roussef havia manifestado que o governo concordara com a idéia dos

bolivianos em agregar valor ao gás natural através do pólo gasquímico a ser instalado na

fronteira Bolívia-Brasil (Costa, 2007b).

Os interesses somados teriam impedido a interrupção do fornecimento de gás natural

ao Brasil. Segundo Zylberstein (2006) na verdade o que se constata é a dependência do

produtor e não do consumidor. O Brasil pode encontrar alternativas ao gás natural da Bolívia,

mas essa tem suas receitas vinculadas quase exclusivamente à venda do gás e não pode abrir

mão delas. Conforme Hage (in Haag, op. cit.) o que o governo Morales demonstrou é uma

característica dos países que têm nos recursos energéticos o seu maior trunfo ou

vulnerabilidade: eles usam essa arma para obter vantagens dos interessados.

205

Após as negociações, as atividades desempenhadas pela Petrobras na Bolívia ficaram

da forma que é ilustrada na tabela abaixo:

Tabela 6.4: Mapeamento das Operações da Petrobras na Bolívia

Antes da Nacionalização Após a Nacionalização

Petróleo

Upstream X X

Midstream X X

Downstream X -

Gás Natural

Upstream X X

Midstream X X

Downstream - -

Fonte: Elaboração Própria

Concluídos os acordos nem todos os números que antes eram favoráveis a Petrobras se

inverteram. O Estado boliviano passou a controlar mais de 80% da produção de petróleo e gás

natural do país e 100% da atividade de refino e 100% da exportação de hidrocarbonetos. Mas,

na prática, com exceção do refino e da distribuição e comercialização a Petrobras continuou

operando nas mesmas atividades petrolíferas que operava antes da nacionalização, produzindo

43,5007 % do petróleo boliviano e 52,3508% do gás natural e exportando 81,2025% do gás

do país. A diferença é que agora a estatal não pode mais contabilizar como suas as reservas de

hidrocarbonetos e está sujeita a maior taxação e fiscalização (YPFB).

6.5.2. Os Interesses Políticos

Pode-se dizer que os interesses políticos derivam diretamente dos econômicos porque

a Bolívia ficou muito dependente das receitas advindas da exportação de gás natural. Com o

tempo, a disputa em torno dessas receitas aumentou a tensão da sociedade boliviana,

dividindo-a no padrão político-étnico historicamente construído como apontado no capítulo 4.

Enquanto os indígenas viam no fenômeno uma forma obter a independência econômica, os

grupos conservadores (maioria nos Departamentos de Cochabamba, Chuquisaca, Santa Cruz e

Tarija), e que mais se beneficiaram com a presença das petrolíferas exacerbaram-se.

Se não bastasse isso, nesse período a política socializante de Morales (que prevê a

nacionalização das minas, reforma agrária e a reforma constitucional), enfureceu os oligarcas,

pois ameaçava diminuir suas rendas e despertou a suspeita que Morales deseja se perpetuar no

206

poder. Essa política não demorou a fazer vítimas. Além de Soliz Rada, que se demitira após o

episódio das refinarias, caiu Valter Villarroel, ministro das minas. Com o ambiente piorando,

os opositores de Morales passaram a falar abertamente em aumentar a autonomia dos

Departamentos (Beni, Pando, Santa Cruz e Tarija solicitaram-na em dezembro de 2006) os

mais radicais não descartavam a secessão.

Segundo os analistas o próprio MAS estava dividido em duas correntes: os

intelectuais, mais moderados e identificados com Linera, e os indígenas, mais radicais. A

situação do país agravou-se depois de 24 de novembro de 2007 quando a Assembléia

Constituinte foi transferida de Sucre para um quartel onde, sem contar com a presença dos

deputados oposicionistas, sem considerar a exigência de 2/3 para legitimar a Carta e sem

obedecer a exigência de aprovar de cada artigo da Constituição por maioria qualificada, 138

dos 255 constituintes aprovaram a nova Constituição. Logo depois, para evitar a pressão dos

oposicionistas, os governistas transferiram a Assembléia Constituinte para Oruro, cidade

controlada por partidários de Morales, onde em 8 de dezembro 130 dos 160 deputados do

MAS aprovaram o texto constitucional que prevê entre outras coisas: 1) a centralização

econômica nas mãos do Estado; 2) a divisão do país em áreas indígenas, com autonomia

administrativa e judiciária em relação a Departamentos; e 3) a convocação de um novo

Parlamento. Não foi aprovada a reeleição indefinida como desejava Morales.

Em reação às manobras, os governadores dos Departamentos de Beni, Pando, Santa

Cruz e Tarija (que juntos representam mais de 40% do PIB e 35 % da população boliviana)

que integram a oposição de direita anunciaram que não reconhecem a nova Constituição e em

15 de dezembro proclamaram unilateralmente a "autonomia" dessas regiões, e contestaram a

Carta Constitucional recém-aprovada pela Assembléia Constituinte.

No âmbito da política externa a Bolívia vinculara sua infra-estrutura e seu comércio

aos países do Mercosul, convertendo o país em ponto nevrálgico da integração entre a

Comunidade Andina de Nações e o Mercosul. Evo Morales confirmou que permanecia o

desejo do país em manter-se como membro da IIRSA e participar do anel gasífero regional.

6.6. A Petrobras na Bolívia e os Interesses do Brasil

No capítulo 3 vimos que a Petrobras domina o mercado brasileiro de gás natural, no

capítulo 5 vimos que a introdução do gás natural na matriz energética brasileira foi

estruturada tendo como pivô a matéria-prima proveniente da Bolívia e neste capítulo vimos

que o upstream e midstream naquele país indispensáveis às necessidades brasileiras ficaram,

207

sob a responsabilidade da Petrobras, o que era possível na época da assinatura dos contratos

em função das reformas no setor de hidrocarbonetos boliviano.

A nacionalização gerou três tipos de reação no Brasil, de um lado os setores mais

conservadores da imprensa, sociedade e política (capitaneados por PSDB e PFL) exigiam

medidas enérgicas contra a Bolívia.

Quanto a Petrobras, em nenhum momento após a nacionalização a estatal cogitou

abandonar a Bolívia (com exceção do refino), tanto em função dos investimentos realizados e

porque, segundo o Plano Estratégico da Petrobras 2015 havia o desejo de prosseguir a

internacionalização e o gás natural é uma indústria considerada chave enquanto parte

intrínseca de sua estratégia em se converter numa empresa de energia de alta performance.

Além disso, como o contrato GSA é do tipo take or pay a estatal é obrigada a pagar por 30

/dia de gás, recebendo ou não esta quantidade. Mas, a estatal também foi enfática ao

anunciar a suspensão imediata dos investimentos programados

133

entre eles: US$ 40 milhões

para elevar a capacidade de produção do campo de San Antonio; a ampliação da capacidade

de transporte do Gasbol (de 30 mm

/dia para 45 mm

/dia); o desenvolvimento do bloco

Irenda

134

e a construção do complexo gasquímico junto à fronteira. Também anunciou que iria

levar a questão da nacionalização ao Ciadi e não aceitaria aumentos nos preços do gás natural

fora das condições estipuladas em contrato. (Página eletrônica da Petrobras).

Mas a linha de ação que prevaleceu foi a do Governo Lula, que oficialmente declarou

que: "a decisão do governo boliviano de nacionalizar as riquezas de seu subsolo e controlar

sua industrialização, transporte e comercialização é reconhecida pelo Brasil como um ato

inerente a sua soberania". A declaração foi seguida da estratégia de contemporizar, não

responder aos insultos

135

e negociar durante 180 dias, prazo dado para fixação de novos

contratos de E&P. Mesmo porque o Brasil não tinha como recorrer a OMC para solucionar o

caso porque a entidade não tem um mecanismo para proteger investimentos e o Governo

boliviano não tem nenhum compromisso assinado na entidade relativo ao setor de energia.

133

Seus investimentos caíram com o início dos distúrbios sociais. Entre 2003/06 foram de US$ 86,4 milhões.

134

A Petrobras investira US$ 3,6 milhões no desenvolvimento do bloco e precisava investir mais US$ 16,6

milhões. A estatal considerou que, pelos termos do Decreto Supremo 28.701, o investimento não era

compensatório e devolveu o bloco ao Governo Boliviano no início de 2007.

135

Antes da nacionalização Solíz Rada criticara duramente a Petrobras e o Brasil prevendo "as piores coisas que

se pode imaginar" nas negociações com a Argentina e o Brasil, acusados de tratar a Bolívia como uma

"semicolônia". Após a nacionalização, Morales declarou que o Acre fora trocado por um cavalo e que o

Brasil não era um país aliado, enquanto Solíz Rada afirmava que a Petrobras era “sonegadora e

contrabandista” e que a Bolívia não participaria do Gasoduto del Sur se a Petrobras participasse.

208

6.6.1. Os Interesses Econômicos

Nem a Petrobras e nem o Governo Brasileiro demonstraram acentuada preocupação

com o petróleo boliviano, porque, segundo a ANP dos 1.737.696 bpd processados pelo país

2005 somente 8.726 bpd (0,5021 %) foram importados da Bolívia, o que pouco representava

para o consumo do Brasil e poderia ser facilmente substituído. Esta posição ficou comprovada

em 2006 quando dos 1.749.422 bpd processados pelo país apenas 6.678 bpd (0,3817 %)

foram importados da Bolívia. Mas, se o petróleo boliviano pouco representava para os

interesses diretos do Brasil, havia grande interesse indireto, porque as negociações

envolvendo a indústria do petróleo poderiam condicionar as conversações envolvendo a

exportação do gás natural, a principal fonte das preocupações brasileiras.

Na indústria do gás natural o primeiro interesse brasileiro também era de base

essencialmente técnica, e dizia respeito à manutenção do fluxo de gás natural por que: 1) o

gás importado é essencialmente metano que além de dispensar tratamento e, portanto, ser

mais barato, é ideal para a queima (industrial ou não) e geração de energia termoelétrica; e 2)

o Brasil não tinha um “plano B”, muito enfatizada pela Aepet na época da assinatura do

contrato de construção do gasoduto. Por questões técnicas é sempre aconselhável ter uma

fonte alternativa de hidrocarbonetos, capaz de compensar com um país a possível perda em

outro. É a política mais racional, simples e comum no setor de hidrocarbonetos. Conforme

Boccocoli (op. cit.) o erro do Brasil não foi o de confiar seu abastecimento na Bolívia, mas

manter a política sem pensar numa alternativa.

A ausência de alternativas a curto prazo ao gás boliviano evidenciou apenas que o

Brasil não pode abrir mão desse gás sob pena de um “apagão do gás” e que, por questões

técnicas inerentes ao seu transporte (ver capítulo 2), não pode ser substituído de forma

econômica adequada. As reservas de gás natural atuais da Petrobras chegam a 331,021 bilhões

de m

, mas cerca de 40 % estão localizadas em alto-mar nas Bacias de Campos e de Santos e

seu aproveitamento tem exigido enormes investimentos e grande esforço técnico da Petrobras.

O segundo interesse é o mercadológico, neste caso a importação, em razão do elevado

grau de dependência do insumo boliviano. A tabela 6.5 resume a produção e o consumo de

gás natural pelo Brasil em 2005/06:

209

Tabela 6.5.: O Consumo de Gás Natural no Brasil em 2005/06

Produção e Importação (Mm

/dia)

2005 2006

Produção Nacional 48,49096 48,51003

Importação da Bolívia 23,69315 25,51781

Importação da Argentina 0,95767 1,30068

Total Importado 24,65082 26,81849

Total Disponível para o Consumo 73,14178 75,32852

Consumo (Mm

/dia)

Consumidor Origem do Gás Natural Consumido em 2006

Brasil Bolívia Argentina Total %

Indústria Petrolífera

Reinjeção 8,68474 0,00000 0,00000 8,68474 11,5292

E&P 7,68529 0,00000 0,00000 7,68529 10,2023

UPGN 7,53907 0,00000 0,00000 7,53907 10,0082

Queima/Perda 5,07317 0,00000 0,00000 5,07317 6,7348

Produção de GNL 3,25512 0,00000 0,00000 1,43134 4,3213

Refino de Petróleo 1,50593 0,00000 0,00000 1,50593 1,9991

Total Parcial 33,74332 0,00000 0,00000 33,74332 44,7949

Indústrias

Petroquímica - - 0,00000 6,49359 8,6205

Ferro Gusa e Aço - - 0,00000 3,20904 4,2601

Cerâmica - - 0,00000 2,61660 3,4736

Papel e Celulose - - 0,00000 1,62630 2,1589

Alimentos e Bebidas - - 0,00000 1,62339 2,1551

Metais Não Ferrosos - - 0,00000 1,53337 2,0356

Co-Geração - - 0,00000 1,16715 1,5494

Têxtil - - 0,00000 0,96997 1,2876

Mineração - - 0,00000 0,75507 1,0024

Cimento - - 0,00000 0,05227 0,0693

Ferro Ligas - - 0,00000 0,00581 0,0077

Outras Indústrias - - 0,00000 4,19446 5,5682

Total Parcial 10,71268 13,53434 0,00000 24,24702 32,1884

Geração de Energia Elétrica 1,53931 6,15724 1,30068 8,99723 11,9439

Automotivo 1,36203 4,92594 0,00000 6,28797 8,3474

Residencial 0,34395 0,30587 0,00000 0,64982 0,8626

Comércio 0,26481 0,29164 0,00000 0,55645 0,7388

Setor Público - - 0,00000 0,15972 0,2120

Agropecuária - - 0,00000 0,01162 0,0154

Outros 0,37259 0,30278 0,00000 0,67537 0,8966

Total Parcial 14,76671 25,51781 1,30068 41,58520 55,2051

Consumo Total 48,51003 25,51781 1,30068 75,32852 100,00

Fontes: ANP, Distribuidoras de Gás, MME e Petrobras

Segundo a ANP, houve um avanço do gás natural na matriz energética brasileira: de

9,3870 % em 2005 para 9,6052 % em 2006. Como se vê na tabela 6.5 dos 75,32852 mm

/dia

de gás natural consumidos pelo Brasil em 2006 26,81849 mm

/dia (35,6020 %) foram

importados, mas a importância do gás importado cresce quando se verifica que o maior

consumidor do gás natural produzido no Brasil é a própria indústria petrolífera, dominada

pela Petrobras. Afora a indústria petrolífera todos os outros segmentos consumiram 41,5842

210

/dia dos quais apenas 14,7671 mm

/dia (35,5995 %) foram disponibilizados pela estatal

sendo 26,81849 mm

/dia (64,4905 %) importados. Do total importado 25,51781 mm

/dia

(95,1501 %) provenieram da Bolívia e 1,30068 mm

/dia (4,8499 %) da Argentina (contrato

Sulgás). Do gás boliviano, 24,58200 mm

/dia (96,3327 %) eram do contrato GSA; 0,48913

/dia (1,9168 %) do contrato Andina-Cuiabá; 0,42116 mm

/dia (1,7405 %) do contrato

BG-Comgás e 0,00255 mm

/dia (0,0100 %) do contrato CGS (Centro-Oeste Gás e Serviços

Ltda, que entrou em vigor em agosto de 2006). Verifica-se também que houve aumento de

7,7012 % no montante importado da Bolívia (de 23,69315 mm

/dia em 2005 para 25,51781

/dia) e que por Estados a dependência é ainda maior: o gás natural boliviano abastece 50

% do mercado de Minas Gerais, 70 % do mercado do Rio Grande do Sul, 75 % do mercado de

São Paulo e 100% do mercado de Mato Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná e Santa Catarina.

Segundo a ANP os maiores consumidores de gás natural no Brasil, dois deles

interessam diretamente ao Governo, são os seguintes:

1. A indústria petrolífera: que consumiu 33,74332 mm

/dia (44,7949 %). Quase todo o

montante foi absorvido pela Petrobras, que produz o próprio gás natural de que necessita.

Também, por razões técnicas e de segurança todo o volume consumido tem origem nacional.

2. As Indústrias: que consumiram 24,24702 mm

/dia de gás natural (32,1884 % do total). São

cerca de 2.300 indústrias que investiram milhões de dólares na conversão para o gás natural e

um corte no fornecimento ou elevação dos custos poderia comprometer de forma significativa

a competitividade do produto brasileiro no mercado internacional.

Neste segmento está à petroquímica, indústria que interessa diretamente ao Governo

porque, após a privatização, o Sistema Petroquisa deixou de atuar como planejadora e

arquiteta da política industrial do setor o que, acompanhado pela abertura comercial, pelo

encolhimento das proteções tarifárias e pelo fim do subsídio à nafta da Petrobras (no ano

2000) deixou a indústria petroquímica nacional exposta à concorrência dos similares

importados e desfavoreceram os novos investimentos

136

(D’Ávila, 2005).

Mesmo após a reestruturação ocorrida no ano 2000 não existem petroquímicas de

grande porte totalmente integradas e verticalizadas (a semelhança do que ocorre nos EUA,

Europa e Japão) no Brasil (que produz 3 milhões de toneladas/ano de eteno, cerca de 3 % da

produção mundial), sendo comum à presença de uma mesma empresa nos três grandes pólos o

que, aliado aos cruzamentos acionários, constituem um dos fatores que tem prejudicado o

136

Braskem, Copesul, e PQU tem capital majoritário nacional e atuam nas indústrias de 1ª geração; a Braskem,

Ipiranga, Oxiteno e Petroflex, também de capital majoritário nacional atuam nas indústrias de 2ª

geração. EMNs como a Basell, Dow, Rhodia, e Solvay atuam nas indústrias de 2ª e na 3ª geração.

211

planejamento de médio e longo prazos da indústria e a tomada de decisões importantes na

direção da expansão da produção e da geração de inovações tecnológicas, com sérios reflexos

na competitividade do setor como um todo (D’Ávila, op. cit.).

Segundo D’Ávila (op. cit.) três fatores que dependem da Petrobras influenciarão a

expansão competitiva da petroquímica brasileira e a manutenção da sustentabilidade do

negócio em um mundo globalizado. O primeiro são os impactos ambientais de novos

empreendimentos junto aos tradicionais centros industriais.

O segundo está na construção de novas plantas e investimentos em P&D. No primeiro

caso a própria Petrobras está construindo duas plantas que devem utilizar o gás natural: o

Comperj (um investimento de US$ 8,3 bilhões) e a UFN-3 (um investimento de US$ 833

milhões) que produzirá 1 milhão de ton/ano de uréia e US$ 760 mil ton/ano de amônia a partir

de 2012. No segundo caso, a médio prazo, afigura-se que, devido à globalização, a expansão

da petroquímica brasileira se dará com apreciável, senão maciça, importação de tecnologia,

porém em condições mais custosas e menos flexíveis que àquelas conseguidas durante a

vigência do modelo do “tripé econômico”, quando o licenciador também era sócio do

empreendimento. Embora em algumas empresas de capital nacional as estruturas de P&D

(montadas com incentivos governamentais durante o período militar), tenham evoluído para

eficientes centros de pesquisa (como ocorreu na Braskem e Oxiteno), tradicionalmente o nível

de investimentos em P&D no Brasil é baixo inferior, em média, a 1 % do faturamento. A

conseqüência é que entre 1992/00 as petroquímicas nacionais depositaram no Instituto

Nacional de Propriedade Industrial, apenas 34 patentes (sendo 16 da Braskem e 11 da

Oxiteno) contra 4.491 patentes das petroquímicas de capital estrangeiro.

Ações governamentais recentes poderão contribuir para promover o desenvolvimento

tecnológico do setor petroquímico brasileiro. Há alguns anos o CNPq fomenta a interação

universidade-indústria-órgãos de financiamento governamentais. A Medida Provisória n

66,

de agosto de 2002, amplia os incentivos fiscais a P&D. Além disso, a expansão da pós-

graduação nas áreas de Química e de Engenharia Química na última década e as recentes

renovações dos laboratórios dos centros universitários de excelência, em particular aquelas

realizadas no Rio de Janeiro (COPPE/UFRJ) e São Paulo (Fapesp) e com o apoio da

Petrobras, colocam à disposição da indústria interessada no desenvolvimento tecnológico

mão-de-obra altamente qualificada e um parque moderno e sofisticado com equipamentos de

pesquisa, favorecendo a realização de P&D no país com diminuição de custos.

212

Terceiro, a capacidade da Petrobras em fornecer matérias-primas para a indústria

petroquímica, já que a estatal detém o virtual monopólio da produção e importação da nafta

(70 % da produção nacional e 20 % da importação) e da produção, importação e tratamento

do gás natural nacional e importado (cerca de 100%).

Como a elasticidade do consumo de combustíveis é bem menor do que aquela dos

petroquímicos, a garantia de suprimento de nafta às novas unidades petroquímicas e aos

aumentos de capacidade das existentes tem de ser adequadamente equacionada, inclusive

contando com a necessidade de eventuais importações de matéria-prima. Por outro lado, para

abastecer novos pólos que eventualmente venham a optar pelo gás natural como matéria-

prima, a petroquímica terá de disputar espaço de fornecimento com os outros clientes que

utilizam o insumo, especialmente àquele oriundo da Bolívia.

Conforme Netto (2007) duas indústrias são as mais vulneráveis as flutuações da oferta

de gás natural, a despeito de não serem as maiores consumidoras. A primeira é a do vidro, e

calcula-se que 95 % das indústrias do setor converteram seus processos para o gás natural,

para o qual não há alternativa. A Saint-Gobain, por exemplo, investiu US$ 11,11 milhões para

adaptar três fábricas. Uma reconversão custaria US$ 1 milhão e demoraria seis meses

A segunda é a cerâmica e calcula-se que 55 % das indústrias do setor converteram

seus processos para o gás natural. Aqui as margens para reconversão são menores que na

indústria do vidro devido aos custos e sucateamento dos equipamentos. A Eliane

Revestimentos Cerâmicos, por exemplo, investiu US$ 1,11 milhão em equipamentos de gás

natural (que supre 100 % da sua demanda de energia) e a reconversão foi estimada em US$

2,78 milhões.

Na siderurgia a vulnerabilidade é variável. A Gerdau utiliza apenas 2,4 % de gás

natural, podendo substituí-lo facilmente por combustíveis alternativos. Entretanto, a Belgo

consome 8,2 mm

/dia e apenas a unidade de Piracicaba (SP) depende do gás boliviano, mas a

dependência é elevada: 2,8 mm

/dia (34,1463 % do seu consumo).

No setor de fundição o uso também é restrito. A Brasil Verde, de Minas Gerais, adotou

gás natural para operar um forno rotativo. Na Fundição Tupy o gás responde por 18% da

matriz como parte de alguns processos, como o aquecimento de fornos.

O setor de alumínio que individualmente é o maior consumidor de energia elétrica do

país (consome cerca de 10 %) também depende muito pouco do gás natural.

Conforme Saturnino Sérgio, diretor do Departamento de Infra-Estrutura (Deinfra) da

Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), além da vulnerabilidade dos setores

213

mais expostos, a indústria que dependia do insumo já operava no limite do que poderia pagar

pelo gás natural boliviano.

3. A geração de energia elétrica: que consumiu 8,99723 mm

/dia (11,9439 %). Aqui também

há forte interesse do Governo. Como vimos no capítulo 5, a introdução do gás natural na

matriz energética foi proposta no Governo Collor e implementada no Governo FHC.

Inicialmente o plano do Governo previa que a Petrobras seria fornecedora de gás natural para

as termelétricas, ficando a geração a cargo de terceiros. Entretanto, a estatal não seguiu

qualquer diretriz governamental e mesmo antes de concluído o Gasbol havia ativado duas

termoelétricas a gás junto à suas refinarias. A estatal tomou a decisão de investir em

termoelétricas porque a indústria do gás natural está na confluência entre a indústria do

petróleo e da energia elétrica, porque investir em termoelétricas é uma tendência da IMP e

porque na época o mercado brasileiro de gás natural era insipiente e o investimento no gás

natural boliviano só se justificaria se houvesse um mercado consumidor capaz de demandar o

insumo de forma constante. Assim, a Petrobras moveu-se no sentido de assegurar o mercado

para o próprio produto (Szklo, Mathias & Oliveira, op. cit.).

Hoje 80 % do consumo das termoelétricas a gás natural é suprido pelo insumo

boliviano e segundo a ANEEL, em 2006 a produção de energia elétrica do Brasil chegou a

96,634 milhões de mW/ano dos quais apenas 21,194 mW/ano (21,9322 %) foram geradas por

termoelétricas. Destes, 11,345 mW/ano (11,7402 %) foram gerados pelas 109 termoelétricas a

gás natural sendo que 6,955 mW/ano (7,1972 %) foram geradas pelas 18 usinas a gás

comerciais (apresentadas na tabela 6.6) e 4,390 mW/ano (4,5429 %) foram gerados por 91

usinas de co-geração (localizadas junto às unidades industriais).

Tabela 6.6. Termelétricas Comerciais a Gás Natural

Usina Localização Consórcio (%) Potencia (mW) Investimento

Atual Prevista (US$ milhões)

Em Operação

AES Uruguaiana Uruguaiana/RS AES + BNDES (100,00) 640 640

Camaçari Camaçari/BA Chesf (100,00) 360 360

Canoas Canoas/RS Petrobras (100,00) 180 500 110

Eletrobold Seropédica/RJ Enron (100,00) 380 380

Fafen Camaçari/BA EDP (80,00%) 130 134

Petrobras(20,00%)

Macaé Merchant Macaé/RJ El Paso (100,00) 970 970

Ibiritermo Ibirité/MG Edison (50,00) 240 720 180

Petrobras (50,00)

Juiz de Fora Juiz de Fora/MG Cataguazes (50,00) 103 143

214

Alliant (50,00)

Norte Fluminense Macaé/RJ Light (90,00) 780 780 480

Petrobras (10,00)

Nova Piratininga São Paulo/SP Petrobras (80,00) 590 880 310

EMAE + Petros (20,00)

MPX Termoceará Fortaleza/CE MDU+MPX (100,00) 240 270 137

Termo Bahia Mataripe/BA Petros+ABB+A&A (71,00%) 190 810

Petrobras(29,00%)

Termo Cuiabá Cuiabá/MT Shell+Enron(100,00) 480 530

Termo Fortaleza Fortaleza/CE Neoenergia (100,00) 343 343

TermoPernambuco Recife/PE Neoenergia (100,00) 500 500

Três Lagoas Três Lagoas/MS Petrobras (100,00) 240 350 160

UEG Araucária Araucária/PR El Paso (60,00) 469 469 330

Copel (20,00)

Petrobras (20,00)

W. Arjona Campo Grande/MS Tractebel (100,00) 120 194

Total 6.955 8.973

Em Construção

Coteminas Natal/RN Coteminas (100,00%) 100

Santa Cruz RJ Furnas (100,00) 400

Termo Açu Vale do Açu/RN Petrobras (80,00) 1.309

Neoenergia (20,00)

Termo Pantanal Cuiabá/MS MPX (100,00) 70

Termo Rio Duque de Caxias/RJ Petrobras (50,00) 1436

NGR+PRS (50,00)

Total 3.315

Em Estudo

CCBS SP Marubeni (73,00) 200

Petrobras (27,00)

DSG Paulínia SP DSG (100,00) 492

DSG MOGI-GUAÇU SP DSG (100,00) 985

Total 1.677

Fonte:MME, Petrobras

A produção termoelétrica é essencial, porque se sabe que: 1) se faltar gás natural,

muitas indústrias que utilizam o insumo apenas para a co-geração podem optar pela conversão

para consumir a energia elétrica oriunda das outras fontes; 2) o modal de geração hidroelétrica

(base do sistema elétrico brasileiro) não recebe investimentos substanciais a pelo menos 20

anos e o sistema nacional não tem capacidade ociosa instalada, operando no limite a pelo

menos 8 anos; 3) se hoje começasse um amplo programa de construção de usinas

hidroelétricas elas não entrariam em operação antes de 8 ou 10 anos; e 4) que o sistema

elétrico nacional é totalmente interligado. Neste caso, o colapso de um único subsistema

215

poderia iniciar um efeito dominó, atingindo várias regiões (ou mesmo todo o país) o que, por

extensão, prejudicaria todos os setores econômicos da região, mesmo os que pouco ou nada

dependem do gás natural.

4. O transporte veicular: que consumiu 6,28797 mm

/dia (8,3474 % do total). São cerca de

1.252.245 veículos leves (automóveis e utilitários) que perfazem apenas 5,4939 % desta

parcela da frota (22.793.250 veículos) e 5,1598% da frota total do país (de 24.269.166

veículos), que consumiram gás natural na forma de GNV. Como apenas veículos leves e

utilizam gás natural, uma eventual carência do insumo não afetaria o transporte de carga.

5. Residências: que consumiram 0,64982 mm

/dia (0,8626 %).

6. Comércio: que consumiu 0,55645 mm

/dia (0,7388 %).

7. Setor público (como hospitais): que consumiu 0,15972 mm

/dia (0,2120 %).

8. Agropecuária: que consumiu 0,01162 mm

/dia (0,0154 %).

9. Outros consumidores (como panificadoras) que consumiram 0,67537 mm

/dia (0,8966 %).

Afora a indústria do petróleo o único segmento 100 % assegurado pelo Governo

Federal contra a carência de gás são as termoelétricas, desta forma, o Brasil depende de todo o

gás natural produzido internamente e/ou importado e a falta ou redução da oferta de uma ou

de outra fonte implicará num possível contingenciamento para todos os outros setores.

O terceiro interesse é manter e ampliar a produção de gás natural na Bolívia porque

cinco fatores indicam que o Brasil necessita e necessitará que o Gasbol esteja operando à

carga máxima (30 mm

/dia), o que, segundo informação da ANP, Petrobras e YPFB ocorre

apenas em determinadas épocas do ano, mas nunca de forma contínua, embora a Petrobras

sempre tenha pagado pelo volume, por força do contrato take or pay. Em primeiro, temos as

dificuldades de o Brasil encontrar um (ou mais de um) fornecedor de gás natural na América

do Sul ou em outro continente. No primeiro caso, todos os potenciais exportadores

apresentam algum problema: na Argentina à pequena capacidade exportadora, no Peru as

reservas conhecidas são insuficientes e na Venezuela há a dificuldade de transporte. No

segundo caso as dificuldades advém do fato do mercado brasileiro de gás natural não ser

completamente estruturado, variando em função da demanda termoelétrica. Isto dificulta a

compra de GNL com os fornecedores internacionais, que preferem contratos longos e

estáveis. Desta forma enquanto o mercado é estruturado (tarefa conduzida pela Petrobras) o

abastecimento tem que ser confiado à produção interna e ao gás boliviano.

O segundo fator é que o gás natural boliviano é importante porque, além de chegar ao

Brasil já contendo as frações nobres (sem as quais a indústria gasquímica não se viabiliza) ele

216

contém maiores porcentagens de metano, gás de síntese das petroquímicas instaladas. Do

metano são obtidas a amônia (base dos fertilizantes), GLP, hidrogênio e metanol (base das

oleofinas). Ademais, como o gás boliviano apresenta baixa porcentagem de frações nobres é

necessária à importação integral dos 30 mm

/dia para viabilizar a escala mínima da planta

gasquímica planejada pela Petrobras e pela Braskem.

O terceiro fator, revelado por Luiz Pinguelli Rosa é que havia no Brasil um déficit de

gás natural antes da nacionalização boliviana e que, segundo Jerson Kelman (diretor-geral da

Aneel) havia “um racionamento oculto no gás" que não se manifestara apenas porque a

maioria das termoelétricas não estavam ligadas e se isto fosse feito, não haveria gás para

todos porque o Brasil simplesmente não tinha o insumo em quantidade suficiente para todas

as suas termoelétricas. Mais grave ainda, como a prioridade do Governo é garantir, em caso

de necessidade, o fornecimento de gás natural para as termoelétricas para evitar uma nova

crise no sistema de energia elétrica poderia haver um contingenciamento no gás natural, que

já existia segundo o presidente da Associação Técnica Brasileira das Indústrias Automáticas

de Vidro, Lucien Belmonte, que informava que empresas como Braskem, Vale do Rio Doce e

a Companhia Siderúrgica de Tubarão estavam sendo afetadas em benefício das termelétricas

(Baldez, 2006 e Canzian, 2006). A crise se manifestou no dia 20 de novembro de 2007

quando a Petrobras teve que cortar o fornecimento de gás natural para as indústrias e ativar as

termoelétricas porque a carência de chuvas afetara a geração de energia hidroelétrica.

O quarto fator é precisamente a questão termoelétrica. Mesmo com os incentivos

introduzidos pelo Governo Federal para estimular o uso dessas usinas, até 2006 o

desenvolvimento do mercado para este tipo de energia era moroso em virtude da estrutura do

mercado e da regulamentação do setor de energia, entre outras coisas. Ainda existem certos

riscos relacionados aos negócios de energia termoelétrica, entre eles: o fato da contratação de

geração de energia termoelétrica ser feita a longo prazo e vendida por meio de leilões

137

promovidas pelo governo brasileiro; a possível disparidade entre a indexação do preço

contratado para energia a ser vendida por termoelétricas; o custo do gás natural ou outro

fornecimento de combustível substituto; a dependência da construção de dutos e outra infra-

estrutura para transportar e produzir gás natural e o compromisso de comprar quantidades

fixas de gás natural para satisfazer a exigência para geração de energia.

Fato é que importância das termelétricas deverá crescer a partir de 2007, resultado da

paralisia dos investimentos em hidrelétricas. Das 23 concessões autorizadas entre 2000/01

137

Nesses leilões públicos, o governo fixa um valor máximo para a energia. Se as empresas acharem que o preço

não pagará o investimento elas adiam ou desistem dos investimentos.

217

para a construção de novas hidrelétricas, nenhuma saiu do papel porque, segundo os

investidores, a remuneração (preço da energia) fixada pelo Governo Lula não é atrativa. Sem

essas obras, o país dependerá cada vez mais das termoelétricas. No leilão promovido pelo

governo em 2006, 70 % do pregão foi dominado pelas fontes térmicas. Dos 30 % restantes, de

energia hidrelétrica, dois terços foram assumidos basicamente por estatais, as únicas que

aceitaram os preços fixados pelo governo (Canzian, op.cit).

O quinto fator é que as projeções indicam um avanço do gás na matriz energética. De

fato, a Petrobras sistematicamente eleva suas estimativas de crescimento de demanda anual de

gás natural pelo Brasil em seus planos estratégicos: de 11,3 % a.a. em 2003; 14,2 % a.a. em

2004 e 19,4 % a.a. em 2007, prevendo que o consumo do Brasil será de 134 mm

/dia em 2012

sendo 43,9 mm

/dia (32,7611 %) consumidos pelos domicílios, transporte, etc; 42,1 mm

/dia

(31,4179 %) consumidos pela indústria e pela petroquímica; e 48,0 mm

/dia (35,8209 %)

consumidos pelas termoelétricas.

Em 2006, Sérgio Gabrielli (o Presidente da Petrobras) alertava que o “Brasil não

suporta ter um mercado de gás crescendo 20% ao ano" porque a capacidade da estatal

atender à demanda é limitada, em virtude das restrições no abastecimento, infra-estrutura de

transporte e distribuição que ainda está em desenvolvimento. A situação é grave porque em

todos seus prognósticos a Petrobras prevê a confluência satisfatória de quatro fatores: 1)

haverá expansão da rede de transporte de gás natural; 2) haverá crescimento da produção

interna; 3) será estruturado um modelo de importação de GNL; 4) o Gasbol está operando à

carga máxima (Planos Estratégicos da Petrobras).

O site do MRE reproduz declarações onde a diretora de Gás e Energia da Petrobras,

Maria das Graças Foster, avalia que o gás boliviano é extremamente importante para o Brasil

a longo prazo: "No nosso planejamento até 2012, contabilizamos 30 milhões de metros

cúbicos diários de gás boliviano", afirma ela. "Então, precisamos considerar a continuidade

de desenvolvimento dessa produção porque a Bolívia é nossa parceira, nossa vizinha e

porque sabemos trabalhar naquela região".

6.6.2. Os Interesses Políticos

Em um sentido mais amplo os interesses políticos do Brasil começavam pela proteção

dos interesses dos brasileiros residentes na Bolívia, bem como na preservação do seu papel de

líder regional e na continuidade do seu projeto de integração da América do Sul. Neste caso,

218

desde a sua posse Lula articulava a união da CAN e Mercosul na CSAN, o que estava pondo à

prova a capacidade de negociação brasileira devido às desavenças existentes bentre os países.

O Paraguai estava insatisfeito com o Mercosul, e aproximou-se dos EUA assinando

um acordo para a construção de uma base militar norte-americana com capacidade para

16.000 soldados próxima a Tríplice Fronteira (Argentina-Brasil-Paraguai).

O Uruguai também estava insatisfeito com o Mercosul e em visita a Washington seu

presidente, Tabaré Vásquez, expressou o desejo de retirar seu país do bloco, participando

apenas como membro associado (a exemplo de Bolívia, Chile e o Peru). Isto implicaria que o

Uruguai faria parte de uma zona de livre comércio e teria a liberdade de assinar um acordo de

livre comércio com os EUA, o que, pelos cálculos do governo, dobraria as exportações do

país em dois anos. Além disso, os uruguaios estavam insatisfeitos com a atuação brasileira na

“guerra das papeleiras” travada com a Argentina. O Uruguai contava com a mediação do

Mercosul, mas o presidente Lula apenas conversou informalmente com a presidente da

Finlândia e o governo argentino vetou qualquer mediação internacional.

Além das ameaças de defecções havia os problemas no CAN. As relações entre

Colômbia e Venezuela eram tensas porque o presidente colombiano Álvaro Uribe é o maior

aliado dos EUA na América do Sul e Chávez o maior crítico, além disso, Uribe acusa Chávez

de apoiar as Forças Armadas Revolucionárias da Colômbia.

Peru e Venezuela também estavam em choque porque Chávez acusou o governo

peruano de ser fantoche dos EUA e prometeu retirar seu embaixador de Lima se o ex-

presidente Alan García vencesse a eleição de 28 de maio de 2006.

Por fim, como a Colômbia e o Peru assinaram acordos de livre comércio com os EUA,

Chávez anunciou a retirada da Venezuela da CAN.

Especificamente, o Brasil não podia permitir a retirada a Petrobras da Bolívia porque,

em função do tamanho da estatal na economia do país, o ato poderia gerar uma violenta crise,

como demonstrou o episódio das refinarias, ademais, o vácuo deixado poderia ser ocupado

por outra companhia, o que poderia destruir o projeto de integração regional esboçado pelo

Governo FHC e desejado pelo Governo Lula. O temor surgiu quando um funcionário da

Petrobras Bolívia, que pediu anonimato, revelou que funcionários da estatal venezuelana

PDVSA solicitavam, em nome da YPFB, acesso às instalações da Petrobras, o que, em sua

interpretação, significava que a PDVSA fornecera o suporte técnico para a nacionalização,

fato posteriormente confirmado por Jorge Alvarado, presidente da YPFB (Pamplona, 2006).

219

Quarta maior companhia petrolífera do mundo, a PDVSA

138

havia aberto um escritório

na Bolívia em 23 de janeiro de 2006 e no mesmo dia assinara com a YPFB um acordo de

cooperação para desenvolver a infra-estrutura para processo dos hidrocarbonetos. Pouco

depois, Morales manifestou seu apoio à Alternativa Bolivariana de las Américas (ALBA),

firmada em 2004 entre Chávez e o presidente cubano Fidel Castro. Entre 28/29 de abril de

2006 teve lugar em Havana um encontro entre os presidentes Evo Morales, Fidel Castro e

Hugo Chávez onde Morales aderiu a Alba e assinou o Tratado de Comercio de los Pueblos. A

presença da PDVSA no país, a rapidez dos entendimentos com a YPFB e o apoio imediato de

Hugo Chávez a nacionalização de Evo Morales levantaram as suspeitas de que o presidente

venezuelano mais uma vez utilizava a estatal como instrumento de sua "petrodiplomacia".

As suspeitas foram confirmadas em 10 de maio de 2006 quando Solíz Rada anunciou

que no dia 18 do mesmo mês seriam assinados convênios entre a PDVSA e YPFB. Pelos

documentos a PDVSA se comprometia a investir cerca de US$ 1,5 bilhão no país a partir de

2008: seria criada a Petroandina (joint venture entre a PDVSA e YPFB) para desenvolver a

atividade de upstream e comercialização de derivados; seria construída uma unidade de

separação de gás natural orçada em US$ 50 milhões (no departamento de Santa Cruz); e seria

construída uma planta petroquímica em Villamontes (Departamento de Tarija). Além disso,

seriam fornecidas bolsas de estudos para a formação, na Venezuela, de mão-de-obra para o

setor de hidrocarbonetos, em particular para a petroquímica. Finalmente, estudava-se a

construção de uma fábrica de asfalto que usaria o petróleo pesado venezuelano e daria

respaldo ao programa de recuperação e construção de rodovias em gestação no governo da

Bolívia

139

. Chávez também anunciou que a PDVSA daria a Bolivia participação maior do que

os 51 % previstos na legislação, pelo menos em relação à unidade de separação de gás natural,

mesmo que a estatal local não pudesse custear sua parte do investimento (Pamplona, op. cit).

Não passou despercebido ao Governo brasileiro que o montante prometido pela

PDVSA à Bolívia é idêntico ao investido pela Petrobras, nem que o desejo do Governo

Morales de construir uma unidade de processamento deverá, através da retirada das frações

nobres do gás natural, empobrecer o insumo entregue a Petrobras. Fonte diplomática

informou que esse assunto é, potencialmente, o maior conflito entre Brasil e Bolívia porque a

138

Esta posição se deve em função da Venezuela possuir a quarta maior reserva de petróleo (100 bilhões de

barris) e a nona maior reserva de gás natural (4,148 trilhões de m

) do mundo.

139

Morales e Chávez também assinaram convênios nas áreas agrícola (o Banco de Desenvolvimento Econômico

e Social da Venezuela – Bandes - liberou US$ 100 milhões para um fundo de apoio aos pequenos

produtores bolivianos), mineral (criação da estatal boliviana Minerosur) e social (Pamplona, op. cit.).

220

decisão compromete os projetos petroquímicos da Braskem e da Petrobras, além de impedir

que o Brasil obtenha receitas de aproximadamente US$ 1,5 bilhão com a venda de polietileno.

Carlos Miranda Pacheco, ex-ministro de Hidrocarbonetos da Bolívia explicou que para

viabilizar seu intento o Governo Morales precisa renegociar as especificações do produto com

a Petrobras ou descumprir o contrato de fornecimento e que "sem o etano que segue hoje para

o Brasil, esse plano da Braskem e da Petrobras não se viabiliza. Não existe insumo suficiente

para dois projetos petroquímicos; ou é um, ou é outro" (Pamplona, op. cit., s/pág.).

Além da Venezuela não faltaram outros interessados nos hidrocarbonetos bolivianos, a

começar pela Argentina que se apressou em anunciar investimentos na Bolívia, a serem

realizados pela estatal recém-criada Energia Argentina SA (Enarsa SA). A Argentina foi bem

sucedida na estratégia de introduzir o gás natural como combustível na matriz energética e

dispõe de uma indústria relativamente madura (construída nos anos 70), e seu interesse no gás

natural boliviano está no fato de que o país atravessa problemas de abastecimento desde o ano

2000 (o país consome 180 mm

/dia de gás natural) porque as operadoras não realizaram os

investimentos para atender a expansão da demanda, desestimuladas pelo congelamento do

preço do gás (por razões econômicas e políticas). Além da conjuntura desfavorável o cenário

futuro é preocupante para os argentinos porque a demanda está em forte expansão.

Desta forma, em 23 de maio de 2006 o presidente argentino Néstor Kirschner e o

presidente boliviano Evo Morales, assinaram em Buenos Aires um novo acordo sobre o gás

natural onde a Argentina pagaria US$ 5,50 por milhão de BTU. Depois, em 16/10/06 a

Argentina assinou um segundo contrato com a Bolívia no qual se comprometeu a construir o

Gasoducto Nordeste Argentino (GNEA) para abastecer as províncias argentinas de Chaco,

Corrientes, Entre Rios, Formosa, Missiones e Salta. Pelo documento, válido por 20 anos, o

gasoduto terá 1.475 km e capacidade de transportar 27,7 mm

/dia, a um preço inicial de US$

5,00 o milhão de BTU, devendo estar pronto em janeiro de 2010.

Como após a nacionalização a YPFB passou a controlar a comercialização de todo o

gás boliviano e os 27,7 mm

/dia prometidos a Argentina são aproximadamente equivalentes

ao que o Brasil importa hoje da Bolívia, a Cera apontou num relatório que:

“A competição entre Argentina e Brasil pelos recursos escassos bolivianos no

médio e curto prazo poderia colocar a Bolívia numa posição mais forte para pedir

novos reajustes de preços na medida em que ela será incapaz de atender

plenamente aos volumes dos dois contratos de exportação pelo menos até 2010”

(Gall, op. cit., s/pág.).

221

O Chile também demonstrou interesse no gás natural boliviano porque o país importa

todo seu gás natural da Argentina através de cinco gasodutos que juntos podem transportar 17

/dia. Porém, desde 2003, com os problemas de abastecimento da Argentina, os gasodutos

são subutilizados, transportando apenas 5 mm

/dia. Para resolver seus problemas o Chile está

construindo uma usina de regasificação (de US$ 400 milhões) para importar GNL da

Austrália e aventou a possibilidade de importar gás da Bolívia, mas David Choquehuanca

informou que primeiro era necessário “resolver o problema marítimo” (Gall, op. cit.).

Os bolivianos também retomaram as conversações com os norte-americanos (a

despeito da rejeição da população e de muitos membros do Governo Morales) informando que

assinariam quatro convênios, dois deles com a Predator Technologies: um para E&P de novas

jazidas de gás e outro para estudar a construção de três unidades GTL em parceria com a

GTL-Bolívia (orçadas em US$ 1 bilhão e a serem instaladas Cochabamba, Santa Cruz e

Tarija). O terceiro convênio foi assinado com a World Business, relativo à retomada dos

planos de exportação de gás para os EUA (investimento previsto em US$ 5 bilhões, incluindo

o gasoduto e a unidade de liquefação no Chile ou Peru), que seria realizado em bases

diferentes do Pacific LNG, pois caberia a YPFB controlar o empreendimento. O quarto

convênio foi assinado com a Shaw Group, que investirá na E&P de novas reservas. A

princípio estes novos projetos de exportação para os EUA seriam realizados com o gás natural

em campos inativos, já que quase toda a produção local está comprometida com a Petrobras.

Fora da América do Sul, a francesa TotalFinaElf anunciou um investimento de US$

1,8 bilhões para desenvolver o megacampo de Itaú (que se descobriu ser contíguo ao de San

Antonio), enquanto a espanhola Repsol-YPF, anunciou (com o apoio do governo espanhol) a

retomada dos investimentos. Finalmente, a gigante russa Gazprom também anunciou que

poderia investir entre US$ 2 a 3 bilhões no desenvolvimento dos campos de hidrocarbonetos

bolivianos e pelo menos duas empresas petrolíferas chinesas de menor porte manifestaram seu

interesse em investir no país.

Além da concorrência a presença da Petrobras na Bolívia tinha outra implicação

internacional importante: o Paraguai reiniciara as pesquisas de hidrocarbonetos no Chaco

Boreal. Em 2 de agosto de 2005 o Paraguai anunciava que uma sociedade formada entre a

CDS Energya SA e Primo Cano Martinez SA encontrara gás natural no poço exploratório

Independencia 1 localizado em Gabino Mendoza, fronteira com a Bolívia. Descobriu-se que o

poço é contíguo ao poço de La Vertiente, localizado em Tarija, a apenas 100 km de distância,

e é próximo aos megacampos de San Alberto e San Antônio da Petrobras (Ayala, 2006).

222

A segunda questão era preservar os outros investimentos da Petrobras realizados no

restante da América do Sul, cujo resumo das operações é vista na tabela 6.7:

Tabela 6.7: Mapeamento das Operações da Petrobras na América do Sul

Argentina Chile Colômbia Equador Paraguai Peru Uruguai Venezuela

Petróleo

Upstream X - X X - X - X

Midstream X - - X - - - -

Downstream X - - - - - - -

Gás Natural

Upstream X - - - - - - -

Midstream X - - - - - - - -

Downstream X - - - - - - -

Energia Elétrica X - - - - - - -

Petroquímica X - - - - - - -

Fonte: Elaboração Própria

Uma reação enérgica do Brasil poderia ser vista como prova do “imperialismo”

brasileiro e possível justificativa para ações contra o patrimônio da estatal em outros países

num momento que o continente dava mostras de repúdio ao neoliberalismo e voltava-se para

os partidos de esquerda, normalmente favoráveis às nacionalizações.

Na Argentina o relacionamento da Petrobras com o Governo era tempestuoso,

ocasionado pelo nacionalismo do Governo Néstor Kirchner e porque a estatal não realizara os

investimentos de US$ 1,45 bilhão programados. Julio De Vido, Ministro do Planejamento da

Argentina, alertara que os contratos da estatal no país seriam "seriamente afetados" se a

empresa não realizasse os "investimentos necessários" e que não seriam permitidas

manifestações de uma empresa nas políticas soberanas do país em resposta a Gabrielli, que

pedia um reajuste nos preços do gás e dos combustíveis líquidos na Argentina.

No Equador a estatal era acusada de cometer crimes ambientais na reserva indígena de

Yasuní (onde opera os Blocos 18 e 31). A tensão quanto ao futuro das petrolíferas no país

agravou-se com a ascensão do governo esquerdista de Rafael Correa e a rescisão do contrato

de E&P com norte-americana Oxy (que produzia 20% do petróleo do país), acusada de fraude

contábil e contrabando. Depois, em 7 de outubro de 2007 os equatorianos também elevaram

de 50% para 99% os royalties pagos pelas petrolíferas que operam no país.

223

O Peru estava em pleno período de campanha eleitoral presidencial onde o candidato

Ollanta Humala (que contava com apoio de Hugo Chavéz) liderava as pesquisas de opinião e

uma dos pontos de sua plataforma era a revisão dos contratos das petrolíferas.

Afinal, a Venezuela iniciara o processo de nacionalização da Faixa do Orinoco em

abril de 2006, concluído em 1º de maio de 2007

140

A luta entre Petrobras (leia-se Brasil) e PDVSA (leia-se Hugo Chávez) tem nuances

bastantes interessantes. As duas companhias estão construindo em Pernambuco uma refinaria

em parceria fifth/fifth onde cada estatal investe US$ 2 bilhões. Ademais, em 19 de março de

2007 a Petrobras (em parceria com a Braskem e Grupo Ultra) comprou o Grupo Ipiranga por

US$ 4 bilhões depois de utilizar seu poder de lobby junto ao governo Lula

141

, impedindo que

a PDVSA (com a qual a Ipiranga negociava a dois anos por intermédio do economista Darc

Costa) entrasse no mercado de hidrocarbonetos brasileiro (Góis, 2007).

Além disso, a Petrobras informou que terá que rever seu Plano Estratégico 2020

devido à descoberta do Campo Tupi na Bacia de Santos anunciada em 8 de novembro de

2007, fato que teve impactos tecnológicos, econômicos, estratégicos e políticos imediatos. No

plano tecnológico apenas ressaltou a capacidade da Petrobras, bem como os elevados custos

da atividade de E&P. A pesquisa exploratória

142

teve início a 2 anos quando os testes

indicaram a existência de um campo de petróleo localizado em lâmina d´agua de 2.000 m sob

uma camada pré-sal (abaixo de um sedimento de sal) de 6.000 m de espessura, o que exigia

uma perfuração jamais realizada pela Petrobras. Foram abertos 15 poços exploratórios a um

custo total de US$ 1 bilhão (custo médio de US$ 67 milhões por poço), sendo que o primeiro

poço exploratório demorou um ano para ser aberto e consumiu US$ 240 milhões. Até 2008 a

Petrobras deve abrir 32 poços a um custo total de US$ 1,9 bilhão (cerca de US$ 59,375

milhões por poço) e se calcula que o campo estará desenvolvido apenas em 2014.

Na parte econômica a Petrobras estima que o campo tenha entre 5 e 8 bilhões de bpe

de teor médio (28º API), devendo alçar o Brasil da 24ª para a 8ª ou 9ª posição no ranking dos

países com maiores reservas de hidrocarbonetos. Além disso, em um dia as ações ordinárias

140

Nos meses subseqüentes à nacionalização boliviana a Petrobras iniciou uma ofensiva nesses países: em

1/10/07 Gabrielli assegurou a Argentina que realizaria os investimentos programados, adicionando mais

US$ 2,8 bilhões para o período 2008/12. No Equador a estatal anunciou investimento de US$ 160

milhões em 2006 e mais US$ 500 milhões entre 2007/09 a ser feito em parceria com a Petroecuador. No

Peru o candidato vitorioso Alan García solicitou que estatal firmasse uma parceria com a Petroperu e

começasse a explorar gás natural. Em 14/01/08 o consórcio Repsol-YPF/Petrobras/Burlington

anunciava a descoberta de um grande campo de gás (cerca de 56 bilhões de m

) na região de Cuzco.

141

O Grupo Ultra ficou com a rede de postos do Rio Grande do Sul e oeste de Santa Catarina. A Braskem ficou

com 60% do setor petroquímico e a Petrobras ficou com 40% do setor petroquímico, com a refinaria e a

rede de postos a partir do Paraná.

142

O campo é operado por uma sociedade formada pela Petrobras (65%), BG (25%) e Petrogal (10%).

224

da Petrobras sofreram valorização de 16,73 % e as preferenciais 16,44 % transformando-a na

5ª companhia mais valiosa do continente (atrás da ExxonMobil, GE, Microsoft e AT&T, com

valor de mercado de US$ 221,9 bilhões) e na 8ª maior companhia petrolífera do mundo.

Na parte estratégica, a ministra da Casa Civil Dilma Roussef imediatamente informou

que o CNPE retiraria os 41 blocos localizados dentro do campo na licitação a ser realizada

pela ANP entre os dias 27 e 28 de novembro de 2007, alegando que assim agindo o Governo

defendia o “o interesse e a soberania nacional” (Miranda, 2007).

Na parte política em 28/11 a então presidente eleita da Argentina Cristina Kirchner

visitou o Brasil e numa de suas reuniões encontrou-se com o presidente Lula e o presidente da

Petrobras Sérgio Gabrielli. Foram travadas conversações no sentido de ampliar a participação

da Petrobras no upstream na Plataforma Continental argentina, extensão natural da camada de

sal onde a estatal descobriu o Campo Tupi.

Além dos problemas políticos de relacionamento com os vizinhos o agravante era que

(como vimos no capítulo 3) os números da Petrobras reforçam o Balanço Geral da União, e

possíveis nacionalizações podem afetar não apenas as contas da estatal, mas também o

relacionamento do país com os órgãos de financiamento internacionais.

A terceira questão refere-se ao anel gasífero regional, vislumbrado pelo Itamaraty

quando da assinatura do acordo de compra de gás com a Bolívia e posteriormente expandido

no âmbito do IIRSA. O anel gasífero deve interligar duas malhas independentes de gasodutos,

devendo depois de concluído configurar a integração do sistema sul-americano de gás natural.

A primeira malha é a nacional e seu projeto de integração foi apresentado em 2004

pela Petrobras. A estatal previu sua conclusão num prazo de 20 anos, período em que serão

investidos US$ 5 bilhões para expandir e interligar seu sistema de gasodutos e agregar 4.000

km de gasodutos configurando uma malha que cruzará o País de norte a sul, pelo litoral e pelo

interior. O projeto está sendo desenvolvido em quatro etapas. A primeira etapa é a construção

do Gasene (orçado em US$ 3,9 bilhões financiados por grupos japoneses) e interligará as

malhas Sudeste e Nordeste de dutos e a ampliação da rede de transporte de gás entre Minas

Gerais, Rio de Janeiro, São Paulo e o Nordeste. Foi feita uma alteração importante no traçado

da malha de gasodutos no Nordeste que passará pelo sertão dos Estados de Alagoas, Paraíba,

Pernambuco e Rio Grande do Norte e não mais pela região litorânea. Por isso mesmo, o novo

gasoduto já está sendo conhecido informalmente como “Gasbode”.

A segunda etapa, prevista para daqui a dez anos, é a construção do Gasoduto da

Unificação, projeto que liga o Gasbol à Região Norte, passando por Brasília. O traçado ainda

225

não está definido, podendo sair de Campo Grande (MS) ou de São Carlos (SP) e terminar em

Belém (PA) ou São Luiz (MA). Uma perna Sul também poderá ser construída para levar o gás

boliviano até Alegrete (RS), passando pelo interior dos três Estados da Região Sul.

A terceira etapa prevê a interligação das reservas de gás do Amazonas, primeiro com o

sistema interligado de gasodutos brasileiros e, depois, na quarta etapa, a interligação com o

campo de Camisea, no Peru e com os campos da Venezuela, o que integraria em definitivo o

sistema sul-americano de transporte de gás natural, projetando uma segurança energética para

o sub-continente que será ímpar no mundo por sua auto-suficiência e também por ser

integrada por países com idêntica base cultural (Costa, 2005).

A segunda malha é a internacional, que deverá ser articulada com a malha nacional e

interligar os gasodutos (existentes e a serem construídos) que cruzam a Argentina, Bolívia,

Brasil, Chile, Peru e Uruguai.

A possibilidade de estabelecer a interconexão intercontinental dos gasodutos da

América do Sul surgiu com as operações gasíferas na Argentina país que possuí um sistema

integrado de gasodutos (que corta o país nos sentidos norte-sul e leste-oeste) e está conectado

com o sistema de gasodutos boliviano, hoje operado pela Repsol-YPF. A posição estratégica

da Petrobras já era clara quando ela assumiu o comando da Refinor, que utiliza matéria-prima

oriunda deste gasoduto, assumindo a responsabilidade do tratamento e separação do gás capaz

de abastecer as principais cidades do norte argentino, e teve uma ascensão vertiginosa com a

compra da Pecom e a conseqüente absorção dos ativos da TGS, um dos dois principais

sistemas de gasodutos da Argentina (o outro é o TGN) que tem 7.419 km e capacidade de

transportar até 62 mm

/dia suprindo cerca de 60 % do consumido pelo país. Com o aval do

MME, a estatal atua (desde 2005) no sentido de ampliar o sistema TGS, para o qual obteve

US$ 285 milhões junto ao BNDES garantidos por uma sociedade formada pelo Banco de La

Nación e outros produtores de gás. O controle da TGS torna a Petrobras importante também

para outras duas partes interessadas: Chile e Uruguai. No caso do Chile a Petrobras abastece o

complexo industrial Methanex em Punta Arenas e Concepción. Além dos investimentos que a

estatal pode fazer para ampliar a capacidade de exportação argentina beneficiando os vizinhos

existe um outro desejo, o de concluir o projeto Mercosur.

O mapa 6.3 mostra os projetos de integração gasífera da América do Sul:

226

227

Alternativa proposta em 2003 por Argentina e Peru e que envolveria também Brasil e

o Uruguai o projeto Mercosur conta com o apoio do BID e prevê a construção de um gasoduto

ligando Pisco no Peru à Tocopilla no Chile de onde é possível fazer a conexão com o sistema

de gasodutos da Argentina e deste país para os outros dois parceiros. Os idealizadores do

projeto calculam que o gasoduto custaria cerca de US$ 2,5 bilhões e poderia transportar entre

30 a 35 mm

/dia, dos quais 17 mm

/dia poderiam descer para a Argentina, cabendo ao Brasil

o direto de receber entre 5 e 7 mm

/dia.

Argentinos e chilenos fazem questão que a Petrobras participe de alguma maneira do

empreendimento e querem também que o acordo para o projeto seja aprovado pelos governos

e pelos parlamentos dos quatro países, para que haja mais segurança jurídica.

No caso do Uruguai a Petrobras fornece gás natural para o país e em 22 de dezembro

de 2004 penetrou no mercado ao comprar 55 % da Conecta, a companhia encarregada de

distribuir gás no interior do país. Do ponto de vista econômico o minúsculo mercado uruguaio

é pouco atraente, mas não é o mais interessante. O Uruguai é estratégico para a construção do

ramal do gasoduto Uruguaiana-Porto Alegre (discutido por uma comissão bilateral Argentina-

Brasil), que completaria o anel de gás interligando Argentina, Bolívia, Brasil, Chile e Uruguai

e concretizaria o projeto de unir as jazidas argentinas ao mercado brasileiro. Este gasoduto

também tem o objetivo de abastecer a planta petroquímica da Petrobras em Triunfo.

Outro negócio que tem atraído a atenção da Petrobras é que o Uruguai deseja que a

estatal participe na exploração de gás natural na sua Plataforma Continental. A descoberta de

gás na costa marítima uruguaia foi feita de modo acidental por um barco russo que fazia

levantamentos sísmicos para o governo em 2002 revelando que a 100 milhas da costa (180

km) há gás numa área de 7.000 km

. Não se conhece o tamanho real das jazidas, mas a

Petrobras foi convidada a fazer pesquisas sísmicas, mesmo porque a esta distância da costa a

profundidade média é de 1.500 m, onde apenas a Petrobras consegue operar.

Também se discute a construção de um anel de gasodutos entre Argentina, Bolívia e

Brasil. O projeto prevê a construção de outros dois gasodutos interligados ao Gasbol. O

primeiro, orçado em US$ 3,5 bilhões é o Gasoduto da Integração (Gasin) que cruzaria o sul

do Paraguai, a zona norte da Argentina e entraria no Brasil pelo estado de Santa Catarina. O

outro gasoduto, orçado em US$ 350 milhões ligaria o Gasbol à Argentina, por meio de um

ramal Porto Alegre-Uruguaiana.

228

Um complemento aos planos da Petrobras é a construção do Gasoducto del Sur

143

proposto por Hugo Chávez que deveria cruzar a América do Sul ligando as reservas de gás da

Patagônia às reservas da Venezuela, aproveitando a malha de gasodutos existentes e a ser

construída. O gasoduto teria 9.283 km e capacidade de transportar até 150 mm

/dia de gás

natural e foi orçado em US$ 23 bilhões e uniria as maiores reservas da região (venezuelanas)

a região sul onde está concentrado o mercado consumidor (70 % da população) e a maior

demanda, que se encontram na iminência da importação.

A construção do anel gasífero é inconcebível sem a Bolívia, porque a Petrobras

moldou o projeto no sistema elétrico brasileiro, onde uma rede de 70 mil quilômetros conecta

bacias hidrográficas com regimes hídricos distintos, o que aumenta extraordinariamente a

segurança e a eficiência do sistema. Assim, ao mesmo tempo em que o anel reduziria a

vulnerabilidade do país pelo gás natural boliviano e aproveitaria a rede de dutos existentes,

eliminando a ociosidade do sistema, haveria a interligação e o aproveitamento das reservas

dos países envolvidos, compensando as dificuldades de E&P num país com as facilidades em

outro, porque se sabe que a Bolívia tem a segunda maior reserva de gás natural da América do

Sul (com perspectiva de crescimento) enquanto as jazidas brasileiras são de difícil exploração,

a Argentina apresenta dificuldades de abastecimento e a reserva peruana de Camisea é de

tamanho médio (cerca de 340 bilhões de m

). Além disso, com a recém-descoberta da mega-

reserva de gás natural na bacia de Santos, o objetivo brasileiro com a obra, no médio prazo,

seria passar da condição de importador de gás a exportador para outros países do continente,

que se interligariam a essa rede principal de grandes produtores.

Após a nacionalização boliviana a Petrobras anunciou medidas para desestimular o

uso do gás natural em indústrias, comércio e veículos e antecipou o Plangás (um investimento

de US$ 22,4 bilhões a ser realizado no âmbito do PAC) para acelerar o desenvolvimento das

reservas de gás natural das Bacias de Campos, Espírito Santo e de Santos, que por razões

técnicas não ocorrerá antes de 2008. Além disso, em 2007 foi anunciada a construção de 2

plantas GNL: uma no Ceará (em Pecém, que deve processar 6 mm

/dia de gás) e outra no Rio

de Janeiro (na Baía da Guanabara, que deve processar 14 mm

/dia de gás), e foram assinados

cinco pré-contratos de compra de GNL: com a Marubeni (Japão), Nigerian LNG (Nigéria),

Sonatrach (Argélia), Suez Global LNG (Bélgica) e TotalFinaElf. Este gás deverá começara a

chegar ao Brasil apenas em 2009.

143

Os funcionários da Petrobras cognominaram o gasoduto de “transpinel”. A referência é óbvia.

229

A despeito dessas iniciativas, na prática, por motivos econômicos e políticos, a

presença da Petrobras na Bolívia era importante tanto para este país como para o Brasil, o que

resultou em dois movimentos capazes de assegurar o bom relacionamento entre os dois

países. O primeiro movimento, concretizado em 15 de fevereiro de 2007 ocorreu durante um

encontro entre Morales e Lula em Brasília quando a Petrobras aceitou um aditivo ao GSA

estabelecendo uma nova fórmula (sugerida pelos bolivianos) para apurar o preço do gás

natural. Pelo documento, a estatal concordou em pagar a mais pelo gás natural que exceder o

poder calórico de 8.900 kcal/m

. Isto remunera as frações nobres presentes no insumo uma

vez que o gás natural importado da Bolívia tem poder calórico médio de 9.200 kcal/m

Conseqüentemente, além de aumentar o preço do gás em 8 % (de US$ 4,20 para US$ 4,50 por

milhão de BTU) fora das condições previstas em contrato o acordo garante receitas adicionais

de US$ 100 milhões/ano para a Bolívia e viabiliza os projetos petroquímicos da estatal. Neste

caso a Petrobrás concordou em retomar seu projeto de construção de um pólo gás-químico na

fronteira dos dois países, em parceria com a Braskem (um investimento de US$ 3 bilhões). Os

custos do reajuste foram absorvidos pela Petrobras porque o repasse às distribuidoras depende

de autorização da ANP. Apenas os contratos novos incluírão o novo preço do gás natural.

O ministro de Minas e Energia, Silas Rondeau admitiu a presença do componente

geopolítico no acordo. Segundo ele: “Tínhamos de achar uma fórmula. A Bolívia é o país que

tem a maior fronteira com o Brasil e não seria interessante que houvesse problemas internos

no país” (MME). Na ocasião, outros acordos acertados pelo Governo Brasileiro incluíram:

1. O reajuste de 285,3211 % (de US$ 1,09 para US$ 4,20 por milhão do BTU) no preço do

gás fornecido a termoelétrica Governador Mário Covas (contrato Andina SA-Cuiabá)

responsável por 70 % da energia do Estado de Mato Grosso, o que representará uma receita

adicional de US$ 65 milhões/ano à Bolívia;

2. A construção de uma usina de biodiesel (investimento de US$ 50 milhões) que deve utilizar

a soja boliviana como matéria-prima. A medida deve beneficiar os produtores brasileiros

instalados na Bolívia, que estavam ameaçados pela reforma agrária de Evo;

3. Um pacote de auxílio para controlar a aftosa na Bolívia, que inclui: o envio de missões

técnicas para ajudar na melhoria dos controles sanitário e fitossanitário e doar 3 milhões de

vacinas à Bolívia, como meio de evitar o alastramento da doença no Brasil.

4. O Brasil prometeu estudar a construção de uma usina hidrelétrica binacional no Rio

Madeira, de uma ponte entre os dois países e de uma rodovia entre La Paz e o Norte do país.

230

O segundo movimento foi o retorno dos investimentos da Petrobras na Bolívia,

processo que teve início em novembro de 2007, quando a estatal aventou a hipótese de formar

uma sociedade com a YPFB para atuar no upstream. A Petrobras também iniciou negociações

(avalizada pelos Governos boliviano e brasileiro) com a TotalFinaElf (que anunciou a

intenção de encerrar suas operações na Bolívia) para assumir o desenvolvimento do campo de

Ipati e o megacampo de Itau, cujos direitos de operação pertencem a companhia francesa.

No mês seguinte, em 15 de dezembro, Lula reuniu-se em La Paz com Evo Morales

assinando um acordo que prevê investimento de US$ 750 milhões a US$ 1 bilhão da

Petrobras para expandir a produção de hidrocarbonetos do país. Estes recursos devem ser

destinados à ampliação da produção de San Alberto, San Antonio e ativação do campo de

Ingre (um investimento de US$ 36 milhões) de forma acrescentar mais 10 mm

/dia de gás

natural à produção do país até 2011. Estes investimentos têm como objetivos assegurar o

fornecimento dos 30 mm³/dia de gás natural ao Brasil e assegurar parte do fornecimento de

gás contratado pela Argentina, que deverá ser transportado pelo GNEA.

O presidente brasileiro também anunciou que o Brasil construiria uma ferrovia entre

Cochabamba e Santa Cruz e destinará US$ 1 bilhão à construção do Corredor Interoceânico,

um complexo rodoviário unindo Bolívia, Brasil e Chile. Para viabilizar este projeto Lula

patrocinou um encontro entre o presidente boliviano e a presidente chilena Michelle Bachelet,

para que o Chile disponibilize o porto de Arica aos brasileiros e bolivianos.

Depois que Lula garantiu a Morales que a Petrobras continuaria atuando na Bolívia a

Braskem e a YPFB assinaram um ”Memorandum de Entendimento” para estudar a

viabilidade da implantação de uma planta de polietileno no Departamento de Tarija, junto aos

campos de gás natural da Petrobras. Conforme o art. 4 as partes “se comprometen a realizar

los majores esfuerzos para obtener de los gobiernos del Brasil y de Bolivia el apoyo para el

estudio y possible implementación del proyeto”.

Concluídas as conversações o Itamaraty não ocultou que: "a Petrobras e o governo

boliviano já tiveram posições conflitantes na questão do gás", mas que "depois de muitas

negociações" ficou acertada a permanência da estatal na Bolívia por mais 30 anos, ou seja, até

2036. Logo depois o Governo boliviano anunciou o investimento de US$ 1,262 bilhão no

setor de hidrocarbonetos para 2008

144

, cabendo a Petrobras o terceiro maior montante.

144

As empresas que anunciaram investimentos foram a YPFB (US$ 364,8 milhões), Repsol-YPF (US$ 296,2

milhões), Petrobras (US$ 262 milhões), Chaco SA (US$ 215 milhões), Pluspetrol (US$ 58,7 milhões),

BG (US$ 39 milhões), Dong Wong (US$ 15 milhões) e Vintage (US$ 11,3 milhões). Também foram

anunciados investimentos adicionais de US$ 200 milhões a serem realizados pela Petrobras, PDVSA,

Repsol-YPF e governo do Irã.

231

CONCLUSÃO

Iniciaremos nossa análise conclusiva retomando a pergunta apresentada na introdução:

quais os possíveis interesses econômicos e políticos de Bolívia e Brasil que impediam a

Petrobras de se retirar da Bolívia, após este país decretar a nacionalização dos

hidrocarbonetos em 2006? Admitimos como hipótese que, com base nos hidrocarbonetos

bolivianos, ambos os países definiram estratégias econômicas e políticas específicas que

ficariam comprometidas, senão inviabilizadas, com a saída da Petrobras da Bolívia.

Acreditamos que esta hipótese ficou plenamente demonstrada uma vez que, como ficou

evidente neste estudo, a presença da Petrobras na Bolívia tornou-se uma questão fundamental

para as relações internacionais deste país e do Brasil porque, a partir do momento em que

começou a operar em território boliviano, a estatal estabeleceu uma densa rede de interesses

econômicos e políticos para cada país em particular e entre eles.

Quanto aos interesses econômicos da Bolívia é necessário lembrar que,

historicamente, a economia do país se estruturou em torno da produção e exportação de

matérias-primas, processo em que a população indígena sempre participou sem obter um

retorno condizente. A partir desta base excludente ergueu-se toda a estrutura política/social do

país. Quando as minas de estanho esgotaram-se nos anos 80 a Bolívia encontrou na produção

e exploração do gás natural uma das poucas, senão a única, alternativa capaz de manter

intocada sua matriz econômica/política/social, opção que, por sua vez, só seria viabilizada

com a participação das EMNs, tendo em vista a total carência econômica e técnica da YPFB.

Com base nesta constatação dois fatores puderam ser observados. Em primeiro lugar a

presença da Petrobras no país tornou-se importante porque, ao viabilizar a exportação do gás

natural, a estatal manteve o padrão histórico de acumulação e preservou a estrutura econômica

da Bolívia. Em segundo lugar fatalmente uma companhia estrangeira assumiria a

proeminência na economia boliviana, visto que o setor de hidrocarbonetos foi confiado às

EMNs. Este papel coube a Petrobras porque, ao atender o desejo do Governo brasileiro e sua

própria política corporativa de envolver-se na Bolívia, a estatal ocupou o centro de uma

complexa teia que envolve toda a indústria do petróleo e toda a indústria do gás natural e

acabou dominando de tal forma o setor produtivo boliviano que sua possível saída poderia

levar a economia do país ao colapso.

Especificamente quanto aos hidrocarbonetos devemos recordar dois aspectos técnicos

examinados no capítulo 2: 1) a atividade de upstream do gás natural é escopo do petróleo e; 2)

232

à exceção do upstream a cadeia do gás natural é diferente da cadeia do petróleo. Desses

aspectos surgem duas conseqüências: 1) embora seja possível dissociar as negociações

atinentes ao gás natural das negociações atinentes ao petróleo, na prática é muito difícil de

fazê-lo; e 2) por conta dessa dificuldade de dissociação as negociações envolvendo o petróleo

podem condicionar as negociações envolvendo o gás natural.

Partindo dessas conseqüências podemos dizer que as preocupações bolivianas em

relação aos hidrocarbonetos eram de duas espécies. A primeira espécie, menos visível e que

passou relativamente despercebida no Brasil na época da nacionalização era referente ao

petróleo. Isto aconteceu porque ao assumir o controle do setor de hidrocarbonetos boliviano a

Petrobras também passou a ser a maior produtora de petróleo do país sua saída poderia

comprometer a produção, o refino e a distribuição de petróleo e derivados da Bolívia. Isto, a

exemplo do caso do gás natural, poderia afetar negativamente toda a economia boliviana,

tendo em vista a importância do petróleo para as sociedades modernas.

A segunda espécie de preocupação, muito mais visível durante o processo, dizia

respeito à importância da Petrobras na indústria do gás natural boliviano porque a estatal

viabilizou a exportação do insumo para o Brasil. Porém, eram bem menos conhecidas duas

outras implicações desta atuação. A primeira estava no fato de que, por razões de ordem

técnica, mercadológica e política (a resistência da própria população em aceitar negociar com

o Chile e EUA), até o momento os bolivianos têm apenas uma alternativa para exportar seu

gás com sucesso: o Brasil. A segunda estava no fato de que, por controlar os dois únicos

megacampos de gás natural da Bolívia, a Petrobras era a única EMN em condições de

produzir volumes de gás natural em quantidades suficiente para viabilizar uma política

exportadora de grande monta e a única em condições de realizar um antigo desejo boliviano: a

industrialização do gás natural.

Quanto aos interesses políticos da Bolívia, no caso específico deste país eles surgem

como um complemento natural dos interesses econômicos porque as rendas necessárias ao

país e, por conseguinte, responsáveis pelo estabelecimento do seu destino político e social,

foram vinculadas às receitas advindas do setor de hidrocarbonetos como um todo e da

exportação de gás natural em particular, com o agravante extremamente preocupante de ter

legado a responsabilidade de conduzir a política do setor de hidrocarbonetos a terceiros, sobre

os quais o país tinha precário controle. Assim, criou-se um mecanismo no qual a estabilidade

política/social do país ficou vinculada a repartição da renda advinda com a exportação de

233

hidrocarbonetos de forma que, além do colapso econômico, a saída da Petrobras poderia

acarretar no colapso do país político/social do país.

Por fim, a presença da Petrobras na Bolívia é importante porque o país, sempre tendo

como base a exportação do gás natural, traçou seu próprio projeto de integração física com o

restante da América do Sul, projeto que não terá como avançar sem o auxílio econômico e

tecnológico das EMNs.

Vale ressaltar aqui ainda que, do ponto de vista político, no episódio da nacionalização

houve a recorrência de certos temas, em especial a contestação de origem

simbólica/sentimental expressa pelo nacionalismo boliviano, exacerbado quando se trata de

hidrocarbonetos. A divisão da sociedade boliviana, a realidade de pobreza, o sentimento de

injustiça e exploração entre os mais desafortunados, bem como a desconfiança ao elemento

estrangeiro têm concretas raízes históricas profundas e sempre interferiram nas negociações

com o Brasil. Os bolivianos (e outros povos da América do Sul) sempre suspeitaram que os

brasileiros desejavam impor sua própria versão do “imperialismo”, embora a debilidade

econômica os obrigasse a negociar com os não menos imperialistas EUA, e recomendasse

uma política de diálogo e aproximação com o Brasil.

Porém, também cabe lembrar que neste momento para a Bolívia transpareceram duas

vantagens ausentes nas nacionalizações anteriores. A primeira delas é a legitimidade política,

pois a nacionalização foi feita por um presidente democraticamente eleito, sobre os ombros do

qual a parcela de excluídos da população depositou uma grande esperança e que foi

conduzido ao poder pela conjunção de alguns movimentos sociais que estavam unidos em

torno de objetivos comuns. As nacionalizações anteriores, apesar de festejadas, foram feitas

por ditadores menos comprometidos com os anseios populares. A segunda vantagem advém

do quase instantâneo apoio político dado por Hugo Chávez a Morales, que pôde contar com o

suporte econômico e técnico da PDVSA.

Quanto aos interesses econômicos do Brasil inicialmente recordaremos ipsis literis

(com a intenção de reforçar a ênfase) que vale para este país o que já foi dito anteriormente

em relação à indústria de hidrocarbonetos quando se examinou os interesses econômicos

bolivianos: 1) a atividade de upstream do gás natural é escopo do petróleo e; 2) à exceção do

upstream a cadeia do gás natural é diferente da cadeia do petróleo. Desses aspectos surgem

duas conseqüências: 1) embora seja possível dissociar as negociações atinentes ao gás natural

das negociações atinentes ao petróleo, na prática é muito difícil de fazê-lo; e 2) por conta

234

dessa dificuldade de dissociação as negociações envolvendo o petróleo podem condicionar as

negociações envolvendo o gás natural.

Desta forma, constatou-se que, a semelhança do que aconteceu com a Bolívia,

surgiram preocupações de duas espécies. A primera preocupação estava relacionada ao

petróleo, mas ao contrário da Bolívia, não era uma questão atinente ao domínio exercido pela

Petrobras sobre a produção dessa matéria-prima no país, porque era ínfima a participação do

petróleo boliviano no consumo do Brasil. A preocupação quanto ao destino da indústria do

petróleo boliviano estava no fato de que a negociação envolvendo este insumo poderia

condicionar a negociação envolvendo o gás natural. Tal vinculação pôde ser verificada na

prática em dois momentos, na negociação envolvendo os contratos de upstream e durante o

episódio que resultou na venda das refinarias da Petrobras para a YPFB.

A segunda preocupação, para a qual convergiram todas as atenções do Brasil, estava

na solução do problema envolvendo a produção e exportação de gás natural, em função da

elevada dependência do país pelo insumo boliviano. Mas aqui, por maior que tenha sido o

desconforto brasileiro, o fato é que não era possível alegar que a nacionalização fora uma

atitude surpreendente e inesperada, a começar pela simples existência de antecedentes

inquietantes. A Bolívia já nacionalizara os hidrocarbonetos outras duas vezes (em 21 de

dezembro de 1936 e 17 de outubro de 1969), precisamente em contextos de aguda tensão

econômica e social, cenário que voltou a se manifestar a partir de 2002.

Aos antecedentes agregaram-se os alertas. Ainda durante o Governo Itamar Franco,

quando da assinatura do primeiro contrato de importação de gás natural, surgiram as primeiras

dúvidas dos especialistas sobre a conveniência de se confiar o suprimento brasileiro de gás

natural à Bolívia, mostrando que nunca se desvaneceram de todo os temores brasileiros de

que, uma vez comprometida a Petrobras num projeto envolvendo o aproveitamento dos

hidrocarbonetos bolivianos, a instabilidade econômica típica do país pudesse desencadear

uma reação em cadeia que resultasse em instabilidade social, seguida de instabilidade política,

que tivesse como resultado final uma drástica alteração unilateral das regras acertadas em

contrato e o patrimônio da estatal nacionalizado na primeira oportunidade. Os alertas foram

repetidos durante o Governo FHC, quando se acertou o contrato final para a construção do

Gasbol, mas aparentemente ninguém no governo prestou atenção ou quis acreditar nos

possíveis riscos que o Brasil corria. Quando os sinais de instabilidade na Bolívia surgiram em

2002 havia algum tempo para o Brasil articular uma alternativa, porém, o tempo começou a se

esgotar rapidamente após a realização do Referendum Vinculante de 18 de julho de 2004,

235

ocasião em que por maioria esmagadora a população boliviana manifestou-se a favor da

retomada do controle do setor de hidrocarbonetos por parte do Estado. O prazo do Brasil para

ensejar uma alternativa já havia se esgotado por ocasião da campanha para eleição

presidencial boliviana, quando uma possível nacionalização foi pauta de todos os candidatos.

As advertências dos críticos foram lembradas após a nacionalização, ocasião também em que

se aproveitou para fazer notar que a posição brasileira estava fragilizada somente porque o

governo fora negligente ao não buscar uma alternativa para o gás natural boliviano.

Neste caso o Brasil devia ter prestado um pouco mais de atenção no exemplo

argentino. Desde 1972 a Argentina recebe gás natural boliviano e nunca houve a interrupção

de fornecimento nem por um dia, a despeito da Bolívia ter apresentado a instabilidade política

característica. Além de representar uma fonte considerável de receita para os bolivianos os

argentinos tinham a seu favor o fato de possuir fontes internas de gás natural, localizadas em

Neuquém e na Patagônia (ou seja, eles tinham o plano “B”) e que poderiam ser utilizados

como trunfo na mesa de negociações caso os bolivianos interrompessem o fornecimento.

De toda sorte a presença da Petrobras na Bolívia não era apenas importante porque o

Brasil não dispunha de alternativas, não podendo prescindir por apenas um instante do insumo

boliviano, mas também porque a proeminência da estatal na economia brasileira fora

reforçada em dois sentidos. No sentido industrial, quase toda a indústria de hidrocarbonetos

nacional (refino, a indústria gasquímica, a geração de energia termoelétrica a partir do gás

natural e o fornecimento do GNV) depende de alguma forma da estatal, tendência que foi

reforçada com o gás natural. Mais grave ainda, como a perspectiva é a de aumentar a

participação do gás natural na matriz energética brasileira, se depender da Petrobras, para os

próximos 30 anos o gás natural importado da Bolívia continuará sendo vital para a economia

do Brasil. No sentido financeiro devemos lembrar que, para o FMI, as contas da Petrobras

reforçam os números do Balanço Geral da União, o que ajuda a melhorar a posição

negociadora do Brasil frente ao sistema creditício internacional.

Entretanto, não se verificaram a concretização de dois antigos temores brasileiros. Em

primeiro a internacionalização da Petrobras deu-se quando ela possuía robustez

financeira/tecnológico por isso a nacionalização, embora representasse uma perda, não teve

impactos tão negativos como sempre se temeu. Na época da nacionalização os investimentos

da Petrobras na Bolívia eram de pouca relevância para a estatal: representavam apenas 1,42%

do valor de mercado da Petrobras. Na verdade no dia seguinte à nacionalização as ações da

estatal sofreram uma queda de 0,21% para sofrerem uma valorização de 1,77% logo no dia 3

236

de maio, tendência mantida desde então. Ademais, em nenhum momento ficou comprometido

o processo de internacionalização da estatal, que continua se expandido no exterior. O

segundo temor era que em caso de uma reviravolta política na Bolívia, houvesse um

recrudescimento do nacionalismo, seguido da interrupção do fornecimento de gás natural,

perspectiva que afinal não se concretizou, demonstrando que os bolivianos ficaram tão reféns

da exportação do insumo para o Brasil como este da importação da Bolívia.

Finalmente, quanto à própria Petrobras, desgostava-lhe a perspectiva de ter que deixar

a Bolívia (apesar das declarações de que poderia fazê-lo) porque por menores que fossem os

impactos negativos sobre seu capital, valor das ações e processo de expansão, ainda assim

seriam perdas e também porque estavam em jogo outros fatores corporativos como: as

grandes reservas de gás que explora no país, as possíveis reservas a serem descobertas, o

domínio do grande mercado brasileiro (atualmente possível apenas porque a estatal tem

acesso as reservas de gás bolivianas), a possibilidade de implantar outros projetos (como a

industrialização do gás natural boliviano) e o conhecimento tecnológico que está adquirindo

com a exploração do gás natural.

Do ponto de vista político a presença da Petrobras na Bolívia era importante para o

Brasil por pelo menos três razões. A primeira razão é que, desde antes mesmo do início das

operações bolivianas da estatal, o Itamaraty esperava estabelecer, com a construção do

gasoduto, um vínculo mais amplo com aquele país, de forma a transcender a espécie de

relação que se poderia esperar do existente entre um país-produtor e um país-consumidor de

matéria-prima, ou seja, a simples relação centrada na venda e compra de um determinado

insumo. E esta perspectiva era possível de ser concretizada porque, como vimos no

retrospecto histórico apresentado no capítulo 2, uma vez estabelecidos vínculos centrados nos

hidrocarbonetos rapidamente os interesses dos países envolvidos ultrapassam a questão

pontual econômica, dispersando-se pelas áreas estratégicas/político/sociais e, talvez tão

importante quanto esta expansão: estes vínculos não são facilmente dissolvidos.

A segunda razão é que não era apenas o projeto de integração com a Bolívia que

poderia sofrer duro revés caso o Brasil permitisse que a Petrobras se retirasse daquele país.

Numa perspectiva mais ampla ficariam também seriamente ameaçados dois ambiciosos

projetos brasileiros que tem por objetivo realizar nada menos do que a integração física da

América do Sul. O primeiro projeto é a construção do anel gasífero regional, que só terá

chance de funcionar a contento se forem agregadas as reservas bolivianas de gás natural, a

segunda em tamanho da região e cuja perspectiva de crescimento é real. Aqui havia o risco

237

potencial de que uma possível saída da Petrobras da Bolívia abrisse um vácuo que poderia ser

preenchido por uma outra companhia petrolífera de um outro país, que assim assumiria o

controle dos hidrocarbonetos bolivianos. Isto poderia implicar no fato de que o Brasil

subitamente encontraria uma severa restrição para conduzir uma integração gasífera de acordo

com os seus desideratos.

O segundo projeto é o IIRSA, cujos principais eixos de integração só poderão ser

construídos com a participação da Bolívia, único país da América do Sul a participar dos três

subsistemas regionais (a Bacia Amazônia, a Bacia Platina e do Subsistema do Pacífico). Neste

caso era necessário manter a Petrobras na Bolívia não apenas em função da construção da

infra-estrutura energética, mas também porque é necessário manter um relacionamento

amistoso (com claras demonstrações de boa-vontade) com os bolivianos para a

implementação de outros projetos de interesse não apenas do Brasil (como a construção de

eixos rodoviários inter-oceânicos), mas também de interesse dos outros países sul-americanos.

A terceira razão é que a nacionalização precedida de uma retirada súbita da Petrobras

da Bolívia poderia ser interpretada como um ato de intolerância brasileira, o que

possivelmente comprometeria o processo de expansão da estatal nos outros países da América

do Sul, em especial Argentina, Peru e Venezuela. Esta expansão interessa ao Brasil, porque

amplia e/ou reforça a presença do país na região e porque a agregação da infra-estrutura e

reservas de hidrocarbonetos desses países vital para a concretização do anel gasífero e do

IIRSA. Esta interpretação era uma possibilidade plausível porque neste momento verificava-

se a ascensão de vozes que criticavam as privatizações, bem como das forças esquerdistas,

normalmente hostis ao capital estrangeiro.

Assim, por mais desconfianças e divergências que bolivianos e brasileiros tivessem

uns dos outros, uma vez que a Petrobras estabeleceu vínculos entre Bolívia e Brasil os

interesses econômicos e políticos dos dois países tornaram-se tão interdependentes que era

difícil, senão impossível, desfazê-los, de forma que quanto há divergência só existe um

caminho para solucioná-lo: o da negociação.

Existem antecedentes desse comportamento. Houveram rupturas traumáticas

registradas na história da indústria de hidrocarbonetos (México contra Grã-Bretanha e EUA

em 1938; Irã-Grã-Bretanha em 1956; Irã-EUA em 1979; Líbia-EUA em 1969, etc.) em todos

os casos registraram-se pesadas trocas de insultos e juras de vingança de ambas as partes, mas

depois de serenados os ânimos, o resultado sempre foi o mesmo: os países consumidores e

produtores, bem como as companhias, voltaram a negociar, e quase sempre pelo mesmo

238

motivo: ramos industriais inteiros, economias inteiras, civilizações inteiras dependiam do

fluxo adequado de hidrocarbonetos de um lado e dólares do outro. Logo ficou claro que não

era mais possível interromper esse fluxo sem terríveis custos para ambos os lados. Mesmo

hoje se assiste a um caso que parece inaugurar um novo paradigma, embora seja mantida a

substância desse relacionamento. Hugo Chávez seguidamente critica e ataca os EUA

acusando-os de “imperialistas”, porém os norte-americanos, ao contrário do que já se

verificou em situação semelhante, ainda não foram às vias de fato. Uma das explicações

talvez esteja no fato de que Chávez não cometeu o erro de interromper o fluxo de petróleo,

nem os EUA de dólares. O mesmo ocorre no relacionamento Bolívia-Brasil. As provocações

podem ser toleradas enquanto um depende do outro, enquanto os dólares fluem de um lado e

os hidrocarbonetos de outro. Aparentemente esta espécie de relacionamento entre companhias

e países parece ser assim porque os elementos econômicos/políticos/estratégicos são difíceis

de serem dissociados das petrolíferas em função do seu gigantismo, poderio econômico e

domínio sobre um recurso vital para as modernas sociedades: a energia.

Em todo o episódio da nacionalização observa-se que permaneceu em aberto a mesma

questão que cerca a indústria de hidrocarbonetos desde que ela começou a se

internacionalizar: quem se beneficia mais? Países consumidores dizem que a elevação sem

fim dos preços dos hidrocarbonetos pode levar suas economias ao colapso. Companhias

alegam que investem demais, correm riscos demais e esperam ter recompensas (lucros no

caso) pelos seus esforços. Países produtores alegam que é justo receberem um retorno

adequado por uma riqueza cobiçada como os hidrocarbonetos e que como se sabe tem vida

útil limitada. Mas aqui vem outra questão, quantos países são auto-suficientes e quantos

conseguem explorar tais riquezas por conta própria? Vale lembrar que quando o Estado

assumiu o controle dos hidrocarbonetos (através de nacionalizações ou não) em países como

Arábia Saudita, Irã, México, Venezuela e outros países ele o fez absorvendo os ativos de

companhias que operavam em seus territórios. Até então nenhum deles havia feito qualquer

investimento na área petrolífera, nem tinham condições para tal. No caso Bolívia-Brasil isso é

visível com o Gasbol que custou US$ 2,154 bilhões, um valor que corresponde a 25% o PIB

boliviano, mas que é menos de 5% do valor de mercado da Petrobras. Passível de

financiamento internacional o projeto só saiu do papel quando a Petrobras (e não a Bolívia)

deu todas as garantidas exigidas pelos organismos internacionais.

Os argumentos em favor de um e outro poderiam se multiplicar infinitamente sem que

fosse encontrada uma solução satisfatória e na verdade a resposta talvez esteja fora daí. Tudo

239

indica que a solução do problema está mais vinculada ao fato de se a riqueza obtida com os

hidrocarbonetos é ou não é distribuída de modo equânime em todo conjunto da sociedade. Um

exemplo esclarece. A PDVSA é 100% estatal, mas os números de 2006 mostram que 70% da

população venezuelana vive abaixo da linha da pobreza estando 14,9% desempregada, frente

a estes dados quê importa se os hidrocarbonetos do país são explorados pela PDVSA ou por

uma EMN como a Exxon/Mobil, Royal Dutch/Shell ou Petrobras.

Na Bolívia se registrou um fenômeno semelhante. Para privatizar o setor de

hidrocarbonetos os ideólogos neoliberais utilizaram como argumento o fato de que era

necessário o Estado renunciar à prática de interferir na área econômica e permitir que as

EMNs interessadas em realizar investimentos tivessem acesso a ele. Desta forma, em teoria,

as companhias assumiriam os altíssimos encargos inerentes ao setor de hidrocarbonetos em

troca da obrigação de recolher os impostos e taxas relativas ao exercício da atividade. Por seu

turno, caberia ao Estado recolher as rendas obtidas com os hidrocarbonetos e investir estes

recursos de forma a atender as demandas das áreas sociais (educação, saúde, saneamento,

etc.). Assim, o país poderia dedicar-se a tarefa de atenuar a crônica pobreza da população.

Porém, como se verificou, a teoria não se materializou, e os índices indicam que a riqueza se

concentrou nas classes mais favorecidas enquanto a exclusão social aumentou. Novamente, se

a população não tem acesso às rendas, quê importa se os hidrocarbonetos são explorados por

YPFB, ou por uma EMN como a Petrobras, Repsol-YPF e TotalFinaElf.

Para finalizar cinco questões ainda estão em aberto. Primeiro qual foi o grau de

influência do Governo Lula nas decisões da Petrobras durante todo o episódio; segundo, se

durante o episódio houve confluência entre os interesses da Petrobras e do Governo

Brasileiro; terceiro, se o relacionamento entre Bolívia e Brasil pode ser conduzido em outros

termos que não envolvam apenas os hidrocarbonetos; quarto quais as lições estratégias e

geopolíticas que o Brasil pode tirar desse processo em função do comportamento não apenas

da Bolívia, mas dos outros atores envolvidos (como Chávez) porque no episódio ficou

bastante questionada a liderança do Brasil sobre a região; e quinto, se desta vez efetivamente

a Bolívia utilizará as rendas advindas com a nacionalização para atenuar a pobreza da

população. São questões que merecem ser acompanhadas pela importância que tem, pelos

interesses envolvidos e porque sinalizam qual o comportamento que o Brasil deve adotar nos

próximos anos frente aos vizinhos na América do Sul.

240

ANEXOS

1. Conceitos Relativos ao Setor de Hidrocarbonetos

API (American Petroleum Institute): medida desenvolvida pelo US National Bureau of Standard´s em 1916

que mede a viscosidade do petróleo. Segundo esta medida se o petróleo tiver viscosidade maior do que 10 ele é

leve e flutua na água, se tiver viscosidade menor do que 10 ele é pesado e não flutua na água.

Conforme este método o petróleo apresenta a seguinte classificação:

Petróleo muito leve, sem valor para o refino Acima de 45,0º API

Petróleo dissolvido com gás Entre 40,0º e 45,0º API

Petróleo cru leve Entre 31,1º e 39,9º API

Petróleo médio Entre 22,3º e 31,1º API

Petróleo pesado Entre 10,0º e 22,3º API

Petróleo ultra-pesado Abaixo de 10,0º API

Areias oleoginosas Cerca de 8,0º API

Fonte: elaboração própria

Asfalto ou Betume: é o nome dado ao petróleo encontrado em estado sólido nas condições normais de

temperatura e pressão (25

C a 1 atm). É constituído por uma mistura de milhares de compostos químicos, sendo

que no mínimo 90% deles são hidrocarbonetos no estado sólido.

Barril de Petróleo: um barril de petróleo equivale a 42 galões americanos ou exatos 158,98 litros. Antiga

capacidade dos barris de madeira da Pensilvânia, a medida teve origem em 1859 quando, depois que Edwin L.

Drake encontrou petróleo em Titusville, começou uma corrida desesperada em busca do petróleo. Sem qualquer

instalação adequada para estocar o líquido os aventureiros começaram a encher barris de madeira que eram

usados para o whisk.

Bbp: bilhões de barris de petróleo

Bep, Boe ou Bpe (Barril de Petróleo Equivalente): a medida do volume de gás é dada em metros cúbicos (m

Dividindo os metros cúbicos por 6,28981 teremos o equivalente em barris de petróleo.

Bpd: barris de petróleo por dia;

BTU (British Thermal Unit): medida inglesa utilizada como referência internacional para elaboração de

contratos envolvendo transações com o gás natural. Um milhão de BTUs equivale a 26,81 m

de gás natural.

Destilação do Petróleo: o mesmo que refino do petróleo.

Downstream: envolve o refino de petróleo e a separação de gás natural, bem como a comercialização e

distribuição de derivados do petróleo e do gás natural.

Gás Liquefeito do Petróleo (GLP): também conhecido como “gás de bujão” é gás de uso doméstico. Não é o

mesmo que gás natural com o qual não deve ser confundido. Como o nome indica, o gás natural é formado por

processos naturais e é composto basicamente por metano (CH

) e etano (C

). O GLP resulta da destilação

fracionada do petróleo, sendo portanto, um produto obtido artificialmente e é composto principalmente por

propano (C

) e butano (C

Gás Natural: é o nome dado ao petróleo encontrado em estado gasoso nas condições normais de temperatura e

pressão (25

C a 1 atm.). É constituído por uma mistura de milhares de compostos químicos, sendo que no

mínimo 90% deles são hidrocarbonetos no estado gasoso. Por seu estado gasoso e suas características físico-

químicas naturais, qualquer processamento desta substância, seja compressão, expansão, evaporação, liquefação

e transporte, exigirá um tratamento termodinâmico como qualquer outro gás.

O gás natural é encontrado em jazidas subterrâneas ou misturado ao petróleo (quanto é dito “gás

associado”) ou não misturado ao petróleo (quando é dito “gás não associado”).

Os hidrocarbonetos perfazem no mínimo 90% do gás natural e sempre são seus compostos mais

abundantes, sendo que o metano (CH

) é sempre o hidrocarboneto mais abundante e principal componente do

gás natural. Outros hidrocarbonetos presentes no gás natural são o etano (C

), propano (C

), butano (C

)

e pentano (C

). Além dos hidrocarbonetos fazem parte da composição do gás natural outros elementos como

241

o ácido clorídrico (HCl), ácido sulfídrico (H

S), água (H

O), dióxido de carbono (CO

), hélio (He), metanol

COH), nitrogênio (N

) e impurezas mecânicas. A tabela abaixo mostra as proporções de cada componente:

Componente Proporção

Mínimo Máximo Composição Média

Metano (CH

) 66% 97,8% entre 91,00% e 95,00%

Etano (C

) 0,5% 24% entre 2,00% e 6,00%

Propano (C

) 0,2% 10,5% entre 0,50% e 2,00%

Butano (C

) 0,1% 7% entre 0,15% e 0,03%

Pentano (C

) 0,01% 0,07% entre 0,01% e 0,07%

Nitrogênio (N

) 0,6% 14% entre 0,00% e 1,60%

Hélio (He) 0% 8% entre 0,00% e 4,00%

Dióxido de carbono (CO

) 0,1% 6% entre 0,00% e 0,70%

Ácido Sulfídrico (H

S) 0,1% 4,5% entre 0,00% e 0,01%

Oxigênio (O

) 0,01 0,1 entre 0,00% e 0,02%

Água (H

O) traços traços traços

Hidrogênio (H

) traços 0,02% traços

Mercúrio (Mg

) traços traços traços

Metanol (H

COH) traços traços traços

Outros componentes traços traços traços

Fonte: elaboração própria

A presença e proporção de cada um destes componentes varia mundialmente de campo para campo e

depende fundamentalmente da localização do reservatório, se em terra ou no mar, sua condição de associação ou

não com petróleo, do tipo de matéria orgânica ou mistura do qual se originou, da geologia do solo, do tipo de

rocha onde se encontra o reservatório, etc. O gás natural não associado apresenta maiores teores de metano,

enquanto o gás natural associado apresenta proporções significativas de hidrocarbonetos mais pesados (etano,

propano e butano, etc).

As propriedades do gás natural em condições normais de temperatura e pressão são as seguintes:

Propriedade Valores médios

Densidade entre 0,6 kg/m

e 0,81 kg/m

Densidade média 0,717 kg/m

Ponto de fusão -182,50

C (90,65

Ponto de ebulição -161,45

C (111,70

Ponto triplo -182,30

C (90,85

K) a 0,117 atm

Ponto de ignição entre 482 e 632

Ponto de ignição médio 583

Temperatura máxima de queima 2.148

Limite Superior de Explosividade (LSE) presença de 16% por m

Limite Inferior de Explosividade (LIE) presença de 4% por m

Poder calórico de 8.800 kcal/m

a 10.200 kcal/m

Equivalência com barril de petróleo 1 mm

de gás natural ou 6.981,13 bep.

Solubilidade na água solúvel entre (0,4g e 2g por cada 100g)

Solubilidade solúvel

Fonte: elaboração própria

Não se deve confundir o gás natural com o gás liquefeito do petróleo (GLP) de uso doméstico.

Gás Natural Veicular (GNV): é uma mistura de metano (CH

) e etano (C

) e outros aditivos, utilizado como

combustível de veículos automotores.

Hidrocarbonetos: são estruturas químicas que possuem três características fundamentais:

1. São compostos orgânicos formados exclusivamente por carbono (C) e hidrogênio (H);

2. Possuem elevada capacidade de oxidação, processo durante o qual liberam calor.

3. Podem ser encontrados nas três fases: gasoso (como gás natural), líquido (como petróleo) e sólido (como

asfalto ou betume).

Os hidrocarbonetos podem ser divididos em duas grandes famílias alifáticos e aromáticos. Os alifáticos

são subdivididos em cinco grandes subgrupos:

- Alcanos: também chamados de hidrocarbonetos parafínicos. São hidrocarbonetos acíclicos e saturados de

fórmula geral C

2n+2

, ou seja, tem cadeias abertas e apresentam ligações simples entre seus átomos de carbono.

Podem ser encontrados nos três estados físicos, conforme o número de carbonos:

- Alcenos: possuem fórmula geral C

. Tem cadeias abertas e apresentam pelo menos uma ligação dupla entre

os átomos de carbono.

242

- Alcinos: possuem bfórmula geral C

2n-2

. Tem cadeias abertas e apresentam pelo menos uma ligação tripla

entre os átomos de carbono.

- Ciclanos: possuem fórmula geral C

. Tem cadeias fechadas e apresentam pelo menos uma ligação dupla

entre os átomos de carbono.

- Ciclenos: possuem fórmula geral C

2n-2

. Tem cadeias fechadas e apresentam pelo menos uma ligação tripla

entre os átomos de carbono.

Os aromáticos forma um único grupo, possuem fórmula geral C

2n-6

e tem ligações duplas entre seus

átomos de carbono.

Os principais hidrocarbonetos são vistos na tabela abaixo:

Estado Físico Hidrocarboneto N

de Carbonos Principais Compostos

Gás Alcanos 1 a 4 metano (CH

), etano (C

), propano (C

) e butano (C

Alcenos 2 a 4 eteno (C

), propeno (C

) e buteno (C

Alcinos 2 a 4 etino (C

), propino (C

) e butino (C

Ciclanos 3 a 4 ciclopropano (C

) e ciclobutano (C

Líquido Alcanos 5 a 18 pentano (C

), hexano (C

), heptano (C

), octano (C

), nonano

), decano (C

), undecano (C

), dodecano (C

), tridecano

), tetradecano (C

), pentadecano (C

), hexadecano (C

heptadecano (C

) e octadecano (C

)

Alcenos 5 a 16 penteno (C

), hexeno (C

), hepteno (C

), octeno (C

), noneno

), deceno (C

), undeceno (C

), dodeceno (C

), trideceno

) e tetradeceno (C

), pentadeceno (C

), hexadeceno

)

Alcinos 5 a 14 pentino (C

), hexino (C

), heptino (C

), octino (C

), nonino

), decino (C

), undecino (C

), dodecino (C

), tridecino

) e tetradecino (C

)

Cicloalcanos 5 a 10 ciclopentano (C

), ciclohexano (C

), cicloheptano (C

ciclooctano (C

), ciclononano (C

), ciclodecano (C

Sólido Alcanos acima de 19 nonadecano (C

) em diante.

Alcenos acima de 17 heptadeceno (C

) em diante

Alcinos acima de 15 pentadecino (C

) em diante

Cicloalcanos acima de 10 ciclodexano (C

) em diante

Fonte: elaboração própria

Lâmina d’água: distância entre a superfície da água e o fundo do mar.

Midstream: compreende o armazenamento e o transporte (caminhões, navios, gasodutos, oleodutos, navios) de

petróleo bruto e gás natural.

/dia: milhão de metros cúbicos/dia

Notas Reversais: tipo de documento assinado entre países que tem por base complementar um Tratado e por

isso não necessitam de aprovação do legislativo.

Offshore: atividades em alto-mar.

Onshore: atividades em terra.

Participação Governamental: é como a Petrobras denomina os royalties, a participação especial do governo e

aluguel de áreas onde exerce suas atividades.

Petróleo: é o nome dado ao petróleo quando encontrado em estado líquido nas condições normais de

temperatura e pressão (25

C a 1 atm). É constituído por uma mistura de milhares de compostos químicos, sendo

que no mínimo 90% deles são hidrocarbonetos no estado líquido.

O petróleo tem origem na decomposição de organismos mortos a pelo menos 350 milhões de anos. O

petróleo é um líquido escuro, oleoso, com densidade média entre 0,75 e 0,95 podendo possuir em maior ou

menor quantidade hidrocarbonetos gasosos emulsionaods ou sólidos dissolvidos.

São três os constituintes básicos do petróleo:

1. Os hidrocarbonetos: perfazem de 90 a 95% da composição do petróleo. Os hidrocarbonetos que podem ser

encontrados no petróleo são os seguintes em ordem de abundância:

243

- Alcanos: ocupam o primeiro lugar em ordem de abundância no petróleo. Pode-se encontrar todos os alcanos

líquidos: o pentano (C

), hexano (C

), heptano (C

), octano (C

), nonano (C

), decano (C

undecano (C

), dodecano (C

), tridecano (C

), tetradecano (C

), pentadecano (C

hexadecano (C

), heptadecano (C

) e octadecano (C

). Também são encontrados os milhares de

isômeros formados por estes compostos. Os alcanos abaixo do pentano são gasosos e por isto considerados gás

natural, os hidrocarbonetos e acima do octadecano são sólidos e por isto considerados asfaltos.

- Cicloalcanos: ocupam o segundo lugar em ordem de abundância no petróleo. Pode-se encontrar todos os

cicloalcanos líquidos: ciclopentano (C

), ciclohexano (C

), cicloheptano (C

), ciclooctano (C

ciclononano (C

), ciclodecano (C

). Também são encontrado os milhares de isômeros formados por estes

compostos.

- Aromáticos: ocupam o terceiro lugar em ordem de abundância no petróleo. Pode-se encontrar todos os

aromáticos líquidos mais importantes: benzeno, tolueno, naftaleno, antraceno e fenantreno. Também são

encontrados os milhares de isômeros formados por estes compostos.

- Alcenos: ocupam o quarto lugar em ordem de abundância no petróleo. Pode-se encontrar traços de todos

alcenos líquidos: (C

), hexeno (C

), hepteno (C

), octeno (C

), noneno (C

), deceno (C

undeceno (C

), dodeceno (C

), trideceno (C

) e tetradeceno (C

). Também são encontrados os

milhares de isômeros formados por estes compostos.Os hidrocarbonetos abaixo do pentano são gasosos e por

isto podem ser encontrados sob a forma de gás natural bruto, os hidrocarbonetos acima do tetradeceno são

sólidos e por isto considerados asfaltos.

2. Não Hidrocarbonetos ou Contaminantes: são os seguintes em ordem de abundância:

- Nitrogenados: respondem por entre 0,05% e 15% da composição do petróleo. Os principais nitrogenados são o

nitrogênio (N

), pirrol (C

N), piridina (C

N), indol (C

N), indolina (C

N), quinolina (C

N), carbazol

N), benzoquilolina (C

N), benzocarbazol (C

N).

- Sulforados: respondem por entre 0,1% e 5% da composição do petróleo. O principal composto sulfuroso é o

ácido sulfídrico (H

S).

- Oxigenados: respondem por entre 0% a 2% da composição do petróleo. Podem ocorrer como oxigênio (O

dióxido de carbono (CO

), metanol (H

COH), ácidos carboxílicos, fenóis, cresóis, ésteres, amidas, cetonas e

benzofuranos.

- Organometálicos: respondem por no máximo 400 parte por milhão (ppm) do petróleo. São compostos

orgânicos que contém metais como Pb, As, Ni, Cu, etc.

- Outros: gases como argônio (Ag), hélio (He), hidrogênio (H

), etc.

3. Impurezas: tais como água (H

O), sedimentos (restos de organismos microscópicos, vegetais ou animais ou

impurezas minerais, como argila ou areia), sais inorgânicos (como cloreto de sódio NaCl, etc), etc.

A presença e proporção de cada um destes componentes varia mundialmente de campo para campo e

depende fundamentalmente da localização do reservatório, se em terra ou no mar, do tipo de matéria orgânica ou

mistura do qual se originou, da geologia do solo, do tipo de rocha onde se encontra o reservatório, etc.

As propriedades do petróleo são as seguintes:

Propriedade Valores médios

Densidade entre 0,7 kg/m

e 0,95 kg/m

Ponto de fusão 25,00

C (298,15

Ponto de ebulição varíavel segundo o componente

Ponto de ignição em geral 25,00

C (298,15

Fonte: elaboração própria

Normalmente o petróleo é classificado conforme sua natureza química:

- Petróleos de Base Parafínica: neste tipo de petróleo pelo menos 90% dos hidrocarbonetos são de alcanos do

grupo C

2n+2

. Este tipo de petróleo produz subprodutos com as seguintes propriedades: gasolina de baíxa

octanagem, querosene de alta qualidade, óleo diesel com boas características de combustão, óleos lubrificantes

de alta viscosidade, resíduos com alta percentagem de parafina.

- Petróleos de Base Asfáltica: neste tipo de petróleo até 90% dos hidrocarbonetos são octadecanos, ou seja, são

sólidos nas condições normais de temperatura e pressão;

- Petróleos de Base Naftalênica: neste tipo de petróleo pelo menos 15% 20% dos hidrocarbonetos são de

cicloalcanos do grupo C

, ou seja, são cadeias fechadas com ligações simples. Este tipo de petróleo produz

subprodutos com as seguintes propriedades: gasolina de alta octnagem, óleo lubrificantes com baixo resíduo de

carbono, resíduos asfálticos, poucos cicloalcanos e aromáticos.

- Petróleos de Base Aromática: neste tipo de petróleo pelo menos 25% a 40% dos hidrocarbonetos são de

aromáticos do grupo C

2n-6

. São petróleos relativamente raros. Este tipo de petróleo produz subprodutos com as

seguintes propriedades: gasolina de alta octanagem e solventes de alta qualidade

244

Outra forma de classificar o petróleo é segundo sua viscosidade, onde temos valores em API, conforme

método desenvolvido pelo US National Bureau of Standard´s (ver acima).

O barril de petróleo também pode ser classificando por preço de referência, conforme a região em que é

produzido:

- Brent Crude (SC): nome estabelecido pela Royal Dutch/Shell, compreende a média dos preços dos barris de

petróleo originários de 15 campos de petróleo nos sistemas de Brent Goose e Niniam na East Shetland Basin,

próximos as Ilhas Shetland no Mar do Norte. Este óleo é estocado no terminal de Sullom Voe nas Ilhas Shetland.

O preço do barril de referência do Brent Crude é utilizado para os petróleos originados da África,

Europa, Oriente Médio e Rússia para fechar contratos ICE na Londres Mercantile Exchange. Um contrato

equivale a 1.000 barris, cotados em dólar. O preço do Brent Cru é US$ 1 menor que o do WTI e US$ 1 maior do

que o preço da cesta da OPEP.

O Brent Crude contém aproximadamente 0,37% de enxofre, com viscosidade média de 38,06 API sendo

um petróleo leve, ideal para a produção de gasolina e destilados intermediários. O Brent Crude pode ser separado

em Brent Cru, Brent Sweet Light Cru, Osenberg e Forties. Ele é refinado na Europa e pode ser refinado no Leste

da Costa do Golfo, nos EUA e no Mediterrâneo.

- Dubai: é um tipo de petróleo extraído do Oriente Médio, cujo barril serve de preço de referência para o

petróleo extraído da região do Pacífico.

- Minas: é o barril de petróleo extraído na Indonésia e serve como preço de referência para o petróleo pesado

originário do Extremo Oriente.

- OPEC (Organization of Petroleum Exportation Countries): ou OPEP. Organização que une os principais

países exportadores de petróleo. Foi criada em 1960.

- OPEC Reference Basket (ORB): compreende uma cesta de referência formado pela média de preços dos

barris de petróleo originários de 11 países membros da OPEC. A cesta de referência consiste na média dos

preços dos seguintes petróleos:

País de Origem Petróleo de Referência Viscosidade API

Arábia Saudita Arab Light 34

Argélia Saharan Blend --

Emirados Árabes Unidos Murban --

Indonésia Minas 35

Irã Iran Heavy 34

Iraque Basra Light --

Líbia Es Sider --

Kuwait Kuwait Export 31

Nigéria Bonny Light --

Qatar Qatar Marine 34

Venezuela BCF 17 --

Fonte: Elaboração Própria

O petróleo da OPEC é uma mistura de petróleos, sendo mais pesado que o Brent Cru e o WTI.

- Tapis: é um tipo de petróleo extraído da Malásia, cujo preço do barril serve como referência para o petróleo

leve originário do Extremo Oriente.

- West Texas Intermediate (WTI): também chamado de Texas Sweet Light, compreende a média de preços

dos barris de petróleo originários dos campos do Estado do Texas (EUA).

Seu preço é utilizado como referencial para fixar o preço de petróleos produzidos nos EUA, Mar do

Norte e Oriente Médio para fechar contratos na New York Mercantile Exchange. O preço do barril cotado pelo

WTI historicamente é US$ 1,00 mais caro que o Brent e US$ 2,00 mais caro que da cesta de petróleos da OPEP.

É tipo ideal para refinar nos EUA

O WTI é um petróleo leve, contém 0,24% de enxofre, com viscosidade médio de 39,6 API sendo mais

leve que o Brent Cru. É o ideal para ser refinado nos EUA.

Refino do Petróleo: o mesmo que destilação do petróleo. Processo pelo qual o petróleo é separado em suas

partes constituintes.

As frações obtidas do petróleo são as seguintes:

245

Fração Ponto de Fusão (

C) N

de Carbonos Principal Uso

Gases leves de petróleo entre 20

C e 40

C entre 1 e 2 Gás combustível; combustível de refinaria, matéria-

prima petroquímica.

Gás Liquefeito de Petróleo entre 20

C e 40

C entre 3 e 4 Combustível doméstico e industrial; matéria-prima

petroquímica; obtenção de gasolina de avião;

propelente de aerossóis.

Éter de Petróleo entre 20

C e 60

C entre 5 e 6 Solventes e lubrificantes.

Nafta Leve (ligroína) entre 60

C e 100

C entre 6 e 7 Gasolina de avião; matéria-prima petroquímica;

produção de solventes industriais.

Benzina entre 60

C e 90

C entre 7 e 8 Solvente de compostos orgânicos.

Gasolina entre 40

C e 205

C entre 5 e 10 Combustível e solvente.

Querosene entre 175

C e 325

C entre 11 e 15 Motores à jato; iluminação; produção de detergentes.

Óleo Diesel entre 230

C e 300

C entre 16 e 17 Motores diesel

Óleo Combustível entre 275

C e 400

C entre 18 e 25 Combustível doméstico e industrial; matéria-prima

petroquímica.

Óleos Lubrificantes entre 400

C e 520

C entre 26 e 38 Carga para craqueamento; lubrificantes; matéria-

prima petroquímica.

Parafinas sólido não volátil mais de 38 Fabricação de velas, produção de alimentos;

impermeabilizantes, detergentes biodegradáveis.

Vaselina sólido não volátil mais de 38 Lubrificantes, impermeabilizantes, fabricação de

cosméticos e fabricação de pomadas.

Piche sólido não volátil mais de 38 Pavimentação, pinturas de navios.

Asfaltos sólido não volátil mais de 38 Pavimentação; lubrificantes de alta viscosidade.

Coque sólido não volátil mais de 38 Coque para siderurgia.

Obs.:

1) Numa refinaria são produzidos mais de 80 derivados diferentes;

2) Os intervalos de temperaturas e a composição de cada fração variam com o tipo de petróleo.

Fonte: elaboração própria

Caba barril de petróleo tem o seguinte rendimento médio:

Produto Proporção (%)

Óleo Diesel 32,00

Óleo Combustível 19,00

Gasolina 17,00

Solventes 11,00

Gás de Petróleo 8,00

Querosene 6,00

Derivados 3,00

Asfaltos 2,00

Óleos Lubrificantes 1,00

Outros 1,00

Total 100,00

Fonte: elaboração própria

Setor de Hidrocarbonetos: compreende as indústrias do carvão, petróleo, gás natural e xisto. A indústria do

petróleo e gás natural possuem em comum a estrutura vista abaixo.

Upstream: compreende as atividades de exploração (inclusive pesquisa geofísica), desenvolvimento e

prospecção de petróleo bruto e gás natural.

246

2. Fatores de Conversão

Energia, Trabalho e Calor

Nome Símbolo Definição Equivalente

Barril de petróleo equivalente Bep, Boe; Bpe ≈ 5.8 MBTU

59 °F

≈ 6,12 GJ

BTU BTU

≡ 1 lb/g × 1 cal

× 1 °F/°C 9.489 152 380 4 ÷ 9 kJ ≈ 1,054350 kJ

BTU (ISO) BTU

ISO

≡ 1,0545 kJ

BTU BTU

≡ 1 lb/g × 1 cal

× 1 °F/°C = 1,05505585262 kJ

BTU (médio) BTU

mean

≈ 1,05587 kJ

Caloria cal

≡ 4,184 J

Caloria (IT) cal

≡ 4,1868 J

Caloria (média) cal

mean

≈ 4,19002 J

Cavalo-vapor hp·h ≡ 1 hp × 1 h = 2,6845 MJ

Cavalo-vapor hp·h ≡ 1 hp × 1 h = 550 ft lbf s

-1

Cavalo-vapor hp·h ≡ 1 hp × 1 h = 745,70 W

Cavalo-vapor hp·h ≡ 1 hp × 1 h = 0,7457 kW

Cavalo-vapor hp·h ≡ 1 hp × 1 h = 0,7068 Btu s

-1

Celsius CHU

≡ 1 BTU

× 1 °C/°F = 1,899100534716 kJ

de atmosfera c atm ≡ 1 atm × 1 cm³ = 0,101325 J

padrão scc ≡ 1 atm × 1 cm³ = 0,101325 J

Dyna dyna/cm = 10

-7

N m

Dyna dyna/cm = 10

-5

N cm

Erg (cgs unit) erg ≡ 1 g·cm²/s² = 10

−7

Jarda cúbica de atmosfera cu yd atm ≡ 1 atm × 1 yd³ = 77,4685209852288 kJ

Jarda cúbica padrão scy ≡ 1 atm × 1 yd³ = 77,4685209852288 kJ

Joule (SI unit) J ≡ N·m = W·s = V·A·s = 1,000 kg·m²/s²

Kilocaloria kcal; Cal ≡ 1000 cal

= 4,1868 kJ

Kilowatt-hora kW·h ≡ 1 kW × 1 h = 3.600 J

Kilowatt-hora kW·h ≡ 1 kW × 1 h = 3,6 MJ

Litro-atmosfera l atm; sl ≡ 1 atm × 1 L = 101,325 J

Newton por metro Nm = kg m

-2

Newton por metro Nm = 1J

Newton por metro Nm = 10

dyna cm

Newton por metro Nm = 0,7376 ft lbf

Newton por metro Nm = 9,486 (10

-4

) Btu

Newton por metro Nm = 0,23901 cal

Newton por metro Nm = 100 N cm

Newton por metro Nm = 141,61 in ozf

Newton por metro Nm = 8,85 in lbf

Pé cúbico de atmosfera cu ft atm ≡ 1 atm × 1 ft³ = 2,8692044809344 kJ

Pé cúbico de gás natural 1000 BTU

= 1,05505585262 MJ

Pé cúbico padrão scf ≡ 1 atm × 1 ft³ = 2,8692044809344 kJ

Pé-libra força Ft lbf ≡ g × 1 lb × 1 ft = 1,3558179483314004 J

Pé-libra força Ft lbf ≡ g × 1 lb × 1 ft = 1,3558179483314004 N

Pé-libra força Ft lbf ≡ g × 1 lb × 1 ft = 1,2851 (10

-3

) Btu

Pé por libra Ft pdl ≡ 1 lb·ft²/s² = 4,21401100938048×10

−2

Polegada-libra força In lbf ≡ g × 1 lb × 1 in = 0,112984829027616 7 J

Ton de carvão equivalente TCE ≡ 7 Gcal

= 29,3076 GJ

Ton de petróleo equivalente TOE ≡ 10 Gcal

= 41,868 GJ

Watt W ≡ J/s = N·m/s = kg·m

Watt W ≡ J/s = N·m/s = 0,23901 cal s

-1

Watt W ≡ J/s = N·m/s = 3.414 Btu h

-1

Watt W ≡ J/s = N·m/s = 1,341 (10

-3

) hp

Potência

Nome Símbolo Definição Equivalente

Caloria por segundo cal

/s ≡ 1 cal

/s = 4,1868 W

Cavalo-vapor hp ≡ 75 m kgf/s = 735,49875 W

de atmosfera/s atm ccs ≡ 1 atm × 1 cm³/s = 0,101325 W

247

de atmosfera/min atm ccm ≡ 1 atm × 1 cm³/min = 1,68875×10

−3

Boiler horsepower bhp ≈ 34.5 lb/h × 970.3 BTU

/lb ≈ 9,810657×10

BTU (IT) por segundo BTU

/s ≡ 1 BTU

/s = 1,05505585262×10

BTU (IT) por minuto BTU

/min ≡ 1 BTU

/min ≈ 17,584264 W

BTU (IT) por hora BTU

/h ≡ 1 BTU

/h ≈ 0,293071 W

de atmosfera/s atm cfs ≡ 1 atm × 1 cu ft/s = 2,8692044809344×10

de atmosfera/min atm·cfm ≡ 1 atm × 1 cu ft/min = 47,82007468224 W

de atmosfera/h atm cfh ≡ 1 atm × 1 cu ft/h = 0,797001244704 W

Litro-atmosfera/s L·atm/s ≡ 1 atm × 1 L/s = 101,325 W

Litro-atmosfera/min L·atm/min ≡ 1 atm × 1 L/min = 1,68875 W

Lusec lusec ≡ 1 L·µmHg/s

[6]

≈ 1,333×10

−4

Pé-libra força por segundo ft lbf/s ≡ 1 ft lbf/s = 1,3558179483314004 W

Pé-libra força por minuto ft lbf/min ≡ 1 ft lbf/min = 2,259696580552334×10

−2

Pé-libra força por hora ft lbf/h ≡ 1 ft lbf/h ≈ 3,766161×10

−4

Poncelet p ≡ 100 m kgf/s = 980,665 W

Ton de ar condicionado ≡ 1 t × 1005 J/kg× 1 °F/K ÷ 10 min = 844,2 W

Ton de refrigeração IT ≡ 1 BTU

× 1 sh tn/lb ÷ 10 min/s ≈ 3,516853×10

Watt (SI unit) W ≡ J/s = N·m/s = 1 kg·m

Temperaturas

Nome Símbolos Conversão Para Fórmula

Grau Celsius °C Grau Fahrenheit T°F = 1,8T°C + 32

Grau Celsius °C Grau Kelvin T°K = T°C + 273,15

Grau Fahrenheit °F Grau Celsius T°C = (T°F – 32)/1,8

Grau Fahrenheit °F Grau Kelvin T°K = (T°F – 459,67)/1,8

Grau Kelvin °K Grau Celsius T°C = T°K - 273,15

Grau Kelvin °K Grau Fahrenheit T°F = 1,8T°K – 459,67

Pressão

Nome Símbolo Definição Equivalente

Atmosfera (padrão) atm ≡ 101325 Pa

Atmosfera (técnica) atm ≡ 1 kgf/cm² = 98,0665 kPa

Bar bar ≡ 10

Barye (cgs unit) ≡ 1 dyn/cm² = 0,1 Pa

Cm de mercúrio cmHg ≡ 13 595.1 kg/m³× 1 cm × g ≈ 1,33322 kPa

Cm de água (3,95°C) cmH

O ≈ 999.972 kg/m³× 1 cm × g ≈ 98,0638 Pa

Kilograma-força mm² kgf/mm² ≡ 1 kgf/mm² = 9,80665 MPa

Libra por pé-quadrado psf ≡ 1 lbf/ft² ≈ 47,88025 Pa

Libra por polegada quadrada psi ≡ 1 lbf/in² ≈ 6,894757 kPa

Pé de mercúrio (padrão) ftHg ≡ 13 595.1 kg/m³× 1 ft × g ≈ 40,63666 kPa

Pé de água (39,2 °F) ftH

O ≈ 999.972 kg/m³ × 1 ft × g ≈ 2,98898 kPa

Polegada de mercúrio inHg ≡ 13 595.1 kg/m³ × 1 in × g ≈ 3,386389 kPa

Polegada de água (39,2°F) inH

O ≈ 999.972 kg/m³ × 1 in × g ≈ 249,082 Pa

Milímetro de mercúrio mmHg ≡ 13 595.1 kg/m³ × 1 mm × g ≈ 1 torr/≈ 133,3224 Pa

Milímetro de água (3,95°C) mmH

O ≈ 999.972 kg/m³ × 1 mm × g = 9,80638 Pa (= 0.999972 kgf/m²)

Pascal (SI unit) Pa ≡ N/m² = kg/(m·s²)

[5]

Pièze (mts unit) pz ≡ 1000 kg/m·s² = 1 kPa

Torr torr ≡ 101 325/760 Pa ≈ 133,3224 Pa

Volumes

Nome Símbolo Definição Equivalente

1 barril de petróleo Bep 42 galões americanos = 6.289.957,946 BTU

1 barril de petróleo Bep 42 galões americanos = 168,5265326 m

de gás natural

1 barril de petróleo Bep 42 galões americanos = 158,987294928 litros

1 barril de petróleo Bep 42 galões americanos = 5,614577384 ft

1 barril de petróleo Bep 42 galões americanos = 0,1589872949 m³

1 BTU BTU = 0,00002681 m³ de gás natural

1 BTU BTU = 0,00002529245283 litros

1 BTU BTU = 0,0000008931945326 ft

1 BTU BTU = 0,0000001590847423 barris de petróleo

248

1 BTU BTU = 0,00000002529245283 m

de petróleo

1.000.000 BTU MM/BTU = 26,81 m³ de gás natural

1.000.000 BTU MM/BTU = 25,29245283 litros

1.000.000 BTU MM/BTU = 0,8931945326 ft

1.000.000 BTU MM/BTU = 0,1871641509 barris de petróleo

1.000.000 BTU MM/BTU = 0,02529245283 m

de petróleo

1 m³ de gás natural m³ 1m x 1m x 1m = 37299,51511 BTU

1 m³ de gás natural m³ 1m x 1m x 1m = 1.060 litros

1 m³ de gás natural m³ 1m x 1m x 1m = 30,01585739 ft

1 m³ de gás natural m³ 1m x 1m x 1m = 0,005933783747 barris de petróleo

1 m³ de gás natural m³ 1m x 1m x 1m = 0,0009433962264 m

de petróleo

1 m³ de petróleo m³ 1m x 1m x 1m = 39.537.486,01 BTU

1 m³ de petróleo m³ 1m x 1m x 1m = 1.060 m

de gás natural

1 m³ de petróleo m³ 1m x 1m x 1m = 1.000 litros

1 m³ de petróleo m³ 1m x 1m x 1m = 35,31466634 ft

1 m³ de petróleo m³ 1m x 1m x 1m = 6,289810772 barris de petróleo

1 pé cúbico ft

1ft x 1ft x 1ft = 1.119.576,938 BTU

1 pé cúbico ft

1ft x 1ft x 1ft = 0,03331572296 m³ de gás natural

1 pé cúbico ft

1ft x 1ft x 1ft = 28,316846592 litros

1 pé cúbico ft

1ft x 1ft x 1ft = 0,1781078067 barris de petróleo

1 pé cúbico ft

1ft x 1ft x 1ft = 0,02831684659 m³

Viscosidade (absoluta ou dinâmica e cinética)

Nome Símbolo Definição Equivalente

Pascal por segundo Pa s = 1000 cP

Pascal por segundo Pa s = 10 P

Pascal por segundo Pa s = 1 kg m

-1

Pascal por segundo Pa s = 1 N s m

-2

Pascal por segundo Pa s = 0,67197 lbm ft

-1

Poise P = 1 dyne s cm

-2

Poise P = 0,1 Pa s

Poise P = 100 cP

Poise P = 100 mPa s

Viscosidade cinemática m

-1

= 10

-5

cSt

Viscosidade cinemática = 10,7639 ft

-1

Viscosidade cinemática cSt = 0.000001 m

-1

Viscosidade cinemática cSt = 1 mm

-1

Viscosidade cinemática cSt = 5,58001 in

-1

Viscosidade cinemática cSt = 0,00155 in

-1

Viscosidade cinemática (cgs) St = 100 cSt

Viscosidade cinemática (cgs) St = 0,0001 m

-1

Viscosidade absoluta cP = 1 mPa s

Viscosidade absoluta cP = 0,001 Pa s

Viscosidade absoluta cP = 0.01 P

lbm ft

-1

= 1,4882 kg m

-1

= 1488,2 cP

Viscosidade Cinemática (cSt) = viscosidade absoluta (cP) / densidade (g cm

-3

)

Fonte: Elaboração Própria

249

3. Mapas

3.1. Territórios Cedidos pela Bolívia desde a Independência

Fonte: http//:en.wikipedia.org

3.2. Área cedida pela Bolívia após a Guerra do Chaco

Fonte: http//:en.wikipedia.org

250

3.3. Os Planos Ferroviários de 1874 e 1882

251

3.4. Ferrovia Santa Cruz de La Sierra-Santos (1955)

Observe-se abaixo do mapa o perfil do relevo: a esquerda os Andes; a direita o centro

do continente.

Fonte: Guilherme, 1959 (s/pág.)

252

3.5. Zona para Estudos Definido pelas Notas Reversais de Roboré (1958)

253

3.6. Proprietários dos Blocos Petrolíferos na Bolívia de 1996 a 2005

254

3.7. Proprietários da Rede de Gasodutos da Bolívia de 1996 a 2005

Fonte: YPFB

255

3.8. Proprietários da Rede de Oleodutos da Bolívia de 1996 a 2005

Fonte: YPFB

256

3.9. Proprietários da Rede de Polidutos da Bolívia de 1996 a 2005

Fonte: YPFB

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