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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE CIÊNCIAS SOCIAIS APLICADAS
DEPARTAMENTO DE CIÊNCIAS ECONOMICAS
PROGRAMA DE PÓS – GRADUAÇÃO EM ECONOMIA
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Adriano Olivier de Freitas e Silva
ORIENTADOR: Prof(a). Dra. Maria Lussieu da Silva
2009
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Adriano Olivier de Freitas e Silva
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2009.
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Dedico esta dissertação
A meus pais, Hugo José e Maria Ivonilde, a todos os parentes
e amigos, por todo amor e paciência ao longo da jornada
desta vida, tão fundamental para a formação pessoal e
profissional.
ii
AGRADECIMENTOS
Ao concluir este trabalho, agradeço a todos aqueles que me apoiaram, direta ou
indiretamente, durante sua realização. Eu lhes manifesto, aqui, meus agradecimentos mais
sinceros. Entretanto, alguns eu gostaria de fazê-los nominalmente.
A Deus, pela força e fé durante todo o desenvolvimento deste estudo.
Aos meus pais, Hugo José de Freitas e Silva e Maria Ivonilde de Freitas e Silva, por
todos os momentos de apoio e amor, pela confiança e por tudo que me ensinaram por toda a
vida. Aos meus irmãos, Sanderson de Freitas e Silva e Rodrigo de Freitas e Silva; e aos
familiares e amigos representados por: Juliana Gouveia (cunhada), Mellisa Gouveia e Silva
(sobrinha); Jucymary Vieira dos Santos, William Gledson e Silva.
Ao meu amor, Yamara Arruda Silva de Menezes (namorada) pelo carinho, paciência e
suporte.
Agradeço a Universidade Federal do Rio Grande do Norte, por ter me proporcionado,
durante nove anos, com a melhor das formações como profissional e como cidadão, apesar
das dificuldades estruturais.
A Prof. Dra. Maria Lussieu da Silva, por ter aceitado me orientar neste trabalho e pela
forma como o fez.
Agradeço ao Programa de Pós-Graduação em Economia pelo apoio, sem o qual, não
poderia transpor por mais uma etapa acadêmica, a todas as “meninas” do apoio técnico
(Veruska, Renata, Jaina e Laisse); aos professores em especial aos professores: Jorge Luiz
Mariano da Silva, Jaime Campero Vasquez que sempre dentro das limitações foram solícitos.
Aos amigos acadêmicos (Cibelly, Cumadi Jana, Cumadi Rô, Cumpadi Jefferson, Fabio,
Daniel, Elinete, Elizete, Gemely, Grasielly, Luiz Abel, Nely, Yuri...) que desde o período de
Iniciação Científica até agora, foram capazes dialogar, cooperar e confabular na formação de
idéias e trabalhos acadêmicos.
Por fim, agradeço a todos que no advento de um mundo melhor são capazes de parar,
raciocinar e lutar por um dia melhor.
iii
“É um preconceito acreditar que o conhecimento da origem
histórica de uma instituição ou de um tipo nos mostra
imediatamente sua natureza sociológica ou econômica. Tal
conhecimento freqüentemente nos leva à sua compreensão,
mas não produz diretamente uma teoria a seu respeito. Ainda
mais falsa é a convicção de que as formas “primitivas” de um
tipo também são ipso facto as “mais simples” ou as “mais
originais” no sentido de que mostram sua natureza de modo
mais puro e com menos complicações do que as posteriores.
Muito freqüentemente ocorre o contrário, entre outras razões
porque a especialização crescente pode permitir que
sobressaiam nitidamente funções e qualidades que são mais
difíceis de reconhecer em condições mais primitivas, quando
estão misturadas com outras. Assim é em nosso caso”
(SCHUMPETER, 1964).
iv
RESUMO
Este trabalho aborda a Indústria Petrolífera Mundial, Brasileira e Potiguar através de
sete variáveis (Caráter do petróleo; risco; economia de escala; integração; barreiras;
tecnologia e ambiente). O estudo busca apontar os elementos determinantes de
cada ambiente em uma atividade primordial para a dinâmica do setor e da
sociedade, uma vez que estas variáveis são elementos importantes de
acompanhamento da atividade, em particular a tecnologia. O estudo tem por base o
referencial neoschumpeteriano e apóia-se em dados da ANP, MME, MCCE/TSE,
OPEC, IAE, IFP, UNDP. O trabalho conclui que, a partir dos resultados da
caracterização mundial, nacional e local, há certa similitude dos três ambientes no
que se refere ao comportamento destas variáveis com pequenas modificações
suscitadas pelo grau de desenvolvimento e complexidade da atividade.
PALAVRAS-CHAVE: Petróleo; Tecnologia; Competitividade; Inovação; Rio Grande do Norte.
v
ABSTRACT
KEYWORDS:
vi
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 Fluxograma do Processo de Análise de Risco. Madeira, 2005 p. 18.......................39
Figura 2 Preço do Barril de Petróleo WTI, Brent e Brasileiro, 1987-2007 (U$ / barril)...........41
Figura 3 Esquema da Indústria do Petróleo & Gás.................................................................42
Figura 4 Produtos Obtidos a partir do Petróleo .......................................................................45
Figura 5 Consumo de Petróleo Mundial, por região, 1980-2006 (Mil barris/ dia)...................48
Figura 6 Consumo de Petróleo na America Latina, 1980-2006 (Mil barris/dia)......................48
Figura 7 Produção de Petróleo Mundial por Região, 1965-2006 (Mil barris/dia)....................49
Figura 8 Produção de Petróleo na América Latina por região, 1965-2006 (Mil barris/dia). ...50
Figura 9 Reserva Provada de Petróleo Mundial, por região, 1980-2006 (Bilhões de barris).
..................................................................................................................................................51
Figura 10 Reserva Provada de Petróleo na América Latina, 1980-2006 (Bilhões de barris).51
Figura 11 Efeito Cascata devido ao Aumento no Preço do Petróleo......................................60
Figura 12 Marco Histórico na Indústria do Petróleo ................................................................62
Figura 13 Bacias Hidrográficas no Mundo...............................................................................69
Figura 14 Relação R/p no Mundo (1985 - 2006) em Mbpd.....................................................71
Figura 15 Estrutura da Indústria Mundial do Petróleo & Gás..................................................86
Figura 16 Bacias Sedimentares Brasileiras.............................................................................99
Figura 17 Relação R/p do Brasil e da América Latina (1980 - 2006) em Mpbd ...................100
Figura 18 Relação R/p no Brasil e por Estado (1993-2007) .................................................101
Figura 19 Preço Médio do Petróleo Nacional, bbl (1999 – 2007,) ........................................102
Figura 20 Estrutura da Indústria brasileira do petróleo & gás...............................................110
Figura 21 Bacia Potiguar........................................................................................................113
Figura 22 Número de poços classe 07 (produtores) no Brasil e no RN (1975 – 2007)........114
Figura 23 Relação R/p, por área de exploração no RN (1993 – 2007) ................................115
Figura 24 Estrutura da Indústria Potiguar de Petróleo & Gás...............................................121
vii
LISTA DE QUADROS
Quadro 1 Decomposição do Petróleo e do Óleo.....................................................................32
Quadro 2 Risco na Exploração de P&G, segundo Bui et AL (2006).......................................35
Quadro 3 Risco na Exploração, Segundo Sualisk (2001).......................................................36
Quadro 4 Risco na Exploração, Segundo Campos (2007) .....................................................36
Quadro 5 Cronograma e Estrutura de Custo de um Projeto de E&P......................................43
Quadro 6Quadro 6 Definição de Recursos e Reservas Petrolíferas ......................................56
Quadro 7 Número de Países com Reserva de Petróleo e Gás, por tipo e por Extrato País..70
Quadro 8 Porcentagem dos Produtos por Tipo de Óleo .........................................................74
viii
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 Característica dos Hidrocarbonetos .........................................................................33
ix
LISTA DE ABREVIATURAS
ABNT: Associação Brasileira de Normas Técnicas
BR: Petrobrás distribuidora S.A
BRASPETRO: Petrobras Internacional S.A
BRASPETRO: Petrobras Internacional S.A
CEDPEN: Centro de Estudos e Defesa do Petróleo e da Economia Nacional
CENPES: Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello.
DNPM: Departamento Nacional de Produção Mineral
E&P: Exploração & prospecção
F&A: Fusões & Aquisições
GCAR: Grupo de Controle, Automação e Robótica.
IBP: Indústria brasileira de Petróleo
IFP: Institut Français Pétrole
IMP: Indústria mundial do petróleo
INTERBRÁS: Petrobras Comércio Internacional S.A
IPG: Indústria do petróleo e do gás
IPP: Indústria do Petróleo e do gás Potiguar
MME: Ministério de Minas e Energia
OPEC: Organization of the Petroleum Exporting Countries
OPEP: Organização dos Países Exportadores de Petróleo
PDVSA: Petróleos de Venezuela S.A.
Petrobrás: Petróleo Brasileiro S.A
PETROFÉRTIL: Petrobras Fertilizantes S.A.
PETROMISA: Petrobras Mineração S.A
x
PETROQUISA: Petrobras Química S.A
PHR: Programa de formação de recursos humanos da ANP, via universidades
RAIS: Relação Anual de Informações Sociais
RECAP: Refinaria de Capuava
REDUC: Refinaria de Duque de Caxias
REFAP: Refinaria Alberto Pasqualini
REPAR: Refinaria Presidente Getúlio Vargas
REPLAN: Refinaria do Planalto Paulista
REVAP: Refinaria Henrique Lage
RLAM: Refinaria Landulpho Alves
SMGB: Serviço Mineralógico e Geológico do Brasil
UFRN: Universidade Federal do Rio Grande do Norte
xi
Sumário
RESUMO .................................................................................................................................... iv
ABSTRACT ..................................................................................................................................v
LISTA DE FIGURAS..................................................................................................................... vi
LISTA DE QUADROS................................................................................................................. vii
LISTA DE TABELAS ....................................................................................................................viii
LISTA DE ABREVIATURAS.......................................................................................................... ix
1.
INTRODUÇÃO ..................................................................................................................14
2.
CAPÍTULO – CONCORRÊNCIA E INOVAÇÃO: ASPECTOS GERAIS DE UM
PROCESSO. ............................................................................................................................18
2.1.
Aspectos Gerais da Concorrência .....................................................................19
2.2.
O processo de Inovação: Tipos e Fontes ...........................................................24
3.
CAPÍTULO – PETRÓLEO ASPECTOS TÉCNICOS E ESTRUTURAIS .........................29
3.1.
O QUE É PETRÓLEO..............................................................................................29
3.1.1.
Características do Petróleo..............................................................................31
3.1.2.
Risco da Atividade Petrolífera: Breve contextualização..................................34
3.1.3.
A Estrutura do Preço do Petróleo no Brasil.....................................................40
3.2.
Estrutura da Indústria do Petróleo .......................................................................42
4.
CAPÍTULO - A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO: CARACTERIZAÇÃO NO MUNDO, NO
BRASIL E NO RIO GRANDE DO NORTE...............................................................................47
4.1.
CARACTERIZAÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO..........................................52
4.1.1.
Caráter Exaurível do Petróleo – Caráter do Petróleo......................................55
4.1.2.
Elevado Capital de Risco - Risco.....................................................................56
4.1.3.
Economia de Escala e o Longo Tempo de Maturação dos Investimentos –
Economias de Escala........................................................................................................56
4.1.4.
Integração vertical e a Distribuição do Risco entre as Várias Atividades do
Setor (Exploração, Produção, Refino e Distribuição) - Integração;.................................58
xii
4.1.5.
Fortes Barreiras a Entrada - Barreiras;............................................................58
4.1.6.
Elevada Tecnologia Envolvida no Processo de E&P – Tecnologia ................59
4.1.7.
Estrutura Oligopolista e Internacionalizada Formada pelas Próprias
Características do Setor - Ambiente;................................................................................60
4.2.
A INDÚSTRIA MUNDIAL DO PETRÓLEO (IMP)....................................................61
4.2.1.
Caráter do Petróleo no Mundo.........................................................................69
4.2.2.
Riscos no Mundo..............................................................................................76
4.2.3.
Economia de Escala no Mundo .......................................................................78
4.2.4.
Integração no Mundo........................................................................................80
4.2.5.
Barreiras a Entrada no Mundo .........................................................................82
4.2.6.
Ambiente no mundo .........................................................................................85
4.2.7.
Tecnologia no mundo.......................................................................................90
4.3.
INDÚSTRIA BRASILEIRA........................................................................................93
4.3.1.
Caráter do Petróleo no Brasil...........................................................................98
4.3.2.
Riscos no Brasil..............................................................................................103
4.3.3.
Economia de Escala no Brasil .......................................................................105
4.3.4.
Integração no Brasil........................................................................................106
4.3.5.
Barreiras a Entrada no Brasil .........................................................................107
4.3.6.
Ambiente no Brasil .........................................................................................108
4.3.7.
Tecnologia no Brasil.......................................................................................110
4.4.
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO RIO GRANDE DO NORTE..............................111
4.4.1.
Caráter do Petróleo no RN.............................................................................113
4.4.2.
Riscos no RN..................................................................................................115
4.4.3.
Economia de Escala no RN ...........................................................................116
4.4.4.
Integração no RN ...........................................................................................118
4.4.5.
Barreiras a Entrada no RN.............................................................................119
4.4.6.
Ambiente no RN .............................................................................................120
4.4.7.
Tecnologia no RN...........................................................................................122
xiii
5.
CONSIDERAÇÕES FINAIS............................................................................................125
6.
REFERÊNCIAS...............................................................................................................132
ANEXO 01 – IDH (Metodologia e Ranking (2000 / 2005)) ................................................138
ANEXO 02 – Corrupção (Metodologia e Ranking 2008) ...................................................143
ANEXO 03 – Risco País (Metodologia - Economist Intelligence Unit, ranking (2007)......146
ANEXO 04 – Principais Majores, Minors e Estatais ........................................................149
ANEXO 05 – Cestas de Referência para a Precificação do Petróleo por API e % de
Enxofre................................................................................................................................153
ANEXO 06 – Rodadas de Licitação da ANP para Concessão de Áreas de Exploração de
Petróleo e do Gás no Brasil................................................................................................154
ANEXO 07 – Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil........................................................155
ANEXO 08 – Fatores para Formação das Barreiras a Entrada na Indústria do Petróleo e
do Gás.................................................................................................................................156
14
1. INTRODUÇÃO
As transformações pelas quais passam as sociedades estão marcadas
por fatores que são inerentes a cada época e que tem rebatimentos importantes nas
distintas dimensões do cotidiano da população: econômico, social, cultural. Na
sociedade moderna, um dos fatores marcantes, tido como estratégico e
desencadeador do desenvolvimento moderno foi o petróleo, que surge como insumo
importante no início do século XIX nos Estados Unidos, enquanto recurso energético
produtivo e que ao longo do tempo ganha importância por mudar a matriz
energética, dado à superior característica
1
e aplicabilidade frente a outras matrizes
(Campos, 2007).
No século XX, mais precisamente no período pós-segunda guerra, se
consolida como elemento estratégico e energético mundial. Segundo Yergin (1992)
2
,
os preceitos da relação desenvolvimento – poder – estratégia entre países e firmas,
São elementos importantes presentes desta consolidação; e, a partir destas
relações, entre Estados nacionais e grandes firmas, emerge a indústria mundial do
petróleo (IMP).
Segundo Yergin (1992), o petróleo possui como característica a
condição de recurso natural não renovável e, nesse sentido, representa um insumo
estratégico para quem o detém. Ademais, desencadeia esforços importantes para o
controle, uso, desenvolvimento e sustentabilidade de países e empresas.
O petróleo é uma commodity
3
. Enquanto mercadoria, diferencia-se das
demais por dois fatores: geopolítica internacional e alto risco. Em relação à
geopolítica internacional sabe-se que influencia diretamente sobre a composição do
preço, mediante pressão sobre concessão de novas áreas de exploração,
explotação (produção); ou, diretamente sobre produção, impostos, questões de
1
Características: Produção, transporte e uso; avanço técnico, áreas produtivas (espaço global) e em detrimento
dessas características do produto se destaca: estabilidade dos mercados e das empresas (conluio); a capacidade
de extensão do mercado de um nível local a uma escala global.
2
Mais informaçõesem: YERGIN (1992).
3 Segundo Sandroni (1999, pg 113) Commodity designa um tipo particular de mercadoria em estado bruto ou
produto primário de importância comto ercial.
15
territorialidade, leis, sobretudo em países produtores e exportadores de petróleo,
como os membros da OPEP
4
.
Quanto aos altos riscos, estes dizem respeito à atividade que gera
expectativas quanto ao comportamento do preço bem como sob os aspectos
técnicos da produção na qual contém incertezas, em razão da necessidade
permanentes de avanços tecnológicos.
De acordo com Clô e Fanennec (2003, apud CAMPOS, 2007, p. 24) “a
conjunção de fatores políticos e não políticos são responsáveis pela incerteza e instabilidade
inerente à IMP”. Pressupondo que o mesmo transborde para o setor a nível nacional
e local.
No que se refere ao risco associado ao preço, Campos (2007, P. 19)
ao enfatiza a complexidade do setor:
As teorias não apresentam um razoável entendimento da dinâmica da IMP e
da evolução dos preços do petróleo devido às dificuldades de estimar e
quantificar os fatores geopolíticos; às dificuldades empíricas de separar os
fatores de curto e médio prazo, e assim, apresentar o comportamento das
variáveis, bem como a dificuldade de simplificar o sistema petrolífero por
causa da interdependência entre as variáveis.
Aspectos de caráter técnico são destacados por Cardoso (2005),
Thomas (2004) e remetem à produtividade, ao alto custo e risco na lavra do
petróleo
5
. Estes elementos técnicos estão relacionados à idéia de core competency
das firmas e ao ambiente concorrencial onde as mesmas estão inseridas, o que
conduz ao cenário complexo, uma vez que a concorrência que se estabelece no
campo internacional e nacional (Majores, estatais e para-petroleiras), associada com
a discussão acerca da geopolítica promovem um espaço com dinâmica e
interatividade singular.
4
. Organization of the Petroleum Exporting Countries (OPEC) ou Organização dos Países Exportadores de
Petróleo (OPEP) foi criada em 1960 afim de construir uma instituição capaz de estruturar e controlar o mercado
de petróleo; formado pelos países com maior produção (Angola, Argélia, Líbia, Nigéria, Venezuela, Equador,
Indonésia, Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos, Irã, Iraque, Kuwait, Qatar e Gabão).
5 A Renda do setor, de um modo geral é segmentada entre o Upstream (produção) e Downstream (refino e
distribuição). Segundo Campos (2007, p. 23) a renda do upstream seria auferida em função: f(taxa de descoberta
de jazidas; tamanho das reservas; fluxo de produção em função da tecnologia; dos recursos humanos; dos
investimento em E&P; da Infra estrutura; do risco técnico; da taxa de juros; e, dos preço spot).
16
Este trabalho tem por objetivo caracterizar a indústria do petróleo de
1942 a 2007, sobretudo com foco nos avanços tecnológicas da atividade, e o
processo concorrencial/produtivo novo que constitui nesse ambiente.
Pode-se afirmar que após as crises do petróleo ocorridas na década de
1970, um novo cenário emerge para a indústria do petróleo e, tanto os países
quanto as empresas vêem se estimulados a estabelecer parcerias de vários estilos e
em várias esferas (financeira, produtiva, técnica), o que se pressupõe ter dinamizado
e ampliado o grau de inovação da indústria.
O esforço na realização deste trabalho justifica-se pela relevância que
o petróleo exerce no mundo; por ser a principal matriz energética, bem como pela
necessidade de construção e entendimento dos condicionantes de formação e
espraiamento da atividade em nível nacional e local, destacando a formação de
tecnologias para a atividade central e para áreas correlatas.
Neste sentido, os procedimentos metodológicos se constituíram de
uma construção do referencial teórico de cunho neoschumpeteriano bem como da
construção de um panorama do ambiente em nível internacional, nacional e regional,
utiliza-se dados secundários e pesquisa bibliográfica a partir de sete variáveis, a
saber: caráter do petróleo, risco, economia de escala, interação, barreiras,
tecnologia e ambiente.
Para tanto, neste trabalho fazer uma descrição da indústria do petróleo
no âmbito internacional, nacional e local, por meio de uma caracterização histórica; e
da observação do ambiente através de sete variáveis que permitem compreender
certa ligação nos três espaços, com destaque para a interação entre empresas no
setor Upstream, no que se refere à tecnologia, uma vez que a mesma propicia, um
nível de assimetria entre empresas como também em cada ambiente.
O trabalho está estruturado em quatro capítulos além desta introdução.
O segundo capítulo trata do arcabouço teórico que sustenta a discussão em torno
dos aspectos concorrenciais que constitui um ambiente com assimetrias claras, em
razão das tecnologias existentes bem como da importância da interação para a
concepção de um ambiente concorrencial dinâmico.
O terceiro capitulo trata dos aspectos de natureza técnica e
concorrencial que permeia a indústria do petróleo, tendo em vista que as
17
características desta atividade contribuem para o direcionamento/condicionamento
dos aspectos de natureza em que se encontra inseridas.
O quarto capítulo trata da análise de sete variáveis que perpassa a
indústria do petróleo de forma a permitir a compreensão desta atividade nos três
ambientes: mundial, nacional e local.
E, por fim, são apresentadas as considerações finais.
18
2. CAPÍTULO – CONCORRÊNCIA E INOVAÇÃO:
ASPECTOS GERAIS DE UM PROCESSO.
“An invention that is narrowly focused on solving a single problem often
inadvertently creates more problems because nature is higly complex and
interconnected” (HAN, 2009)
6
Os sistemas que constituem o universo se encontram em constante
evolução e as necessidades e utilidades inerentes a qualquer agente também são
mutáveis. Partindo deste princípio, a tecnologia e suas fontes assumem papel
relevante na economia ao propiciar um processo constante de mudança e
renovação. Alguns teóricos expõem tais processos em uma linha de raciocínio em
que as relações se dão de forma cíclica e/ou contínua, influenciado pelas
transformações do ambiente. Neste sentido, autores da corrente evolucionista ou
neoshumpeterianos, como Nelson e Winter (1982) defendem a idéia da existência
de seleção natural como fonte da dinâmica econômica, fazendo uma clara analogia
com a evolução darwiniana.
No meio animal, o processo de seleção natural entra em ação quando
ocorrer competição por espaço, alimento, etc. Os animais, que se adaptarem melhor
a esse ambiente serão “selecionados” diante de certas aptidões que os diferenciam
dos demais (força, destreza). Na economia, a seleção entre as firmas segue a
mesma lógica, ou seja, diferenciação de aptidões entre elas, inclusive diferenciação
produtiva.
Vários autores enveredaram na tentativa de explicar o que move ou
cria no ambiente capitalista tais aptidões, que confere às firmas vantagens
competitivas e assimetrias entre elas. Ricardo (1817), Marx (1867) e Schumpeter
(1964) apontam as aptidões humanas e a ordem técnica como elementos
importantes que contribuem para os ganhos financeiros, considerando o tamanho da
firma, o poder de mercado, o nível de lucratividade.
Schumpeter (1964) explica os diferenciais existentes entre as
empresas pelo fato de considerar a inovação como peça chave para o
6
Javien Fernandes Han, Invent Your World Winner 2009; com o trabalho The VERSATILE System.
19
desenvolvimento econômico, ou seja, a inovação - econômico, produtivo, humano
enquanto diferencial entre empresa fomenta ganhos.
Nesse sentido, a inovação para Furtado (2006), corroborado por idéias
neoschumpeterianas, corresponde a uma função em que o empreendedorismo do
agente firma proporciona melhores lucros e/ou sobrevida da empresa. De modo que
o processo concorrencial gera a seleção do ambiente.
Para Schumpeter (1964), a inovação impulsiona o ciclo da economia.
Logo, torna-se necessário apreender qual a origem e tipos de inovação. Nesse
trabalho assume-se a concepção schumpeteriana, com base nos estudos de Nelson
& Winter (1982), Tigre (2007), Furtado (2006) e Dosi (2006) para subsidiar o
entendimento dos fatores que proporcionam a inovação para a firma.
Ademais, dentro do ambiente de seleção está o diferencial tecnológico,
que é um dos elementos fundamentais para a competitividade das empresas que
estão inseridas neste ambiente.
2.1. Aspectos Gerais da Concorrência
O processo de concorrência conduz a atuação das firmas nos diversos
setores da economia, e deve ser analisado a partir de elementos subjacentes às
firmas como também do ambiente.
O mercado dentro de um contexto concorrência deve ser visto como o
espaço onde são validadas as vantagens competitivas construídas pelas firmas;
considerando as atividades e etapas produtivas das mesmas e a influência que sofre
do ambiente. As relações internas e externas à firma expõem a resposta da empresa
em relação ao ambiente produtivo e competitivo, que se encontra inserida. Nesse
sentido, a concorrência condiciona e é condicionada por movimentos dinâmicos
onde a inovação faz a diferença.
Para Schumpeter (1987), a raiz do desenvolvimento econômico está
na inovação, e esta impulsiona a economia. A inovação seria fruto de uma atividade
“empreendedora” por parte das firmas, ao buscarem lucros supranormais e/ou algo
que os diferenciem dentro do ambiente concorrencial.
20
A interpretação tradicional da concorrência não explicava as
assimetrias existentes entre as firmas, enquanto que a concepção schumpeteriana,
considera os condicionantes da concorrência como elementos básicos para explicar
tais assimetrias.
Os níveis diferenciáveis de lucro e a variação de tamanho de firmas,
segundo Nelson & Winter (1982) explicam esses aspectos a partir da lógica da
concorrência schumpeteriana, que considera a inovação como geradora de
diferenciação, cujos resultados podem levar a obtenção de lucros extraordinários
dos mercados.
Segundo Nelson & Winter (1982), a inovação pode condicionar as
novas conquistas e, por conseqüência, a concentração; no entanto, a força desse
processo depende das características concorrenciais de cada atividade, como a
produtividade, nível de investimento, tipos de inovação, etc.
Logo, a concorrência impõe aos agentes a necessidade de criação de
vantagens competitivas e estas devem ser constantemente renovadas. O processo
concorrencial transcende a esfera de análise apear do comportamento da demanda
e da oferta, uma vez que há uma complexa rede de interações existentes na cadeia
produtiva, da mesma forma que há relações intrínsecas à firma que também
representa fator importante na determinação dos esforços competitivos. A
inovação, no sentido schumpeteriano, representa a força condicionante que estimula
as relações internas e externas à empresa - o que explica as assimetrias de lucro,
market share, tamanho da firma e inserção competitiva nos mercados.
A concorrência, sob a ótica schumpeteriana diferencia-se da visão
tradicional por levar em consideração fatores endógenos e exógenos à firma. Nesse
sentido, a inovação se sobressai como um dos aspectos essenciais para a dinâmica
capitalista. Para Schumpeter (1987), a inovação se dá através de novos produtos,
tecnologias, novos serviços, novos mercados, novas formas de produção, novos
insumos, etc.
Assim, a inovação corresponde qualquer alteração seja no produto, no
processo ou organização da firma, que a conduza a um processo de diferenciação.
Tal processo, gera assimetrias e leva as firmas a um nível diferenciado de lucro e/ou
21
monopólio temporário. Diante das assimetrias, que correspondem aos diferenciais
entre empresas, altera o ambiente competitivo.
Autores da corrente neoschumpeteriana incorporam a discussão o fato
de que as informações e a forma como as mesmas são processadas vai de encontro
a hipótese de perfeita mobilidade de informações e/ou pleno conhecimento. Para
estes, a racionalidade dos agentes é limitada e as informações não estão
disponíveis para todos no mercado.
A racionalidade limitada se fundamenta na idéia de que existam
limitações na interpretação das informações inclusive associadas às incertezas do
futuro, uma vez que, a priori não há como antecipar resultados advindos das
estratégias implementadas pelas firmas.
O processo de concorrência ao criar a diferenciação também amplia a
dinâmica no ambiente concorrencial ao gerar incerteza no sistema. Logo, a
inovação gerada e difundida no mercado tende a estabelecer uma nova modificação
no padrão de concorrência. Quando a assimetria é gerada por novas tecnologias,
emergem as vantagens competitivas e a permanência das assimetrias e do
monopólio temporário vai variar de acordo com os esforços e a capacidade dos
concorrentes em reduzir as diferenças. Dentro deste processo, a firma assume papel
importante na dinâmica concorrencial
Assim, a firma representa a chave indutora do desenvolvimento
econômico ao participar ativamente do processo concorrencial. Tal processo induz à
criação da inovação e, por conseqüência, o ciclo de desenvolvimento
schumpeteriano.
Neste processo, a firma busca a valorização constante do seu capital, a
sobrevivência da atividade e os lucros extraordinários. Para atingir tais objetivos, as
firmas se utilizam de estratégias.
A estratégia empresarial, por sua vez, se baseia na leitura que os
agentes fazem dos sinais do ambiente concorrencial, caracterizado pela incerteza. A
leitura desses sinais está associada à racionalidade limitada, inerente aos agentes.
Outro elemento importante é o papel das instituições, que articulam e
delimitam os parâmetros básicos para a tomada da decisão quanto às estratégias a
serem implementadas.
22
As decisões também estão baseadas na necessidade de manutenção
e geração de ganhos que expressam a cristalização das experiências das firmas e
considera as aptidões (habilidades) e o conhecimento incorporado nas firmas e nas
pessoas.
Por sua vez, as rotinas, fruto das aptidões técnicas e do ambiente
concorrencial, se expressa, por meio das competências.
A chave para a manutenção do “monopólio temporário”, está na
inovação, o que remete a necessidade de compreensão dos caminhos e fontes do
processo inovativo na empresa e seu impacto no processo concorrencial, cuja
dinâmica está relacionada com as características de cada setor.
Dosi (1953) aponta que a inovação é vista como fruto dos movimentos:
demanda (Demand Pull) e tecnologia (Technology push). A demand pull, conforme
aponta Mowery e Rosenberg (1979) pressupõe que o reconhecimento de
necessidades impulsiona a criação de bens desejados - bens adaptados ou
inovativos. Tal pensamento esbarra na explicação, constituição, reconstrução e
delimitação do mercado. Nesse sentido os autores concluem que a demand pull é
incipiente para indução da inovação. A técnica por indução tende a representar uma
demanda potencial, fruto de constante análise dos mercados e de aptidões das
firmas.
Por outro lado, a technology push estaria, vinculada às inovações e as
trajetórias tecnológicas das empresas. Assim, o desenvolvimento de insumos e de
técnicas produtivas, obtidas através de pesquisa & desenvolvimento, do aprendizado
pelo fazer - learning by doing, é um elemento que conduz à inovação7, sobretudo a
tecnológica.
O que se percebe é que o processo de inovação não ocorre a partir de
movimentos separados pela indução da demanda ou pela oferta de tecnologia, por
parte das firmas, mas pela ocorrência simultânea dos mesmos.
O estado da arte, enquanto paradigma técnico científico são os limites
subjetivos ao processo inovativo através dos critérios a serem traçados (heurística
positiva) e evitados (heurística negativa). Assim, as trajetórias são escolhas dentro
7
Até então, a interpretação da inovação estava contida no sentido Schumpeteriano, em que idéias não
necessariamente novas, e/ou ligadas à produção, são organizadas e expostas em um ambiente. A inovação daqui
para frente tende a ser deslocada para a lógica de técnicas produtivas novas.
23
dos paradigmas, associadas à concorrência e aos recursos financeiros, tal como
descrito por Dosi (1953, pg 53) “os critérios econômicos agem cada vez mais
precisamente sob as trajetórias reais seguidas, dentro de um conjunto maior de
trajetórias possíveis”.
As trajetórias emergem do processo de aprendizado acumulado nas
firmas e expressam-se por meio das rotinas. Os caminhos trilhados obedecem a
critérios do paradigma tecnológico, o que permite o seu constante progresso.
Nelson & Winter (1982), considerar o progresso técnico a partir das
trajetórias emergentes do processo de seleção, seja do ambiente da concorrência,
seja de uma tecnologia singular de uma empresa. Ou seja, o progresso técnico é
determinado por uma trajetória que melhor se adêqüe, ou são complementares, às
técnicas e habilidades, consolidadas. O rompimento do paradigma tecnológico
representa assim uma nova ordem de trajetória.
Dosi (1953) chama a atenção para o fato das trajetórias tecnológicas
induzirem à inovação das estruturas produtivas, com rebatimentos nos custos
unitários e possíveis de ganhos de escala e ocorrência de descontinuidades
técnicas.
A mudança técnica para Dosi (1953) está relacionada à oportunidade
tecnológica (comportamento dos players – rotinas), à cumulatividade do progresso
técnico (conhecimentos, rotinas articuladas e sistematizadas em diversas atividades
em uma só área) e à apropriabilidade privada daí decorrente, expresso nos lucros
extraordinários.
Há de se considerar que o padrão tecnológico se estabelece por meio
do poder interno da empresa (trajetórias, custos e retornos, estratégias, etc.); dos
sinais “lidos” do mercado (forças concorrenciais, difusão tecnológica); e, das
incertezas presentes na sua difusão.
Quando o progresso se desenvolve em bases sólidas, este cria para as
firmas vantagens importantes dentro do mercado, ao controlar e direcionar a
mudança técnica e, conseqüentemente, a estrutura de mercado.
De forma geral, em uma atividade em que a tecnologia está
consolidada, o processo de concorrência pode servir de ferramenta para as
24
estratégias concorrenciais da firma, como o uso de marcas, diferenciação dos
produtos, novos insumos, etc.
Quando o processo tecnológico se sobressai no processo de
diferenciação na concorrência, a tendência é a formação dos monopólios
temporários, que a priori não podem ser eliminados, pois depende da reação dos
concorrentes. Logo, o processo de concorrência é o elemento indutor para o avanço
do progresso técnico, fruto de inovações geradas e difundidas por meio dos
paradigmas e trajetórias definidas. Oportunidades e a apropriabilidade técnica da
firma favorece a concentração e formação de grandes empresas ou oligopólios.
2.2. O processo de Inovação: Tipos e Fontes
A tecnologia e o grau de variação técnica dependem do estado da arte
em ciência e tecnologia (C&T), ou seja, pelo paradigma técnico. A inovação dentro
desse limite se diferencia pelas relações técnicas já estabelecidas. Ou seja,
tecnologias já difundidas concretizam a inovação.
Nesse sentido, Freeman apud Tigre (2007) determina três tipos de
inovação: a inovação incremental, que é contínua e não é originada
necessariamente das atividades de P&D, mas também está presente na formação
de rotinas e conhecimento tácito em design, qualidade, layout, ergometria, logística;
a inovação radical, que em geral rompe a trajetória e apresenta um processo de
descontinuidade, que pode ou não se consolidar. Caso aceita, se estabelece novo
paradigma; e, a inovação paradigmática, que corresponde a uma mudança radical
que transcende o sistema interno da empresa e, normalmente, apresenta reduções
de custo e um grande potencial de difusão.
Nesse sentido, a tecnologia corresponde à sistematização do
conhecimento fruto do processo de aprendizagem, que se expressa na inovação. O
aprendizado decorrente das ações dá suporte a leitura e interpretação das
necessidades da firma, possibilitando a articulação de rotinas e competências, e a
formação de soluções adequadas às questões colocadas pelas firmas. Pavitt apud
Baptista (2000), aponta para alguns tipos de aprendizado, que decorre dos
seguintes processos: learning by studing (aprender estudando), que corresponde ao
processo prévio do conhecimento tácito; learning by doing (aprender fazendo),
25
caracterizado pelo conhecimento já repassado mais pouco preciso, aplicado;
learning by failling (aprender por erro), que representa um dos mais custosos e
engloba a engenharia reversa.
Assim, cada tipo de aprendizado reflete nas características das firmas
e na dinâmica do seu processo inovativo, ou seja, a eficiência da empresa e a
eficácia dos elementos intangíveis (RH - rotinas, conhecimentos, etc.) geram as
capacitações dinâmicas da firma.
As capacidades dinâmicas da firma podem estar associadas com o
grau de especialização técnica em determinada atividade e que reflete sua forma de
obtenção tecnológica e/ou inovação. Segundo Baptista (2000), a oportunidade de
novos espaços depende da qualidade dos ativos e dos custos de retorno em áreas
de atuação definidas. A despeito da existência destas capacitações, a inovação da
firma está limitada pelos custos econômicos e incertezas, que pode levar a firma a
se questionar entre “make or buy”8.
Os custos de aquisição, implantação, retorno e difusão da inovação
refletem na decisão devido à incerteza inerente do processo de mudança. frente ao
retorno ou até mesmo a limites sob a elasticidade preço do produto. Por esse
motivo, os custos de difusão tendem a ser importantes.
A inovação deriva de fontes internas e externas. As fontes internas
apresentam características de melhorias incrementais sobre o produto e o processo
devido a melhorias na capacidade dos recursos humanos; e, as fontes externas
estão associadas à aquisição de produtos/processos e informação codificada.
A fonte de inovação, dependendo da estratégia, pode alocar-se em três
áreas: a básica, que está relacionada aos avanços científicos de caráter de longo
prazo com alto risco e, em geral, conta com o apoio do governo; a pesquisa
aplicada, que tem como função desenvolver soluções de problemas específicos e
funcionais de empresas ou segmentos; as pesquisas de desenvolvimento
experimental, que se ligam à geração de produtos e processos finais.
8
Entre fazer e comprar não existe consenso de qual é a melhor prática. A melhor técnica de obtenção varia de
acordo com a estratégia, necessidade e limites específicos de cada empresa.
26
Na determinação entre “make or buy” se observa a exeqüibilidade do
projeto, dadas às competências nucleares da firma. A decisão deve levar em conta o
custo de difusão e a rentabilidade.
Um elemento importante deste processo inovativo é a existência do
caráter path dependence, que juntamente com as instituições (mercado, firma,
Estado) condicionam o seu desenvolvimento. No entanto, o limite real é o
paradigma técnico, em razão do estágio da ciência e da tecnologia pura. Dosi
(1953, p 156-160) completa:
“o curso de ação que será de fato seguido depende do estar entre
outros aspectos, da natureza e do estágio de desenvolvimento das trajetórias tecnológicas”
. Ou seja,
o processo inovativo depende do conjunto de ações que compõe a difusão e a
resposta individual da firma frente às mudanças – condições de oportunidade,
feedbacks entre o regime tecnológico criado pela firma, pelo mercado consumidor e
pela concorrência.
Uma alternativa ao “make or buy” seriam as parcerias, cooperação,
joint ventures. Estes arranjos têm-se tornado mais freqüentes. O problema dos
mesmos é o risco de dependência técnica desses ambientes, pois ao compartilhar a
inovação, se adquirem vantagens importantes para enfrentar o processo
competitivo. Dentre estes arranjos, destaca-se a cooperação.
O sistema cooperativo de obtenção de tecnologia representa
alternativas às falhas recorrentes ao sistema de “comprar” e “fazer” ao minimizar
custos e incertezas e ao mesmo tempo gerar nas empresas rotinas e competências.
Nesse sentido, a cooperação entre empresas, institutos de pesquisa e universidades
têm sido apontadas como uma das maneiras de se modernizar os parques
industriais, sobretudo aqueles que apresentam baixo nível de desenvolvimento
tecnológico
A cooperação de acordo com Perussi (2001, p. 90) existe de várias
formas tais como:
• Assistência, Consultoria;
• Prestação de serviços especializados;
• Programas de formação de RH;
• Oferta de informação especifica e especializada;
• Bolsas para estudantes;
• Organização / patrocínio de eventos;
27
• Programas de estágio e de Trainee;
• Incubadora de empresas;
• Formação de grupos para exploração, desenvolvimento e Inovação.
Outra vantagem da cooperação é a existência da tríplice aliança, que
envolve universidades, Empresas e Estado. Neste triângulo florescem três tipos de
relações: as intra–relações, em que todos participam; as inter–relações, expressas
por uma relação direta entre cada elemento da cooperação, como por exemplo:
universidade–Estado ou universidade–empresa; e, as extras–relações, onde cada
relação se auto-promove.
Neste sentido, a cooperação Universidade–empresa, centrada no
desenvolvimento das competências humanas, supõe a presença de pessoas
(pesquisando) nas universidades, que colaboram na condução de negócios ou
planos estratégicos, garantindo muitas vezes um custo inferior ao do
desenvolvimento da pesquisa (individual), em razão do conhecimento dos
pesquisadores (formação), da infra-estrutura dos laboratórios, etc. Ou seja, além de
criar um ambiente inovativo interno à empresa, integra-se um ambiente
concorrencial mais dinâmico.
Embora, a existência da cooperação seja também explicitada pela
necessidade de estrutura básica para o desenvolvimento tecnológico, há
determinados fatores que geram debates em torno desta cooperação, entre eles:
Retirada paulatina do Estado no que tange ao financiamento da
pesquisa;
Tendência de aproximação das universidades com as empresas,
devido às conseqüências sociais, políticas, culturais e institucionais;
Mudança nas Universidades está vinculada aos problemas internos à
empresa. Desafios gerenciais; E divisão igualitária de pay offs entre os agentes
cooperativos.
O fato é que a participação da cooperação para formação de inovações
tecnológicas está em ampla expansão, fruto do estabelecimento de estruturas
cooperativas entre empresas e instituições, garantindo a competitividade de ambos.
Trata-se, portanto, de um arranjo institucional em evolução.
28
Do exposto, pode-se afirmar que, o processo inovativo contribui para a
formação de competências dinâmicas internas à firma e, por conseqüência, para a
geração de assimetrias entre as firmas; e, as fontes de tecnologia, emergem de
fatores internos e externos ou via cooperação.
Tal processo depende do conhecimento codificado e tácito construído
bem como dos “limites” dado pelo paradigma tecnológico existente, que suscita a
definição de caminhos para a obtenção da técnica e, por conseqüência, da
inovação, e que são expressas nas trajetórias tecnológicas definidas na firma, em
razão do processo de concorrência na qual se encontra inserida.
Uma das formas possíveis de criação de processos inovativos é por
meio de arranjos institucionais, via cooperação entre empresas e universidades
como forma de obtenção de diluição de seus riscos e construção de vantagens.
Assim, torna-se relevante a definição de um sistema de inovação
nacional, capaz de responde por um aporte técnico, financeiro e institucional, que
sustente e alimente as fontes de inovação, além de atender as demandas de P&D e
C&T em nível nacional.
29
3. CAPÍTULO – PETRÓLEO ASPECTOS TÉCNICOS E
ESTRUTURAIS
Este capítulo tem por objetivo discorrer sobre a atividade petrolífera,
com foco nos aspectos técnicos e concorrenciais que demarcam a referida atividade.
Para tanto, a construção do capítulo perpassa por elementos que caracterizam o
petróleo, enquanto definição e classificação, bem como os aspectos que se
relacionam ao risco e do preço inerentes à atividade. Considera ainda uma
apresentação da cadeia produtiva e interações dos seus segmentos, como o intuito
de construir um quadro de referências para a apreensão do segmento upstream.
É importante destacar que em atividades como a petrolífera há uma
relação entre a concorrência e os seus aspectos técnicos em razão do alto grau de
dependência da sociedade perante esta atividade produtiva, o que a torna uma
commoditiy particularmente especial dada a sua própria natureza e aplicações de
uso para a humanidade.
3.1. O QUE É PETRÓLEO
O petróleo é um recurso natural não renovável no qual se obtém
diversos insumos para as mais variadas atividades e níveis de consumo. Trata-se
de uma commodity, que se diferencia de outras commodities em razão de sua
importância para diversas atividades produtivas no sistema com um todo.
A origem dessa substância é controversa, e existem duas teorias que
explicam a formação do petróleo: a teoria ocidental de petróleo, de origem orgânica,
mais aceita; e, o petróleo de origem abiogênica.
A teoria abiótica tem fundamentação em três vertentes: primeiro de
origem química com Berthelot (1860 e 1901)
9
e Mendeleiev (1877)
10
,
que apontam na
direção das reações químicas que são capazes de produzir hidrocarbonetos
11
;
9
Berthelot, Berthelot. Chimie organique fondée sur la synthèse (1860) e Les Carbures d'hydrogène (1901).
10
Mendeleev, D., 1877. L'Origine du pétrole. Revue Scientifique, 2e Ser., VIII, p. 409-416.
11 Os Hidrocarbonetos são um conjunto de compostos que apresentam comportamento químicos semelhantes.
Essa semelhança no comportamento químico é reconhecida na fórmula pela presença de grupo funcional em
comum. São todos os compostos formados unicamente por carbono e hidrogênio. Costuma-se subdividir a
30
segundo, na visão geológica, com Kudryavtsev (1951)
12
,
, cuja teoria defende a idéia
dessa origem nas formações de arenito, cujo volume de hidrocarbonetos presente
nas mesmas demonstrariam a incompatibilidade com a teoria orgânica; e, por fim, a
teoria de Gold (1992) na qual afirma que a origem das substâncias presentes no
petróleo estaria ligada a formação do planeta, a partir da reação química do gás
metano com outros gases, o que implicaria que a origem biológica seria falsamente
válida diante da contaminação de hidrocarbonetos puros com bactérias.
Portanto, as teorias abiológicas de Gold (1992) inferem que as porções
de petróleo encontradas são pequenas quantidades de hidrocarbonetos, que afloram
em regiões de falha geológica, ou seja, o petróleo decorreria de um “vazamento” de
regiões mais profundas da terra para ambientes de menor pressão. Assim, por
hipótese, os defensores dessa linha expressam que os hidrocarbonetos, se não são
finitos, possuem uma porção maior do que se imagina.
Em contraposição às idéias abiogênicas, o petróleo biogênico tem
origem com o processo químico-biológico de decomposição de elementos
compostos por moléculas de carbono (animais e plantas) junto às rochas
sedimentares
13
, que sofre intempéries do ambiente (temperatura, pressão),
completam a transformação físico-química dos restos orgânicos transformando-os
em hidrocarbonetos
14
.
O processo químico ocorre a partir das bacias sedimentares, por
aproximadamente 450 mil anos; locais caracterizados como antigas fozes de rios e
lagoas, responsáveis pelo transporte e acúmulo de resíduos orgânicos. Nesse
função hidrocarboneto em outros conjuntos, dos quais os principais são: alcanos, alcenos, alcinos, ciclanos,
ciclenos e aromáticos.
12
Kudryavtsev, Nikolai Alexandrovitch. Against the organic hypotesis of oil origin. Oil Economy Jour, 1951.
13
As rochas sedimentares são oriundas do acumulo de materiais de outras rochas que lhes precederam. Elas se
formam, então, devido à destruição natural de todas as rochas na camada mais superficial da litosfera, o material
assim originado pode ser transportado e depositado, seguindo-se a sua transformação em rocha através da
consolidação dos sedimentos.
Assim, a formação de uma rocha sedimentar decorre de uma sucessão de eventos, que constituem o chamado
ciclo sedimentar. As etapas básicas são: Decomposição das rochas preexistentes (intemperismo); remoção e
transporte dos produtos do intemperismo; deposição dos sedimentos; e, consolidação (endurecimento) dos
sedimentos. Ao final do ciclo sedimentar, tem-se a formação das rochas sedimentares. Em função das
características do ciclo, há basicamente dois grandes grupos de sedimentos: os detríticos (fragmentos) e os
químicos (solutos), que originam dois grupos de rochas sedimentares: clásticas e químicas e orgânicas.
14 Os Hidrocarbonetos são um conjunto de compostos que apresentam comportamento químico semelhante.
Essa semelhança no comportamento químico é reconhecida na formula pela presença de grupo funcional em
comum. São todos os compostos formados unicamente por carbono e hidrogênio. Costuma-se subdividir a
função hidrocarboneto em outros conjuntos, dos quais os principais são: alcanos, alcenos, alcinos, ciclanos,
ciclenos e aromáticos.
31
ambiente encontram-se as rochas geradoras, nas quais ocorrem o processo
químico/biológico de formação do petróleo.
As interpretações acerca das teorias de origem convergem no que se
referem às explicações quanto à função das bacias sedimentares. Nesse ambiente,
as rochas porosas funcionam com depósito, e as rochas selantes que funcionam
como armadilhas. Destaca-se ainda que as bacias são encontradas e/ou conectadas
às falhas geológicas, as quais, na teoria abiológica supririam os depósitos de
petróleo.
A despeito das divergências quanto à origem e, a partir destas, a
indicação quanto a disposição e quantidade a ser descoberta; o que se percebe é
que a produção incorre em custos mais elevados. Nesse sentido, é fundamental o
aprimoramento da ciência e de técnicas produtivas relativa à exploração desta
matriz energética.
3.1.1. Características do Petróleo
A partir da complexidade da formação e do ambiente no qual são
“maturadas” as diferentes misturas do petróleo e gás, emergem características,
padrões e utilidades diferenciadas. Este fato representa um elemento de
diferenciação importante para a atividade, visto que o valor comercial do petróleo
tem relação com tais características, que classificam os tipos de petróleo existentes
na fase de produção e comercialização.
Nesse sentido, existem distintas formas de ranking dos
hidrocarbonetos, que são formados por moléculas de carbono e hidrogênio, que são
elementos essenciais na formação do petróleo. Segundo Rosa(2006), as cadeias de
hidrocarbonetos estão dispostas em três categorias:
a. Saturados – Alcanos ou parafinas são diferenciáveis por terem em
sua composição maior número de moléculas de hidrogênio;
b. Insaturados – Oleofinas, composto por maior número de ligações
químicas com moléculas de carbono;
c. E, os aromáticos – arenos, os quais apresentam uma cadeia de
benzeno.
32
No entanto, todos os petróleos possuem os mesmos compostos em
diferentes frações, Estas variam de acordo com a origem e, para fins de
classificação são estratificados em faixas de proporção de moléculas. Nesse
sentido, existem várias formas de classificação, sendo a mais utilizada a do
American Petroleum Institute (API
15
). Algumas formas de organização de petróleo
segundo a quantidade de compostos podem ser observadas no quadro 1.
Petróleo típico Óleo típico
Composto % Molécula %
Parafinas normais 14 Hidrogênio 11 - 14
Parafina ramificada
16 Carbono 83 - 87
Parafina cíclica 30 Enxofre 0,06 - 8
Aromática 30 Nitrogênio 0,11 - 1,7
Resina e asfalteno 10 Oxigênio 0,1 - 2
Metais Até 0,3
Fonte: API, in THOMAS (2004, pg. 11)
Quadro 1 Decomposição do Petróleo e do Óleo
A composição de cada elemento é importante para o setor por dois
motivos: caracterização da área, em razão do mapeamento geológico; e, refino na
determinação, dados os elementos destilados a partir dos compostos. Nesse
sentido, a classificação mais usual é a que segue:
• Classe parafínica: Óleos leves e fluídos, de baixa viscosidade,
densidade de 0,85 apis; 75% ou mais de parafina; presente no
nordeste brasileiro;
• Classe parafínico - naftênica: Óleos com densidade e viscosidade
superior a classe parafínica; 50-70% de parafina e >20% de
naftênicos. Presente na Bacia de Campos.
• Classe Naftênica – Alteração química das classes parafínica e
parafínico, baixo teor de enxofre. > 70% de naftênicos. Presentes
no Mar do Norte e na Rússia;
• Classe aromática intermediária: Densidade elevada maior que 0,85
api’s; contém de 10% a 30% de asfaltenos e resinas, >50% de
15
Em parceria com o National Bureau of Standards, o API foi criado para medir a densidade dos líquidos e
assim estabelecer uma padronização do petróleo, denominada “Grau de API”, cuja classificação apresenta uma
relação inversa entre o grau é o melhor tipo de óleo, ou seja, quanto maior o API, mais leve e maior porção de
derivados “nobres” é possível produzir com este óleo.
33
hidrocarbonetos e aromáticos, teor de enxofre de 1% ; densidade
maior que 0,85 apis. Presentes nas bacias do Oriente Médio,
Venezuela, EUA e Mediterrâneo;
• Classe aromática naftênica: Derivados dos óleos parafínicos e
parafínicos naftêncios, contém mais de 25% de resina e asfalteno,
enxofre entre 0,4 e 1%, e quantidade > 35% de naftênicos,
encontrados na África ocidental;
• Classe aromática – asfaltenica: Óleo pesado, com quantidade >
35% de asfalteno e resina, com grau de enxofre entre 1e 4%,
comum no Canadá, Venezuela e sul da França.
No Brasil, a classificação mais usual se utiliza da densidade (API) em
escala quanto ao teor de enxofre:
• Petróleos Leves: Acima de 30 Api’s (<0,72g / cm3);
• Petróleos Médios: Entre 21 e 30 Api’s;
• Petróleos pesados: abaixo de 21 Api’s (0,92g / cm3);
• Petróleos “Doces” Sweet : Enxofre <0,5% de sua massa;
• Petróleos “Acidos” Sour: Enxofre >0,5% de sua massa.
O petróleo produzido no Brasil corresponde a óleos muito densos,
próximos de 19 Api’s e ácidos
16
. De um modo geral, o petróleo produz derivados
com as seguintes características:
Tabela 1 Característica dos Hidrocarbonetos
Parafina normal
Parafina ramificada Olefina Naftênico Aromático
Densidade Baixa Baixa Baixa Média Alta
Gasolina Ruim Boa Boa Média Muito boa
Diesel Bom Médio Médio Médio Ruim
Lubrificante Ótimo Bom Médio Médio Ruim
Resistente á oxidação Boa Boa Má Boa Má
Fonte: Thomas, 2004, pg. 08
16
A tecnologia adotada nas refinarias brasileiras é voltada para processamento de óleos leves; e, em
razão da densidade do óleo produzido no país, estas se utilizam do expediente “blending”, que é a
mistura de petróleos leves com os pesados.
34
Tal classificação também é importante no processo de precificação dos
derivados e a conseqüente cotação do petróleo via percentual de craqueamento
17
,
tal qual o procedimento utilizado pela ANP.
3.1.2. Risco da Atividade Petrolífera: Breve contextualização
Além do tipo de petróleo e o valor de mercado serem elementos
importantes na produção do petróleo, estes não são os únicos determinantes,
devendo-se levar em conta também o fator de risco na atividade petrolífera.
Na atividade de Upstream do petróleo, que envolve atividades de
explotação, produção e transporte, indubitavelmente existem algumas incertezas as
quais influenciam diretamente na manutenção da atividade. Tais incertezas podem
estar relacionadas a riscos como a estratégia e o investimento da atividade ligada à
produção, bem como ao processo concorrência a qual a mesma está inserido.
Dentre os riscos na atividade, pode-se citar como exemplos: o risco
político, o risco de mercado e o risco técnico. Existem estudos que discutem estas
questões, conforme segue.
Para Biu et al (2006), os riscos na exploração de petróleo e gás estão
ligados a três aspectos: natural (geológico); o desenvolvimento (sociedade,
economia e geografia); e, o técnico econômico. Estes aspectos podem ser
observados no quadro 2.
17
Percentual de craqueamento é a porção referente aos derivados de determinada qualidade
retirados no processo de químico. Ou seja, se uma determinada qualidade de petróleo pode produzir
40% de derivados leves, 30% de produtos médios e 30% de derivados pesados, então seu valor de
mercado será definido em cima do valor dos fracionados produzidos.
35
Geológico
a.1. Tipo do óleo; a.5. Produtividade;
a.2. Reserva; a.6. Fluxo de produção;
a.3. Escala de produção; a.7. E, taxa de recuperação.
a.4. Armazenamento;
Desenvolvimento:
b.1. Fatores econômicos / geográficos: b.3. Geografia natural:
b.1.1. Configuração industrial; b.3.1. Localização;
b.1.2. Recurso de alocação; b.3.2. Terreno;
b.1.3. Interatividade entre agentes; b.3.3. Clima;
b.1.4. Infra estrutura. b.3.4. Hidrografia;
b.2. Sociais: b.3.5. Estudo geológico – nível.
b.2.1. IDH; b.4. Desenvolvimento internacional:
b.2.2. Mobilidade social; b.4.1. Condições de mercado;
b.2.3. Velocidade de desenvolvimento; b.4.2. Investimento;
b.2.4. Benefícios a comunidade. b.4.3. Absorção de capital;
b.4.4. Avanço técnico.
Desenvolvimento Técnico econômico:
c.1. Investimento de capital;taxas/impostos; c.2. Liquidez do investimento.
FONTE: Elaboração própria a partir de Bui et al (2006)
Quadro 2 Risco na Exploração de P&G, segundo Bui et AL (2006)
Em razão do número de variáveis presentes no quadro de risco feito
por, Biu et al (2006), a comparabilidade dos mesmos entre países torna-se um
exercício bastante complexo.
Para Carpio & Marguero (2005), os riscos associados à atividade
petrolífera envolvem um número menor de variáveis, se comparado a Liu ET AL
(2006), embora não menos complexos. São eles:
36
Risco operacional
a.1. Risco financeiro.
a.1.1. Valor esperado.
Risco político
b.1. Indicadores políticos, econômicos, sociais e comerciais;
b.2. Classificação quanto à corrupção;
b.3. Classificação de risco de crédito.
Risco tecnológico:
c.1. Volume de produção associado à profundidade da perfuração
Fonte: Elaboração própria a partir de Suslisck (2001)
Quadro 3 Risco na Exploração, Segundo Sualisk (2001)
No trabalho de Carpio & Marguero (2005), o número menor de
variáveis pode por sua vez restringir a análise dos tipos de risco ligados à tecnologia
de prospecção, uma vez que considera apenas o volume de produção associado à
perfuração, bem como o da analise financeira, por levar em conta o valor esperado.
Por fim, Campos (2007) aborda a questão dos riscos a partir de quatro
aspectos, conforma mostra o quadro 4:
Riscos normais:
a.1. Custo;
a.2. Mercado;
a.3. Preço.
Risco geológico:
b.1. Rentabilidade das descobertas.
Risco político:
c.1. Mudanças regulatórios.
Risco técnico:
d.1. Erros de interpretação.
Fonte: Elaboração própria a partir de Campos (2007)
Quadro 4 Risco na Exploração, Segundo Campos (2007)
Destaca-se que os fatores de risco referentes ao financeiro devem ser
sempre levados em conta em razão da questão dos investimentos envolvidos na
etapa upstream.
37
Nesse sentido, a partir do exposto, pode-se destacar dois tipos de
riscos que, pela própria natureza da atividade, são de suma importância. São estes
o risco inerente a própria competição e o risco técnico/geológico.
3.1.2.1. Risco de Competição
Os riscos da competição estão ligados aos aspectos inerentes a
qualquer atividade que está inserida em um mercado. São exemplos: riscos de
sazonalidade dos mercados; preço; taxa de juros; câmbio; produtividade; grau de
integração da cadeia produtiva; market share e localização.
Logo, a delimitação dos riscos financeiros se utiliza de elementos
macroeconômicos como taxa de câmbio, taxa de juros; preço nacional e
internacional; bem como de elementos da própria análise de mercado como:
demanda, custo produtivo, numero de players atuantes e oferta de novos
combustíveis.
3.1.2.2. Risco Técnico / Geológico
A fase de exploração apresenta-se como uma etapa importante da
atividade petrolífera. A despeito do avanço das tecnologias atuais, não há precisão
na determinação dos elementos inerentes à produção, tais como: tipo de
petróleo/gás, tamanho da jazida, vazão/produtividade, etc; o que eleva os riscos da
atividade.
Segundo Cronquist (2001, apud Ferreira, 2005, p. 24), não existe
modelo de estimação ou modelagem de poço, que propicie uma estimativa confiável
pré-perfuração; assim, as ferramentas de estimação ganham forma somente após o
início da produção. Os riscos associados à atividade nesta etapa, segundo o autor,
seriam:
• Grau de complexidade geológica;
• Magnitude do processo técnico;
• Quantidade e qualidade dos dados;
• Ambiente de operação – custo e preços;
• Habilidade e experiência de quem faz as estimações.
38
As etapas para exploração compreendem quatro fases: a primeira fase
a geológica, com a identificação das bacias sedimentares; segunda fase, que
compreende a sísmica na identificação das formações geológicas; e, terceira etapa
que representa a análise do campo (área ou zona de produção) através da
perfuração/testes para fundamentação e identificação das reservas (volume de
petróleo e/ou gás); e, por fim, os estudos de viabilidade técnica e econômica
(EVTE).
Segundo Pinto Junior (2007) após o EVTE, e com a produção posta em
prática, através das várias técnicas de explotação, é que se tem conhecimento das
reais restrições, que podem advir deste processo. O autor também aponta para taxa
máxima de recuperação de 40% (volume total de petróleo que pode ser extraído de
um poço).
A título de ilustração, a figura 2.1 apresenta o processo de análise de
risco que envolve a atividade petrolífera na sua fase exploratória.
39
Fonte: Madeira (2005, p. 18)
Figura 1 Fluxograma do Processo de Análise de Risco. Madeira, 2005 p. 18
Segundo Campos (2007, p. 19), após os riscos pré-operacionais, existe
a necessidade de “manutenção” da produção/gerenciamento. Nesse sentido, o autor
descreve ainda os custos do upstream como sendo um custo incidente sobre
produção (custo econômico) e reprodução das reservas, tais custos estariam ligados
a manutenção da produção e espaço de mercado. Conforme segue:
(1)
(2)
(3)
(4)
40
(5)
(6)
CEco = Custo econômico; CR = custo de reprodução das reservas; Cp = custo de produção atual por
barril; Cd = custo de desenvolvimento por barril adicionado a capacidade; Ce = custo de exploração
por barril descoberto; γt = fator tempo; CI = custo de investimento; Cf = custo fixo dos equipamentos;
e, Co = custo de operação.
Assim, pode-se afirmar que os riscos incidentes sob a exploração da
atividade estão ligadas tanto à qualidade do meio físico, como também as próprias
core competency das firmas, no que se refere à tecnologia e inserção no mercado.
3.1.3. A Estrutura do Preço do Petróleo no Brasil
3.1.3.1. Preço do Petróleo no Brasil
No Brasil, a definição de preço do petróleo segue a referência
estabelecidas pela Lei 9.478/97. O Preço mínimo de referência do petróleo; (Pm) =
[Taxa de câmbio (tc) x valor utilizado para conversão de barris para metros cúbicos
(k) x (Preço do petróleo do padrão Brent (PBrent – (Diferença em dólares entre o
Barril de petróleo internacional e o nacional (D))]. Então:
Pm = [tc . k .(PBrent + D] (7)
D= Valor do barril nacional dólares – valor do barril Brent cotado em
dólares;
D = Vbnacional – Vbbrent; (8)
O valor do barril nacional é dado pela fração de destilado (leve, médio
e pesado) multiplicado pelo valor de mercado dos destilados na Platt´s Crude Oil
Marketwire, assim se têm que:
Vbnacional = [(fração dos destilados leves nacional x Preço dos
destilados leves) + (fração dos destilados médios nacional x Preço dos destilados
médios) + (fração dos destilados pesados nacional x Preço dos destilados
pesados)]. Idem para VbBrent = [(flevesb . Pdlb) + (fmédiob . Pdmb) + (fpesadobrent
. Pdpb)] (3).
Portanto, o preço mínimo de referência do petróleo é dado pela
fórmula:
41
Pm = [tc . k .(Qp . { tc . k . [PBrent – [Pdl(fnacional leve – fbrent leve) +
Pdm(fnacionalmédio - fbrentemédio) + Pdp(fnacional pesado – fbrente pesado)]) (9)
Como ilustração, aponta-se que o preço do gás natural segue a mesma
lógica, à exceção do fato de que o preço do gás é estabelecido pelo poder calorífico.
É importante lembrar ainda que tanto o preço referência do petróleo quanto do gás,
foi criado para balizar o pagamento dos royalties; todavia, serve proporcionalmente
para configurar o preço do petróleo nacional, visto que está baseado não só nos
custos de produção, como também no valor dos derivados, comparados com o
Brent.
Uma ilustração dessa afirmativa está na figura 2.2 abaixo, no qual se
visualiza a diferença de preços do barril entre o padrão dos mercados WTI
18
, Brent
19
e da média do petróleo brasileiro.
FONTE: Elaboração própria a partir de: Energy Information Administration e ANP
Figura 2 Preço do Barril de Petróleo WTI, Brent e Brasileiro, 1987-2007 (U$ /
barril).
A despeito da qualidade, nota-se que os preços do WTI e Brent
seguem uma linha de tendência similar, o que pode-se supor é que a diferença de a
US$ 1 a 2 dólares, esteja associada provavelmente aos custos de produção e/ou
produto derivado.
18
West Texas intermediate (WTI) é o óleo estabelecido como padrão de precificação do mercado spot
americano, com custo de transporte para o estado do Texas.
19
Brent é um petróleo blinding, referido como padrão internacional aceito com elemento de balizamento nos
mercado europeu, asiático e brasileiro. Preço cotado no mercado de Platt’s Crude Oil Marktwire, dado o custo
de transporte no Reino Unido.
42
Segundo Moreira (2001) a lógica da parcela de preço especifica (PPE)
que é um instrumento utilizado em vários países e a fim de amenizar flutuação nos
preços dos derivados, além de subsidiar frete, etc. Mecanismo, montado sob a base
fiscal, com redução de taxa de importação, Imposto sobre Produto Industrializado
(IPI), e sobre o Imposto sob Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços
(ICMS), etc.
3.2. Estrutura da Indústria do Petróleo
A indústria do petróleo sempre foi segmentada e complexa no que se
refere ao número e ligações entre empresas, provavelmente em decorrência dos
níveis de tecnologia e dos custos da atividade.
Em razão da especialização produtiva e atuação das firmas
especializadas, a cadeia do petróleo pode ser compreendida a partir de duas
grandes segmentações: a etapa Upstream e a etapa downstream. Segundo Martinez
(1999), Borsani (2001) e Campos (2007), tais etapas incluem as seguintes
atividades: exploração, produção, transporte, refino e distribuição.
Assim, a cadeia do petróleo abrange o processo da pesquisa por óleo
até a distribuição dos produtos finais. Dessa forma a estrutura da indústria está
ilustrada como segue:
Figura 3 Esquema da Indústria do Petróleo & Gás
43
Nas duas divisões do setor petrolífero (upstream e downstream) há
diversas atividades sendo desenvolvidas.
Segundo Thomas et al (2004), as atividades upstream são realizadas
em oito etapas
20
, envolvendo em todas elas, várias técnicas. Para fins técnicos,
compreende-se o upstream ou E&P do petróleo e do gás em três etapas: a
exploração, desenvolvimento e a produção, todos seguidos de avaliações. Como
pode ser observado no quadro 05, abaixo:
Atividade Anos Custos (%)
A – Exploração
01 ao 07
A.1 - Geologia e geofísica
01 ao 04
A.2 - Poços de exploração
03 ao 07
10 ao 20
B - Desenvolvimento
05 ao 14
B.1 - Instalação de desenvolvimento
05 ao 09
B.2 - Instalação de transporte
06 ao 09
B.3 - Perfuração de poços de desenvolvimento
06 ao 14
40 ao 60
C – Produção
10 ao 27
C.1 - Entrada em produção
10 ao 14
C.2 - Produção plena
10 a 15
C.3 – Declínio
20 ao 27
20 ao 50
Total
~ 27
anos
100%
FONTE: PERTUSIER, 2002 (apud Braña, 2008)
Quadro 5 Cronograma e Estrutura de Custo de um Projeto de E&P
Em todas estas etapas, há risco envolvido, investimento a ser realizado
e retorno esperado; portanto, emerge a necessidade de se avaliar a viabilidade da
atividade. Evidente que análises referentes à atividade, são individualizadas e
balizadas em parâmetros médios, tal como exposto no quadro acima. A despeito
disso, a análise não referenda o grau de variabilidade em termos de tempo e custo,
nas diversas áreas de produção.
20
Etapas segundo Thomas et al (2001): Prospecção do petróleo; perfuração; avaliação de formações;
completação; engenharia de reservatórios; estimativa das reservas; elevação; processamentos de fluidos; e, aceite
ou abandono do projeto.
44
As atividades downstream envolvem etapas como o transporte (do óleo
bruto); o refino (cujos processos são destilação, craqueamento, reforma e
tratamento de derivados); e, o transporte de derivados.
A título de ilustração, vale destacar que o fato do petróleo ser fonte de
matéria prima para diversos ramos da indústria, há diversas relações intra e inter
setoriais importantes, com potencial de investimento nas regiões onde a atividade
petrolífera é desenvolvida.
Assim, os encadeamentos inter e intra-setoriais do setor petróleo
favorecem a realização de um volume de negócios crescentes no mundo, em função
dos derivados energéticos e não energéticos desse produto, que atende uma
demanda bastante diversificada.
A figura que se segue permite uma compreensão dos possíveis
encadeamentos, externos, os quais são proporcionados pelo desenvolvimento da
atividade petrolífera.
45
Figura 4 Produtos Obtidos a partir do Petróleo
46
A partir das considerações feitas acerca da cadeia produtiva do
petróleo e a diversificação dos produtos originados a partir do mesmo, percebe-se
que há uma integração de várias empresas em todas as etapas desta cadeia, da
exploração à comercialização do produto final. É uma atividade que muitas vezes
envolve um grau elevado de verticalização
21,
em etapas para frente ou para trás da
cadeia (produção de petróleo → petroquímica; petroquímica ← refinaria). Vale
salientar que a integração enquanto estratégia é comum na indústria petrolífera,
embora as empresas que compõe essa integração possuam interesses/objetivos
próprios.
As referidas interações estão consubstanciadas na distinção entre
elementos públicos e privados.
As firmas de caráter público, ou estatal, tal como Yergin (1992), Clô
(2000) e Campos (2007), surgem quando o estado assume o papel de gerência
direta e plena da atividade; controlando / resgatando as riquezas dentro da indústria
do petróleo, em nome da sociedade.
Segundo Campos (2007), as estatais tiveram suas origens associadas
aos seguintes objetivos: restituir / controlar os recurso e domínios (áreas de
exploração); consolidar a atividade em razão do caráter estratégico através do
espraiamento e qualificação dos recursos técnicos; dinamizar as empresas, e os
ambientes correlacionados, para a promoção de um desenvolvimento.
Quanto às firmas privadas, suas origens estão associadas a própria
qualificação dos players e suas core competency; capazes de proporcionar
diferenciação quanto ao tamanho e grau de inserção concorrencial.
Nesse sentido, o próximo capítulo visa construir os determinantes do
processo concorrencial e os aspectos inovativos ligado a concorrência, sob visão da
ideologia neoshumpeteriana.
21
Atuação de uma empresa em mais de um estágio do processo produtivo, o que freqüentemente ocorre por meio
da fusão de várias empresas que atuam em estágios diferentes. O mais abrangente tipo de verticalização ou
integração vertical é o da empresa controla desde a produção de matérias-primas até a confecção final do
produto. (SANDRONI, 2000, p. 634)
47
4. CAPÍTULO - A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO:
CARACTERIZAÇÃO NO MUNDO, NO BRASIL E NO RIO
GRANDE DO NORTE.
O objetivo desse capítulo é tratar da caracterização da indústria do
petróleo em âmbito mundial, nacional e estadual, como forma de permitir uma maior
compreensão acerca do desenvolvimento dessa atividade, a partir dos elementos
inerentes ao seu sistema, e que se coloca como a principal matriz energética
mundial, a despeito da redução das reservas existentes, frente a elevação crescente
da demanda.
O controle da tecnologia da eletricidade, aliada à flexibilidade e
viabilidade de produção e uso do petróleo impôs ao mundo níveis crescentes de
consumo, particularmente após o período correspondente a evolução dos motores a
combustão (1920 – 1950).
A introdução do mesmo dinamizou e fomentou o período inovativo mais
fértil da humanidade, expresso no encurtamento das distâncias, aumento da
velocidade e deslocamento entre os destinos, países e continentes; via transporte
(terrestre, aéreo, ferroviário e naval).
Assim, no pós-guerra este fenômeno se concretiza, com a
reconstrução do mundo aliado à configuração espacial. Tal fato, segundo Yergin
(1992), ratifica a predileção pelo petróleo como fonte de energia.
As escolhas pelo petróleo estão diretamente ligadas ao nível, estilo de
consumo e desenvolvimento econômico de uma sociedade. Nesse sentido, países
desenvolvidos passam a apresentar maiores níveis de consumo de petróleo, como
mostra a figura 5:
48
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 5 Consumo de Petróleo Mundial, por região, 1980-2006 (Mil barris/ dia).
A partir da figura, pode-se observar o crescimento do consumo por
parte dos países asiáticos, provavelmente em razão da China, bem como a
inversão, nos últimos 10 anos, do consumo europeu, provavelmente pela introdução
de combustíveis alternativos, meios de transporte em massa, etc.
No que se refere à América Latina percebe-se o crescimento no
consumo de petróleo por estes países, com destaque para o Brasil que detém
aproximadamente 30% de petróleo do consumo na America latina.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 6 Consumo de Petróleo na America Latina, 1980-2006 (Mil barris/dia).
49
A figura 06 expressa ainda que os níveis de consumo de petróleo estão
relacionados ao próprio crescimento da produção mundial do mesmo, em razão da
estrutura de produção dos países, mesmo em regiões de baixo consumo. No cenário
mundial, cabe destaque o controle advindo do Oriente Médio, a queda na produção
dos países asiáticos, devido o amadurecimento dos poços; e a retomada do
crescimento no continente africano.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 7 Produção de Petróleo Mundial por Região, 1965-2006 (Mil barris/dia).
No que se refere à produção na America Latina, como mostra a figura
07; percebe-se dois fatores: primeiro, o crescimento no volume de produção, que em
pouco mais de 15 anos dobrou de volume; e, segundo, que a expansão produtiva se
deu em função do crescimento da produção de petróleo a partir de atuação das
empresas estatais da Venezuela (PDVSA) e do Brasil (Petrobrás), sobretudo da
empresas brasileira no último decênio.
50
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 8 Produção de Petróleo na América Latina por região, 1965-2006 (Mil
barris/dia).
No caso brasileiro, deve-se observar que o descolamento do nível de
produção frente ao restante da América Latina, está ligado a período de descoberta
em offshore e a ampliação da produção em terra. Tal posicionamento pode ser
associado a resposta do país frente as crises do petróleo na década de 70, cujo
esforço proporcionou a ampliação das reservas petrolíferas.
Segundo Yarnin (1992), no período entre guerras mundiais, o Oriente
Médio já figurava como fonte supridora de petróleo, por isso, o cercamento das
possíveis áreas produtoras por parte acordo da Linha Vermelha. Além da inserção
de empresas estrangeiras, o tamanho das reservas daquela região, construíram um
cenário no qual o Oriente Médio passa a ser já na década 60 a maior região
produtora de petróleo do mundo, posição que mantém até os dias de hoje. A figura
08 mostra a evolução das reservas de petróleo no mundo.
51
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 9 Reserva Provada de Petróleo Mundial, por região, 1980-2006 (Bilhões
de barris).
A figura 10 demonstra a evolução das reservas provadas na América
Latina.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 10 Reserva Provada de Petróleo na América Latina, 1980-2006 (Bilhões
de barris).
No que se refere ao volume, a Venezuela ainda desponta como grande
detentora de reserva, próximo 90% das reservas latino americanas, seguido pelas
reservas brasileiras.
52
Apesar da capacidade de produção e principalmente dos níveis de
consumo. Vale re-salvar que o petróleo por ser um bem finito e em função do
mesmo ser um agente poluente, tem perdido espaço “relativo” para atividades ou
fontes alternativas as quais vêem a preencher demandas especificas como a matriz
das energias, primordialmente as biotecnologias do etanol, do biodiesel; algas, etc.
E/ou formas alternativas e limpas como a energia solar, eólica, hidrogênio, etc.
A partir desse breve cenário passar-se-á a demonstrar uma
caracterização da indústria do petróleo. Para tanto, utilizar-se a como base Campos
(2007, p. 19), que leva em consideração sete elementos que balizam e constroem as
estratégias das firmas em determinados ambientes.
4.1. CARACTERIZAÇÃO DA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
A análise acerca da indústria do petróleo encontra semelhanças nos
estudos de Yergin (1992), Cardoso (2007), Campos (2007), Pinto Junior (2007) e
apresenta alguns fatores distintos nos estudos de Yargin (1992) e Pinto Junior
(2007). Estes últimos constroem suas análises baseados nas políticas nacionais, no
desenvolvimento das empresas e do ambiente produtivo, bem como no
comportamento do preço.
Yergin (1992) fundamenta suas afirmações com base em aspectos
históricos e políticos, que incentivaram as empresas e os mercados em âmbito
mundial a despeito das forças dos países centrais em torno das reservas e dos
pólos consumidores.
Pinto Junior (2007) constrói sua análise baseando-se em fatores como
de produção, localização, aprendizado, instituições, e foca estudo em um espaço de
tempo de pouco menos de cem anos.
Os fatores de produção estão ligados a três períodos: origem da
produção americana (1860 – 1870); crescimento e destruição dos cartéis/trustes
pelo Act Sherman (1880-1910); e, a expansão da demanda pelo petróleo. Quanto a
localização, o autor considera a demanda e a questão estratégica.
Quanto ao aprendizado, propõe a observação a partir de dois aspectos:
o aprendizado técnico presente no desenvolvimento técnico e gerencial das firmas;
e, o aprendizado referente ao ambiente dinâmico das Majors com outras empresas.
53
Quanto às instituições, observa-se como estas perfazem e constroem
os elos dos mercados em expansão nos países detentores de reservas e nas
empresas nacionais e internacionais financiadas pelos governos.
A interpretação dada por Campos (2007) acerca da historia da IMP
consiste em uma exposição mais completa e articulada no que concerne à
explicação de fatores críticos que caracterizam uma atividade em cinco períodos.
Nesse sentido, constrói sua análise a partir de dois modelos: o modelo
americano e o estatal. Inicialmente destaca o ambiente dos Estados Unidos e a
correlação de preços em razão da produção o nível de atividade, bem como do
quadro histórico acerca do desenvolvimento das fusões e instituições nesse período.
Posteriormente a autora referenda o processo de construção da IMP, com a
internacionalização das empresas Majores, particularmente das empresas
americanas pós Act Sherman; Aponta ainda os caminhos institucionais acerca da
expansão das áreas de produção com o acordo de Achanacarry bem como a
indicação da manutenção dos espaços de mercado via Opep. Nesse sentido, afirma
que:
Os grandes players observaram que o controle do suprimento de petróleo
era importante para que não corressem sobre produção e guerra de preço.
Logo, novas formas de concessões, definindo os direitos de propriedade e o
controle das reservas pelas grandes empresas nos países hospedeiros; e a
formação de consórcios, coordenando o monopólio de forma a impedira a
competição predatória. (CAMPOS, 2007, p. 06).
[...]
A OPEP foi criada, principalmente, porque os países hospedeiros não tinha
forma adequada a renda petrolífera gerada, mesmo com o aumento da carga
tributária incidente sobre as firmas que exploravam petróleo. A organização
objetivava coordenar conjuntamente a política petrolífera de seus países
membros. (CAMPOS, 2007, p. 07)
Assim, confirma a estrutura e o caminho a ser seguido no período
seguinte, envolvendo a questão do curto prazo sobre a produção e reservas
mundiais, em certa consonância com o fluxo de produção da OPEP. Este fato
posteriormente levou a nacionalização de algumas empresas, acelerando o
processo de estatização e enxugamento da concorrência na IMP; e, ao mesmo
tempo, implementa esforços na construção, diversificação e modernização das
indústrias não-OPEP.
54
Destaca-se que estes aspectos não perduram entre a década de 1980
e 1990, em razão das estratégias de mitigação de prejuízo e planificação produtiva.
Tal com afirma Campos (2007, p. 9 e 10):
A partir da década de 1980, as estratégias das grandes companhias
internacionais convergiram para:
1. Abandono da prática de “preços internos”;
2. Estabelecimento de contratos de longo prazo com as estatais dos
antigos países hospedeiros;
3. Desenvolvimento do mercados spot
4. Redução dos custos através do aumento de concentração industrial
(fusões e aquisições) e o aumento dos acordos de cooperação inter-
firmas.
O objetivo desses movimentos estratégicos era, basicamente, acessar o
controle das novas áreas de reservas.
Essa afirmação corrobora com a premissa de que a dinâmica da IMP é
delimitada por um contexto de escassez, localização restrita, altos custos, riscos e
interação entre empresas. Tais aspectos são denominados pelos autores de
diversificação energética, regionalização da indústria e integração regional dos
ativos.
A fim de caracterizar a dinâmica da indústria do petróleo, utilizar-se-á
de sete variáveis utilizadas por Campos (2007), justificadas pelo caráter e
abrangência dos elementos selecionados. Tais variáveis possibilitam uma visão não
só qualitativa e quantitativa como também são pertinentes a delimitação da cadeia
com um todo, a despeito do foco do trabalho se referir somente a E&P (upstream).
As sete variáveis consideradas são: caráter exaurível do recurso
petróleo; elevado capital de risco; economia de escala; integração vertical
(exploração, produção, refino e distribuição); barreiras a entrada; estrutura
oligopólica; e, tecnologia.
Logo, a partir da caracterização por meio das variáveis listadas almeja-
se apreender os elementos delineadores da indústria do petróleo e do gás a partir do
espraiamento de capitais das Majors, junto a ampliação das Minors e estatais. Para
tanto, antes de adentrar ao foco do capítulo, qual seja: a caracterização da indústria
do petróleo nos três ambientes (Mundo, Brasil e Rio Grande do Norte), faz-se uma
breve contextualização das variáveis elencadas.
55
4.1.1. Caráter Exaurível do Petróleo – Caráter do Petróleo
Como exposto anteriormente, o petróleo além de estratégico figura
como importante elemento dentro da economia de um país, da mesma forma como
o conhecimento acerca da área produtiva garante a manutenção e perspectiva da
atividade. Esse fato pode ser observado a partir de Thomas (2004, pg. 194):
O conhecimento da quantidade de fluidos existente em uma jazida de
petróleo, ou mais especificamente, da quantidade de fluído que dela pode
ser extraída, desempenha um papel fundamental na decisão de implementar
ou não um projeto exploratório. Os investimentos necessários para a
implantação do projeto, assim como os custos para manter o projeto em
operação, devem ser pagos com a receita obtida com a comercialização dos
fluidos a serem produzidos.
Portanto conhecer, controlar, manter o tamanho da reserva e fluxo de
produção representam uma forte estratégia e elemento de caracterização de cada
ambiente produtivo seja o mesmo internacional ou local.
Nesse sentido, para melhor compreensão descreve-se rapidamente o
que vem a ser o caráter do petróleo, a partir da classificação de três princípios:
químico, área e produção.
O princípio químico está ligado ao tipo de petróleo produzido na área
ou no poço, que seguindo classificação já descrita no capítulo anterior, configura por
si só um diferencial, em razão dos valores de mercado alcançados por cada tipo de
petróleo.
A área de produção, dado as intempéries da localização e o tipo de
exploração, também se configura com um elemento estratégico, visto que o
desenvolvimento tecnológico e o aporte de capitais variam de acordo com o
ambiente, ou seja: se a produção é em terra (onshore), com maior acessibilidade e
tecnologias mais maduras, ou em mar (offshore), com um custo exploratório muito
superior. Tal aspecto pode ser mensurado medindo-se pelo tamanho das áreas de
produção e a divisão entre produção em terra ou em mar.
O terceiro elemento corresponde à produção, o qual leva em
consideração a caracterização do tipo e da área de produção em razão da reserva e
o fluxo de produção. Este elemento pode ser mensurado por diversas técnicas
56
geológicas, a fim de expor: tamanho da reserva, os custos e o tempo de produção,
face à tecnologia e um fluxo de produção, conforme mostra o quadro que segue:
Identificado Não descoberto
Demonstrado
Medido
Identificado
Inferido
Hipotético
Especulativo
Econômico
Reservas
Não
econômico
Recursos
Fonte: US Geological Service (USGS apud in Junior, 2007 pg. 50)
Quadro 6Quadro 6 Definição de Recursos e Reservas Petrolíferas
Neste terceiro elemento se utiliza, para efeito de análise, o tamanho
das reservas, uma vez que representa porcentagem do poço o qual foi medido e
identificado. Além do que, as reservas variam de acordo com o tipo de petróleo a ser
extraído e a tecnologia utilizada para mediar à vazão do óleo / gás.
4.1.2. Elevado Capital de Risco - Risco
A estratégia de análise de risco baseia-se nos elementos
caracterizados no capítulo dois. Para fins desse trabalho, serão descritos os fatores
qualitativos desta variável em relação a aspectos como financeiro, geológico, político
e tecnológico para os respectivos ambientes selecionados, os quais por si só
conformam e balizam as estratégias das empresas em tais ambientes.
4.1.3. Economia de Escala e o Longo Tempo de Maturação
dos Investimentos – Economias de Escala
As estratégias das empresas são formadas pelas expectativas e pela
dinâmica do setor. Na indústria do petróleo, no que se refere à produção, é
fundamental definir questões estratégicas de curto e longo prazo. No curto prazo, os
ajustes são realizados frente às necessidades e estratégias já traçadas com fim de
controle sob as margens de custo / lucro, em razão da tecnologia (rendimentos de
escala). No longo prazo, as estratégias estão ligadas à obtenção de escala, que
pode garantir aumento da produção com diluição dos custos, frente a um
57
investimento nas escolhas das tecnologias, insumos e mercado. Segundo Campos
(2007) e Pinto Junior (2007), as estratégias na indústria do petróleo, estão
delimitadas pelas economias de escala, pela tecnologia e pelo investimento.
As economias de escala do setor estão intimamente vinculadas a três
incertezas: fluxo de produção, preço do petróleo, tamanho/qualidade das reservas.
O fluxo de produção pode ser alterado mediante as necessidades e balizado por
elementos técnicos produtivos e financeiros. A variação no preço é delimitada pelo
incremento técnico sobre a produção e substancialmente sob as expectativas
futuras, dados os custos técnicos. Quanto às reservas, representa com fator
exógeno delimitado, pelas empresas, mas não controlado por elas. Assim, no setor
petroleiro, apesar de relativa possibilidade de adequação no longo e no curto prazo,
ainda prepondera os fatores elencados, no entanto, com relativo grau de incerteza
advindo do meio natural.
Nesse sentido, é importante destacar a economia de escala para o
downstream, principalmente no que se refere às técnicas de craqueamento do
petróleo, ao reduzir os custos dos derivados; ao passo que no upstream, no contexto
de tempo, provavelmente o mais importante seja compartilhar riscos com parcerias
financeira / tecnológica.
Nesse sentido, de uma maneira geral, pode-se afirmar que as
economias de escala estão delimitadas pela tecnologia. A técnica, segundo Campos
(2007), vista sobre o aspecto da produtividade está relacionada de forma
interdependente aos elos dos segmentos; assim, o acesso a tecnologia, os riscos da
atividade, e especialização estão em função dos custos incidentes sobre a atividade
e agentes. Tal fato pode ser corroborado pela seguinte afirmação:
A eficiência e a produtividade da empresa estão vinculados ao aumento
constante de seu aporte, à obediência à economia de escala e a atuação em
conglomerados petrolíferos. A escala é indispensável para enfrentar um
negócio de alto risco, em que alta tecnologia e somas enormes de recursos
são necessárias. (CAMPOS, 2007, pg. 21).
Portanto, interdependência técnica leva a economia de escala nesse
setor, sobretudo em razão dos altos custos e riscos produtivos, implicando rigidez
quanto às barreiras a entrada e a saída.
58
Os custos técnicos, produtivos e financeiros do setor são expostos ao
processo de consolidação dos investimentos, uma vez que diante das
especificidades tais como risco, localização, infra-estrutura, requerem da atividade
maturação técnica, política e social. Daí a importância do processo de integração
entre os participantes da atividade.
4.1.4. Integração vertical e a Distribuição do Risco entre as
Várias Atividades do Setor (Exploração, Produção,
Refino e Distribuição) - Integração;
Como exposto anteriormente, a interdependência técnica produtiva,
inter ou inter empresas, proporciona um grau de especialização e produtividade. No
entanto, apesar da especialização, não se diminuí os riscos, ao contrário, aumenta
os custos mediante uso de novas tecnologias.
Enquanto estrutura e porte, as grandes empresas atuam de forma
verticalizada com fins de assegurar mercado, nos diversos, níveis de atividade
possibilitando assim, diluir e/ou compensar as perdas ao longo da cadeia.
Nesse sentido, tal afirmação é visualizada a partir da observação das
grandes empresas no que concerne ao ambiente e forma de distribuição na cadeia,
enquanto reflexo das estratégias e das economias de escala.
4.1.5. Fortes Barreiras a Entrada - Barreiras;
A indústria do petróleo & gás por si só já representa barreiras naturais
a entrada, no que tange a localização territorial específica, área e tipo de exploração.
Tais elementos impõem condições físicas e não físicas a atividade.
Dessa forma, fica claro que existem duas barreiras a entrada a qual
também figura-se como barreira a saída. Questões como legislação, infra-estrutura e
protecionismo seriam descritas como barreiras naturais não empresariais, que
emergem como um caráter de custo socioeconômico elevado.
Quanto às barreiras a entrada relativas à estrutura ou técnicas, que são
selecionadas pelo processo de especialização/interdependência, emergem da:
tecnologia, patentes, licença, concessão de terras em áreas diferenciáveis, etc.
Assim, pode-se afirmar que as barreiras à entrada natural e estrutural
são diferenciáveis, a grosso modo, pelo estágio de desenvolvimento e integração da
59
indústria. Portanto, pode-se inferir que as barreiras estão na observação da área
produtiva; grau de inserção de firmas; porte das empresas; e, legislação das áreas..
4.1.6. Elevada Tecnologia Envolvida no Processo de E&P –
Tecnologia
O setor de petróleo e gás tende a ser oligopolizado, verticalizado,
especializado, com economia de escala e internacionalizado. Assim, é fato que o
mesmo requer e detém forte composição técnica, em razão dos riscos que envolve
esta atividade.
Entretanto, deve-se atentar para o fato de que não é possível
estabelecer efeito de causalidade quanto a necessidade de alta tecnologia, no que
se refere à cadeia, ou seja: se é a demanda por petróleo que condiciona a técnica
ou se é a evolução de tecnologias que proporciona a técnica.
Para segmentos específicos como a atividade de exploração e
prospecção (E&P) se percebe que a valoração dos preços dos derivados habilitam
estratégias e investimentos, que até então, não eram passíveis de aceitação dado o
custo, risco e retorno. Tal com afirma Bassil (2000, p. 66, grifo nosso):
Historicamente, após períodos de grande impacto no preço do petróleo,
novas tecnologias tornam-se viáveis... se segue... o preço do petróleo sobe
a um patamar muito elevado, a tecnologia empregada para explorar e
produzir petróleo muda, e conseqüentemente, muda a informação adquirida
de região de interesse
Ainda segundo Bassil (2000) a tecnologia em E&P nasce da relação:
60
Fonte: Bassil (2000, p. 67)
Figura 11 Efeito Cascata devido ao Aumento no Preço do Petróleo
De outra forma, entende-se que a tecnologia está ligada ao preço do
óleo que habilita a ampliação das técnicas, e da necessidade do próprio ambiente
que auxiliado pelo preço, proporciona o avanço técnico em áreas de alto risco e
custo. Logo, as escolhas têm relação com o nível tecnológico a ser usado.
4.1.7. Estrutura Oligopolista e Internacionalizada Formada
pelas Próprias Características do Setor - Ambiente;
Considerando que as grandes empresas nesse setor apresentam
especialização, desagregação técnica produtiva, economia de escala; e
verticalização integrada, estes fatores podem caracterizá-las como firmas
oligopolizadas pouco diversificadas.
O poder de oligopólio estrutura as empresas e as forçam a atuarem e
responderem às questões do mercado e do setor através de interação, por meio de
acordos formais ou informais. Ou seja, a despeito do tamanho, os oligopólios se
originam em um conluio com áreas pré-definidas, tais como o acordo da linha
vermelha (1928) e/ou como a disposição / divisão em determinadas atividades,
como no caso das sete irmãs.
61
Tais arranjos proporcionam aos oligopolistas, relativa blindagem, o que
proporcionam redução das barreiras e/ou estabilidade dos mercados; e, identificam
a disposição dos oligopólios em cada ambiente, e sua influência no mesmo.
Uma vez exposto os aspectos das variáveis elencadas, a próxima
seção tem como objetivo caracterizar a indústria petrolífera no Mundo, no Brasil e no
Rio Grande do Norte.
Para fins desse trabalho utilizar-se-á a IMP segmentada em três
ambientes: OPEP, não - OPEP, África e América Latina. A escolha por esse grupo
representa o quadro do que foi e do que vem a ser a fronteira da atividade, uma vez
que a OPEP representa os maiores produtores; não – OPEP representa países
produtores e grandes consumidores; a América Latina, excluindo a Venezuela e
Equador, representa um mercado em crescimento e que nos últimos anos vem
diversificando e ampliando a atividade de E&P, principalmente no segmento
offshore; e por fim, a África (excluindo Argélia, Nigéria, Líbia e Angola) que
representa a fronteira de produção, dado seu território pouco explorado tanto em
terra como no mar.
A caracterização do Brasil se expressa diante das perspectivas e do
desenvolvimento da atividade no país e na América latina.
Por fim o Rio Grande do Norte, por apresentar uma história e
desenvolvimento associado ao modelo brasileiro, que pode ser um molde
comparativo com os demais Estados e espraiamento da atividade no Brasil.
4.2. A INDÚSTRIA MUNDIAL DO PETRÓLEO (IMP)
A indústria mundial do petróleo, na visão de alguns autores como
Campos (2007), Júnior (2007); Cardoso (2005) surge na fase embrionária, com a
descoberta do petróleo enquanto recurso mineral/energético em 1859. Ao mesmo
tempo, estes autores postulam a consolidação da indústria mundial no pós segunda
guerra mundial.
Nesse sentido, a IMP está diretamente fundamentada em sete
períodos chaves, os quais apontam fortes reformulações no ambiente de mercado,
na concorrência, na técnica produtiva e no caráter institucional.
Substancialmente, todos esses períodos remetem e delineiam em
algum momento a IMP, como também, via de regra, fomentam ou auxiliam na
62
fórmula base para a construção da indústria de petróleo em determinados países.
No entanto, destaca-se que quatro desses períodos estão diretamente arraigados à
indústria americana de petróleo. Sendo eles:
FONTE: Elaboração própria
Figura 12 Marco Histórico na Indústria do Petróleo
As afirmações quanto à origem da IMP remetem à indústria americana,
devido à importância e influência da mesma sobre o mundo entre 1859 até meados
da década de 1960, tanto em relação à produção e ao consumo quanto à estrutura
industrial.
Tais afirmações partem das premissas de formação e desenvolvimento
dos mercados e da concorrência, sobretudo porque, a partir do modelo americano
de players, estariam baseados a industrialização em outros países. Logo, no
mundo, a lógica da indústria do petróleo e do gás, migra da fase de competição
predatória, de concorrência imperfeita, tal qual na indústria americana, com a
Standard Oil co, para o período entre guerras mundiais como a formação dos
cartéis.
A lógica da indústria mundial está na efetiva migração dos espaços de
atuação nacional para o internacional. Não obstante, é evidente que a origem da
IMP se encontra na forma de organização e consolidação do arranjo dos mercados,
da empresa e das instituições, tanto no modelo americano quanto no modelo estatal.
63
No entanto, com a oligopolização, estatização, verticalização e amadurecimento
institucional das indústrias nos respectivos modelos, é que se estabelecem as
necessidades de mudanças estratégicas, sobretudo em razão das perspectivas de
desenvolvimento, estratégia militar e reserva de mercado.
Segundo Alveal (2003), a evolução da indústria de petróleo, que
configura o modelo americano, pode ser observada em três fases:
1. 1860 – 1870
a. Corrida pelo ouro negro.
b. Empresas efêmeras;
c. Regra da captura – depredação das reservas;
d. Avanços tecnológicos (transporte e novos métodos de perfuração); e,
e. Maior avanço – desenvolvimento da organização produtiva e industrial
preconizado pela Standard Oil.
2. 1861 – 1911
a. Início da configuração internacional
b. Fase dos “capitães” – por causa da organização das empresas (controle);
c. Standard Oil (grande concentração no downstream, pouca participação no
E&P);
d. Resolução de rápido crescimento da atividade industrial e a conseqüente
concentração e porte das empresas, fenômeno que delegou medo a sociedade,
resultando no movimento anti-trust.
3. 1912 – 1928
a. Fase de captura das jazidas, sobretudo no Oriente Médio.
i. Resultado da primeira guerra; ganho de importância enquanto
estratégia de governo (militar, econômica, etc); grandes
corporações;
b. Crescimento da demanda, principalmente no mercado europeu; e,
c. Tecnologia.
i. Perfuração (técnicas geológicas) ;
ii. Transporte em escala e distância global; e,
iii. Técnicas de craqueamento.
Portanto, o processo de oligopolização da atividade no cenário
americano é precedido por uma forma de industrialização concêntrica no espaço e
incipiente na organização, sendo que a industrialização concêntrica no espaço
ocorreu devido aos poucos recursos técnicos de exploração, o que remete as
empresas à regiões onde o petróleo aflorava na superfície. Quanto à incipiência na
organização empresarial; ela pode ser observada segundo Yergin (1992) por dois
motivos: primeiro, a definição de atuação devido à lei da captura – ganha mais quem
mais rápido obter, o que pode conduzir a uma explotação que muitas vezes não
considera a influência da produção sobre o mercado. Segundo, está presente na
64
questão técnica produtiva e gerencial, cujos critérios de produção destaca-se a
relação produção/reserva (p/r).
Após a consolidação e alocação de uso e mercados, as empresas
passaram a concentrar esforços na solução dos gargalos técnicos produtivos e
gerenciais; tais como: novos métodos de exploração/explotação, transporte e refino;
dando início ao processo de verticalização das empresas bem como ao início do
estágio de internacionalização.
Apesar dos esforços na solução dos problemas, os resultados obtidos
conduzem ao modelo americano como monopólio de atuação. A Standard Oil co.,
atuando na logística, passa a verticalizar a jusante e a montante na cadeia, em
razão das vantagens que detinha na época, uma vez que a etapa mais critica era a
distribuição e suprimento dos mercados. Assim, em virtude das competências da
Standard, nasce o “Império Rockefeller” mantendo concentrado o mercado
americano. Tal modelo se espraia para outros países.
A era Standard Oil, como ícone do modelo americano, estende-se de
1870 – 1911, com a sua criação, desenvolvimento e desmembramento. Na figura de
John Davison Rockefeller Nixon (1839 – 1937), a Indústria Americana de Petróleo
(IAP) ganha um real contorno devido ao caráter empreendedor e visionário ao
conseguir estruturar a atividade.
A IAP não possuía uma estrutura definida, ou melhor, organizada. A
atividade era baseada no conhecimento tácito de cada grupo e/ou pessoa, tal qual
visto no período do ouro, e estaria vinculada a motivos como: curto período de vida
da atividade e baixo conhecimento técnico produtivo, tanto na exploração quanto no
refino.
Por esse motivo o império Rockefeller se tornou um ícone, ao criar um
padrão tanto nos produtos como na atividade produtiva (transporte, refino e
distribuição); ao diversificar a atividade através da integração vertical (a princípio no
downstream e, somente a partir de 1880, no upstream) visando às economias de
escala e como forma de poder de mercado ao investir em pesquisa e
desenvolvimento (P&D) nas áreas de refino e transporte, bem como no marketing.
65
O Caminho trilhado pela Standard Oil proporcionou em pouco mais de
vinte anos um market share de 25% do mercado americano e franca expansão para
os mercados europeus.
Nesse mesmo sentido, de integração e internacionalização, as
empresas inglesas, holandesas e francesas seguem o modelo americano, através
de participações acionárias e contratos de risco entre empresas e governos, a
princípio em países colonizados ou colônias das respectivas nações. Este fato
caracteriza a fase embrionária da internacionalização, uma vez que os mercados, a
utilização e os produtos foram expandidos, novas empresas nasceram e os
mercados passam a ser mercados concentrados regionalmente, em razão dos
custos envolvidos e o poder de mercado das empresas locais.
Tal cenário sofre uma ruptura com as políticas antitruste americanos,
sobretudo com o Sherman Act
22
, desconstruindo na IMP a divisão dos mercados
locais. A importância dessa lei estabelece não só o caminho a ser seguido pelo
mercado americano, bem como as estratégias das grandes empresas ao atuarem no
mundo, tanto em expansão das fronteiras produtivas quanto na “divisão” de força
dos mercados.
Outro fator importante nesse período (1850 – 1920) é a ausência das
empresas estatais, apesar da participação acionária, por exemplo, com o governo
inglês na British Petroleum e a Royal Dutch. Provavelmente, por esse motivo, é que
o arranjo monopólico da Standard fora exitoso. Somente com a quebra do
monopólio, através da legislação do Sherman Act, nos Estados Unidos, e com o
novo arranjo institucional pós quebra é que realmente se configura caminhos para
um oligopólio de atuação não só nacional, mas também internacional, conhecido
como as “Sete irmãs
23
”(1923 – 1930).
22
Lei, derivada do movimento progressista, que basicamente proíbe qualquer interferência irracional através de
contrato ou qualquer combinação, ou conspiração, com o costumeiro e ordinário do sistema de competição livre
de um mercado aberto, na troca interestadual e internacional. 15 U.S.C.A. § 1 - 7. Existem duas provisões
principais nessa lei: § 1 "Todo contrato, combinação na forma de truste, ou conspiração, que restringe a troca ou
comercio entre vários estados, ou com uma nação estrangeira, é declarada ilegal e é considerado como um crime
punível por multa e/ou prisão. § 2 " toda pessoa que monopoliza, ou tenta monopolizar, ou combinar ou
conspirar com qualquer outra pessoa ou pessoas, a monopolizar qualquer parte da troca ou comércio entre vários
estados ou com uma nação estrangeira, é considerado culpado e é punido de forma parecida". In:
http://www.portuguese-us-law-dictionary.com/private/ShermanAct.htm
23
Sete irmãs: Americanas: Gulf Oil, Mobil Oil, Texaco, Chervron; as Inglesas: Royal Dutch- Shell, British
Petroleum; e a Francesa: Exxon. 1923 – 1930 representa o período de criação das empresas e a “formulação” do
cartel. (YERGIN, 1992).
66
A fase pós Sherman está vinculada com a primeira grande guerra
(1914-1918). Neste período, o estágio de desenvolvimento das empresas em
relação a localização em países europeus no que tange a refino e distribuição e ao
início de pesquisa na África, Oriente Médio, na área de exploração, se encontrava
pari passo com a demanda, quando ocorre a mudança da matriz energética do
carvão para o petróleo. O cenário acima pode ser chamado de pré-
internacionalização, já que esta fase dar-se-ia realmente após a segunda grande
guerra.
Segundo Yergin (1992), o período de pré-internacionalização está
marcado pelos “acordos” de controle sobre áreas e sob a atividade de exploração e
prospecção (E&P) (1925 – 1934), e com os acordos de Achnacarry (1928) e de
Londres (1934). Estes concretizam a divisão das áreas de E&P principalmente no
Oriente Médio, ao mesmo tempo em que ratifica as interações do fluxo de produção
com a demanda mundial.
Nesse período, forma-se o cartel das Sete irmãs em um âmbito global.
Tal fato se deve primeiro ao aumento nas disputas pelas posses das Jazidas, pelo
incremento na demanda-transporte; segundo, devido às políticas dos governos
nacionais, sobretudo americanos e europeus, no acesso à produção em novas
áreas, com destaque o Oriente Médio (YERGIN, 1992). Logo, a indústria mundial do
petróleo ganhar contornos ao agir de forma interativa / integrada enquanto estratégia
de controle preço/produção e inserção via comércio frente às necessidades de
garantias nas concessões de exploração no Oriente Médio. Esse modelo prospera e
ganha novos contornos somente com o advento da II Guerra mundial, no que tange
a influência e participação dos governos.
A Segunda Grande Guerra expõe a importância do petróleo ao
estabelecer novo estilo de empresa, não mais como uma instituição afastada e/ou
adversa às instâncias políticas e de governo. No período entre guerras emerge o
intervencionismo, por meio da cooperação institucional do governo, através de
subsídios, compras, parcerias, etc, em razão tanto dos esforços de guerra como
também a manutenção das necessidades futuras quanto ao estoque para consumo,
estratégia econômica e militar.
Após a Segunda Guerra, o tripé produção através de concessões, com
custo e a preços baixos; refino do petróleo americano, do Oriente Médio adicionando
67
ao produto final alto valor agregado; e, distribuição em escala global; transforma-se
elemento importante na formação de novas indústrias. Esse fato emerge como um
dos componentes fundamentais na construção de empresas estatais.
A formação das empresas petrolíferas (1950-1960) emerge de
movimentos nacionalistas e/ou protecionistas em países com relativo
desenvolvimento, exportadores e/ou importadores de petróleo, principalmente
países da América Latina, bem como (Alemanha, Argentina, Brasil, Bolívia, Chile,
Itália, México (1938) e Japão. Posteriormente, surge a formação da OPEP.
Nesse sentido, as Estatais apesar das concessões, funcionam como
agente de integração (aprendizagem/regulação) frente aos movimentos
internacionais, dado o caráter estratégico, econômico e militar da atividade. A
inserção das estatais passa a balizar e a diluir a monopolização das atividades a
nível global uma vez que em alguns países a falta de conhecimento e rotinas
(tecnológicas) se mostravam insuficiente para validar o crescimento e importância do
setor.
Para a IMP, a verticalização representa não só estratégia na alocação
de recursos como também diluição dos riscos e custos. A IMP verticaliza-se para
frente e para trás da cadeia a fim de agregar valor aos recursos. A estatização,
aplicada nos anos 50 representa não só a nacionalização do setor/empresa, mas
substancialmente sinaliza a nacionalização dos recursos naturais, diante da
salvaguarda da demanda interna e ao avanço das firmas internacionais. (JUNIOR,
2007).
A criação da OPEP (1960) emerge a partir de um movimento dos
países detentores de importantes reservas naturais de petróleo em razão dos
retornos baixos por empresas internacionais, no momento em que as Majors tentam
reduzir os preços em um caráter permissivo. Nesse sentido, os grandes produtores
internacionais se unem a fim de estabelecer preço, através do controle de fluxo de
produção e retomar o controle e produção das reservas através, das
nacionalizações (Irã (1951); Kuwait e Venezuela (1975)) e Joint Ventures
controladas.
Após a criação da OPEP entre (1960 -1980), ocorre uma real perda de
participação produtiva das Majores. Nesse mesmo período, a OPEP passa a ocupar
68
aproximadamente 50% do mercado mundial, uma posição que possibilita na década
de 1970 a imposição de um maior controle produtivo. Nesse sentido, ao retomar
esse controle, em 1973 (guerra do Yum Kippur) e em 1979 com a crise no Irã e em
seguida a guerra Irã-Iraque, coube a OPEP gerir as cotas de produção, restringindo
a produção (queda na produção por controle e por destruição de parte da infra-
estrutura da guerra Irã-Iraque), o que implica a valoração do preço (vide figura 02).
Segundo Yergin (1992), as ações da OPEP criaram na década de 1970
e 1980 dois fenômenos: recessão por motivos da valoração dos preços implicando
em desestabilização da balança comercial de vários países dependentes de petróleo
e derivados e pelo fluxo dos petrodólares no que se refere a investimentos; e,
promove o movimento de expansão de novas áreas e técnicas produtivas dos
países não-OPEP.
Nessa fase, as Majores e estatais promovem: desenvolvimento de
novas áreas de produção; fusões e aquisições de multinacionais; diversificação da
atividade (petróleo e gás para o ramo de energia); e início mais profícuo de
investimentos e exploração offshore. Estes movimentos fundamentam o período
pós-OPEP. (ALVEAL, 2001)
O período que corresponde o pós-opep se enquadra na década de
1990 e reflete a confluência dos movimentos pós-guerra e da era Opep. O resultado
desse processo remete ao processo de flexibilização das relações produtivas e de
mercado, movimento estimulado pela expansão da atividade em concomitância com
o aumento dos riscos visto que as novas áreas caracterizam regiões de risco político
(países africanos, Venezuela) e risco técnico como o pré-sal no Brasil, por exemplo.
Logo, tanto as Majores, quanto as estatais e as Minors passam a
verticalizar, diversificar, cooperar. Trata-se de um movimento que levou a IMP a
características de Oligopolização.
Segue-se uma análise das variáveis anteriormente elencadas no que
se refere a IMP.
69
4.2.1. Caráter do Petróleo no Mundo
Considerando a origem orgânica do petróleo, pode-se contextualizar a
importância do caráter do petróleo para a IMP em quatro fatores básicos: reservas,
produção, tipo de petróleo, alocação geográfica.
Esses fatores correlacionados geram vantagens para países e para
empresas, em razão da característica de exigüidade que possui o petróleo. Para
efeito de caracterização, os geólogos consideram as bacias sedimentares com a
seguinte distribuição, conforme figura 13:
OBS.: Áreas em verde bacias on shore e de cor roxa, áreas off shore.
FONTE: Middle East Well Evaluation Review Number 10, p. 8. In
http://www.glossary.oilfield.slb.com/DisplayImage.cfm?ID=15
Figura 13 Bacias Hidrográficas no Mundo
A figura 13 demonstra que existem várias áreas as quais podem ser
exploradas pela atividade. No entanto, segundo The world Factbook (2008), poucas
bacias até agora, se mostraram economicamente viáveis. Dentre as áreas
estudadas existem 104 países
24
com reservas, tal como segue o quadro 3-2:
24
Países os quais estão em situação distintas (a maioria produz, alguns poucos estão em declínio e poucos ainda
não iniciaram a atividade, por vários motivos (tamanho, custo, atratividade, etc.
70
Produtor
Estrato
Gás Natural
Petróleo
Petróleo e Gás
Total
OPEP 9
2
12
23
Não - OPEP 0
11
35
46
África 5
13
5
23
América Latina 0
5
7
12
Total 14
31
59
104
FONTE: Elaboração própria a partir do The World Factbook (2008).
Quadro 7 Número de Países com Reserva de Petróleo e Gás, por tipo e por
Extrato País.
Nesse sentido, vantagens de localização e de produção, dispostos por
alguns países e conseqüentemente para algumas empresas são pertinente. Tais
vantagens emergem da irregularidade de distribuição, do tamanho e das intempéries
geológicas e climáticas, resultando em formações que, apesar de extensas e das
tecnologias de análise empregada, não se pode especificar existência, tamanho e
vazão – variáveis chaves na análise de viabilidade.
Na figura 16, pode-se observar o atual desenvolvimento da exploração
da atividade entre os grupos. Informações do anuário da British Petroleum energy
(BP)(2008) revelam que só a OPEP detém aproximadamente 76% de todas as
reservas; Não - OPEP com 19,5 %; África e América Latina
25
com 2,5%.
Para o país produtor o tamanho das reservas representa vantagens e
garantias, por assim dizer “reais” para a manutenção, regulação, política e soberania
sob o setor. Autores como Yergin (1993), Moreira (2001), Barbosa (2001) e Aragão
(2005) apontam para a força dos países com grandes reservas e para o grau de
inserção e coerção dos governos dessas nações.
Nesse sentido, torna-se visível a importância da relação reserva e
produção, da OPEP e da dependência do mundo, principalmente após a década de
1990. Nas décadas precedentes, o que se observa é a diminuição da produção entre
as décadas de 1970 e 1990 e o aumento da produção por outros países, o que levou
ao aumento da relação reserva/produção (r/p) de aproximadamente 50 para 90
25
Lembrando que a analises desses grupos nesse capitulo convenciona que o extrato África e América Latina
não contém países membros da OPEP e também não estão contidos no quadro de países não-OPEP.
71
anos, no período. Nas décadas subseqüentes, observa-se relativa diminuição da
importância da OPEP frente aos demais grupos. Provavelmente, em razão dos
constantes conflitos na África e Oriente Médio, percebe-se também que ocorreu
redução não só a produção quanto do ritmo de descobertas de novas áreas.
Em pouco mais de 25 anos, a taxa média de crescimento das reservas
mundiais foi de 2,2% ao ano. Dentre os quatro extratos, a melhor média foi da
América Latina com 4,08%
26
de crescimento, seguido da África com 3,15%
27
, OPEP
com 2,73%
28
e com a taxa mais baixa de 0,98% os países membros da Não-OPEP.
Já no que concerne à sustentabilidade de r/p, a OPEP apresenta taxa
média de crescimento em torno de 2,14%, seguido pela África com 1,62%, América
Latina 0,57%; e, com taxas decrescentes, os países do extrato Não-OPEP com -
0,4%. Com relativa importância, deve-se destacar o caso africano e latino
americano, em razão de serem regiões com países em desenvolvimento, cuja
presença desta atividade representa para as mesmas possibilidades de crescimento.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 14 Relação R/p no Mundo (1985 - 2006) em Mbpd
A figura 15 e 24 correspondem ao avanço dos demais países e
ambientes locais, haja vista que entre 1970 – 1990 se observa o aumento do
26
Associado ao Crescimento brasileiro de 7,85%.
27
Crescimento associado a média Guiné Equatorial de 5,2% e do Sudão com 6%.
28
Taxa associada às médias Angolana 4,9% e Venezuela de 4,6%.
72
consumo Norte Americano, Europeu e Asiático. Tal expansão veio a reboque do
crescimento das reservas e da estabilização do nível de consumo. Essa afirmação
corresponde ao comportamento estável da relação r/p para os países Não-OPEC.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura15 Relação R/p na América Latina, África e Não-Opec (1980 – 2006) em
Mbpd
Para os países da América Latina e África as variações de r/p são
respondidas primeiro pela necessidade e expansão da fronteira de produção; e, em
segundo, pelo valor do barril. Tais fatos suscitam a formação de novas tecnologias,
prêmio de risco para novas áreas (caso Africano) e substituição da importação por
petróleo nacional (Brasil, Bolívia, Colômbia).
Entretanto, quando se observa as reservas sob o aspecto das
empresas o grau de importância das mesmas se eleva, uma vez que o tamanho das
reservas detidos pelas empresas são traduzidas em vantagens competitivas,
independentes dos tipos de firmas presentes no ambiente competitivo. Todavia
indústrias com maior participação governamental tendem a alocar ou suprimir poder
de produção e/ou regulatório maior em áreas ou poços de grande produtividade e/ou
reserva.
Nesse sentido, os casos emblemáticos da Indústria estão no Oriente
Médio, África e, mais recentemente, no Brasil com as reservas do pré-sal e da bacia
73
de Santos (Petrobrás, 2008). Dentre os 130 maiores campos do mundo, a maior
concentração se encontra na Rússia, com 33 campos. Entretanto, os maiores
campos estão localizados no Oriente Médio, bem como os maiores campos estão
em países que compõem a OPEP, totalizando 44 campos.
Ainda no que se refere às reservas e a distribuição geográfica, deve-se
atentar para o tipo e localização (offshore ou onshore), pois tais fatores estão
diretamente relacionados aos custos e riscos de produção de reservas. Segundo
Alveal (2001), Canelas (2006) e Braña (2008) existem uma equivalência de custos
sobre a fase de estudos geológicos e exploração; diferença relativa em custo e risco
na fase de desenvolvimento; e custo superior ao produzir e transportar óleo em
campos marítimos.
Segundo o anuário da Inovation, Énergie, Environnement - IFP (2008),
fatores de cunho expectacional sob oferta futura, preço e possivelmente de cunho
político energético, estão alterando ao longo dos últimos cinco anos a distribuição e
o crescimento das atividades onshore
29
, contribuindo para certa perda de
importância quando se considera a produção de petróleo; todavia, as atividades
voltadas para o gás estão em expansão.
As atividades offshore
30
têm alcançado certa importância no que se
refere às operações no mundo, sobretudo na Ásia, África, e América do Latina, a
despeito das novas reservas em volume e em freqüência estarem sendo
encontradas na costa atlântica do continente africano e no Brasil.
Logo, é importante para a IMP se fixar em posicionar em ambientes
com bom conhecimento geológico, custo de operacionalização baixo e áreas com
boas reservas. Marginalmente, um segundo nível de importância seriam as
escolhas relacionadas ao valor do produto final, em razão das tecnologias de refino
proporcionarem ganhos à atividade, ou seja, o valor de venda do petróleo no
mercado nacional / internacional.
As cestas
31
de referência para a precificação do petróleo por API e por
teor de enxofre podem ser visualizadas no anexo 05. A partir do mesmo, pode-se
29
Icones de atividade:EUA, Canadá, China, Rússia e Países do Oriente Médio.
30
Ícones offshore: Ásia (com exceção a China), EUA, Europa, África e América Latina.
31
Cestas representam um mix ou blend de petróleos produzidos em uma região. O Brent, por exemplo, é uma
cesta composta por óleo produzido em 19 campos diferentes no sistema Brent e Ninian.
74
afirmar que as cestas comercializáveis se enquadram melhor entre a categoria de
óleos leves e pesados e com menor teor de enxofre
32
, o que de certa forma não
invalida a importância e a presença de hidrocarbonetos mais pesados e mais
“sujos”, constituindo assim em um diferencial de comercialização.
Tal classificação corrobora a ampliação da importância e força de
diferenciação quando se observam as reservas e tipo de petróleo. Dentre as cestas
expostas, as melhores pertencem a países da OPEP.
A título de exemplo, ao ser considerada somente a qualidade das duas
cestas mais conhecidas (WTI e Brent), verifica-se que na diferença histórica média o
tipo WTI supera em US$ 1,40 ao Brent.
Portanto, a magnitude da qualidade representa um aspecto importante
para uma diferenciação local das empresas e estratégica para o downstream.
Segundo Uller (2007) e, Braña (2008), este fato representa média complexidade
para a IMP, uma vez que essa grandeza está em função do acúmulo de valor
agregado ao longo da cadeia, haja vista a qualidade / proporção dos compostos do
mercado, dos custos de transporte e principalmente da tecnologia empregada no
refino.
O petróleo é capaz de produzir as seguintes proporções
33
,:
Produtos Óleo Leve Óleo Pesado
GLP e Gás
3% 1%
Gasolina
24% 14%
Destilado
35% 25%
Escuros
34
38% 60%
Fonte: Shore e Hackworth (2007)
Quadro 8 Porcentagem dos Produtos por Tipo de Óleo
Segundo Shore e Hackworth (2006), levando em consideração o derivado
mais nobre, a gasolina, estima-se uma perda indireta no final da cadeia de 10%
sobre o preço do óleo. Caso a unidade de refino não seja adequada a determinado
32
Quanto menor a proporção de enxofre no composto, menor é a quantidade de particulado corrosivo, o que se
traduz em menor ação prejudicial para os carros e poluente para o meio ambiente.
33
Depende do tipo e variabilidade dos compostos, além do petróleo e do enxofre.
34
Claro e escuro é uma normatização da ASTM-D-1500, na qual classifica: de 0.5 até 8 (dos mais claros aos
mais escuros). Derivados escuros correspondem a subprodutos como óleos combustíveis, asfalto, resíduos, etc.
75
tipo de petróleo, tende o resultado a ser improdutivo ou dispendioso se comparado
com processos fit’s
35
ao tipo de óleo. Por esse motivo várias empresas utilizam-se
do processo de Blend
36
para melhor catálise dos refinados, dentro de uma unidade
de craqueamento.
Portanto, pode-se afirmar que o tamanho das reservas é fator
fundamental para a manutenção da concorrência e do poder político na IMP. Nesse
sentido, o bloco OPEP bem como as empresas que participam deste conjunto, tem
força e representatividade, os países ao nível internacional e as empresas a nível
regional, uma vez que a maioria das empresas da OPEP são nacionais. No que se
refere à distribuição das reservas, tal caráter só representa fator de diferenciação
dos países, principalmente no que tange a auto-suficiência em energia.
Um dos aspectos que vem se destacando, em virtude da expansão da
atividade, é o tipo de exploração Offshore e Onshore. As fronteiras de produção
estão sendo ampliadas por fatores como preço, expectativa e tecnologia. Esse fator
vem proporcionando vantagens competitivas às empresas e aos países que
investiram nessa atividade marítima, com destaque para os países e empresas que
atuam na América Latina e na África, a despeito dos altos custos e dos riscos
envolvidos em um ramo de atividade que atua na linha entre a fronteira produtiva e
tecnológica.
Quanto ao aspecto de qualidade, observa-se que quanto mais alto o
grau de API e mais baixo teor de enxofre maior valor agregado se pode obter. Essa
característica agrega vantagens à receita final nos extremos da cadeia (E&P e
refino) para as empresas. Este fator não se concretiza como vantagem absoluta
para os países de origem, salvo em casos específicos como no caso dos produtos
de referência (WTI e Brent). Ou seja, ter o melhor tipo de petróleo para o país não
garante vantagens absolutas, as reais vantagens “competitivas” estão ligadas às
empresas que controlam esses poços em nível comercial.
Portanto, o caráter do petróleo é fator base para análise e construção
de forças nos mercados, no entanto, não é o único fator balizador da atividade; o
35
Processos em que a técnica de produção está totalmente adequada ao tipo de matéria prima, destacando o
máximo aproveitamento dos recursos.
36
Blend é o processo dentro da etapa produtiva em que mistura-se compostos a fim de obter um terceiro
composto adequado para produção de determinado produto, ou para atingir melhor produtividade.
76
processo de escolha e alocação perpassa pelo risco no ambiente, que será tratado
adiante.
4.2.2. Riscos no Mundo
Os riscos presentes na atividade, como dantes expostos, referendam
uma barreira que constitui e fomenta as assimetrias e dinâmica dentro da região, do
país e na localidade.
No entanto, os elementos a serem destacados nesse item
representam, por assim dizer, fatores de decisão estratégica de entrada; não
constitemi em si fatores de risco produtivo. Ou seja, os riscos de produção são
singulares ao ambiente geológico; o lifting cost mediante às condições geológicas e
técnicas de produção e a infra-estruturar.
Como se trata de uma análise subjetiva
37
, torna-se fundamental o
acompanhamento das variáveis ao longo do tempo. Para tanto, fora selecionada
índices simples, de fácil acompanhamento e reconhecidos, tais como o IDH (Anexo
01) e o índice de corrupção (Anexo 02). Para um cenário complementar ao âmbito
mundial e nacional, utiliza-se o Economist Intelligence Unit (Anexo 03).
As informações contidas no Economist Intellgience Unit (2007)
proporcionam informações interessantes no que se refere a cada extrato. A hipótese
é de que quanto melhor o indicado do país, maior será a atratividade produtiva, e o
transbordamento que a condições de “bem-estar” pode proporcionar.
Observado o extrato OPEP, tem-se que os fluxos de riquezas nesses
países não consubstanciaram a qualidade nos indicadores de atratividade para a
maioria dos países envolvidos, salvo para o risco macroeconômico (média de 42
pontos). Os indicadores ligados ao governo (regulação, estabilidade e eficiência
governamental) podem ser considerados na faixa de qualidade médio-alta, em razão
do tamanho e o grau de intervenção, salvo em países como Emirados Árabes
Unidos, Qatar e Kuwait. Da mesma forma, ocorre com os elementos de mercado
(comércio internacional, risco financeiro e impostos). Os riscos de infra-estrutura e
37
Para uma análise subjetiva insiciva, implica em um nível de acesso e desagregação mais completo dos dados
dos Países, cujo acesso a informações, não estão, disponível e/ou apresenta-se pouco acessível para a construção
de analíse nessa dissertação.
77
segurança estão relacionados aos fatores socioculturais e expõem a contraposição à
inserção de estrangeiros
38
e a falta de qualificação nos respectivos países (IFP,
2008).
Nos países Não-OPEP, todos os indicadores corroboram para a
atratividade. Destaca-se que essa média é puxada pelos países Europeus. A
observação mais detalhada revela que os índices correspondentes a aspectos
como: segurança, estabilidade política, mercado, trabalho e infra-estrutura, a
situação não perdura como tão satisfatória.
Tanto os países africanos quanto os latino-americanos representam
pontos de inflexão. Os países africanos carregam em seu histórico os piores índices,
dos demais extratos; e da mesma forma que os membros da OPEP, só possuem
índices estáveis no setor financeiro, e /ou com importância governamental (política,
regulação e imposto). Na América Latina, os resultados são positivos e atrativos,
inclusive em áreas tidas como historicamente críticas (segurança, política, impostos
e infra-estrutura) inferindo que, os riscos podem estar mais ligados aos paradigmas
técnicos do que variáveis que balizam a entrada.
Visto dessa forma, emerge a importância do Estado como fator
promulgador do desenvolvimento econômico e social. Logo, pode-se ver o risco para
atividade enquanto grau de influência e de necessidade do Estado em intervir e
proporcionar determinados retornos
39
a atividade.
As benfeitorias advindas dos ganhos econômicos e de infra- estrutura
deveria estar diretamente relacionada com o grau e amplitude do nível
desenvolvimento cívico-cultural. Esse fato pode ser observado parcialmente a partir
de informações contida nos anexos 01(IDH) e 02 (índice de corrupção), que
apresentam os seguintes resultados: os países com melhor IDH também possuem o
melhor índice de corrupção (Extrato Não-OPEP); países com médio IDH e média
corrupção (OPEP); IDH médio e alta corrupção (América Latina) e IDH baixo e alta
corrupção (Países Africanos).
Portanto, a princípio, pode-se afirmar que, apesar dos indicadores
comporem bons e complexos elementos de balizamento para as atividades
38
Risco a propriedade privada e e fator de riscos diversos, contra extrangeiros.
39
Retornos no sentido de ganhos econômicos, sociais e políticos.
78
econômicas, deve-se esperar que o fator instituição seja um dos principais
indicadores de risco, uma vez que, para atividades como o petróleo existe uma
relação de aceitação ou não dos riscos frente aos possíveis lucros advindos da
mesma.
4.2.3. Economia de Escala no Mundo
Na cadeia de petróleo fazem-se presente vários espaços de atuação
que surgem com a especialização técnica. A existência da especialização técnica do
capital e dos recursos humanos representa a congruência entre o custo de
oportunidade e os riscos em uma economia de escala, como o da IMP.
Logo, a caracterização da atividade perpassa pela relação de custo,
que representa como resultado a assimetria e/ou market share do setor. A grosso
modo, pode-se afirmar que o lifting cost, transporte e os custos de refino
representam os gargalos para identificação das economias da atividade.
Para a fase de E&P, foco deste trabalho, o lifting cost representa o
processo de diferenciação. Assim, os custos de exploração estão associados aos
custos fixos, variáveis e os sunk cost
40
. Quanto menor os custos fixos e a incidência
de sunk cost maior é o valor estratégico da área/concessão/ bacia sedimentar
Os custos fixos estariam ligados aos estudos geológicos, infra-
estrutura, recursos humanos, sondas (unidade de perfuração), e, máquinas e
implementos para exploração. Os custos variáveis referem-se aos ajustes técnicos
produtivos, sobretudo na fase de exploração, uma vez que após o início da
produção, o custo de manutenção/amortização é relativamente baixo e de boa
previsibilidade. Já o sunk cost representa/absorve os custos de risco de um projeto;
visto que leva em conta, por exemplo, falhas na fase de perfuração, poços vazios,
sub-comerciais, etc. (BAI et al, 2006).
Dessa forma, excelência gerencial e especialização do capital aliados
aos ganhos naturais (tamanho das reservas, produtividade natural e tipo de petróleo)
geram ganhos importantes na atividade. E evidente que os fatores exógenos, junto
ao baixo grau de substituição dessa energia impõe particularidades no que se refere
40
Sunk Cost são custos irrecuperáveis na atividade.
79
aos fatores de produção, em razão do tempo. Ou seja, em uma área e com o
mesmo produto é passível de ocorrer retornos crescentes, constantes e
decrescentes de escala, por dois motivos: fatores naturais que reduz a eficiência
técnica/produtiva; e, o fator gerencial, em razão do tamanho e alocação que a
princípio tiveram de obter ao reduzir os riscos.
Segundo, Illun (2004), nos países OPEP, substancialmente no Oriente
Médio, os tipos das jazidas se caracterizam por serem bacias marginais com baixa
complexidade geológica; extensão e produção variável; relativa profundidade;
grandes reservas; boa previsibilidade; e, petróleo de média qualidade. O que se
traduz em áreas de baixo custo técnico produtivo/exploratório, gerando economias
de escala importantes, e de custo baixo custo de manutenção - mesmo que os
custos dos insumos sejam positivamente variáveis a produtividade tende a
compensar a oscilação que porventura venha a ocorrer.
Da mesma forma, segundo Illun (2004), nos países Não OPEP
encontram-se situações distintas mediante ao grau de desenvolvimento e tempo de
existência da IMP nos mesmos. Em países como Indonésia e Estados Unidos a
produção é declinante, gerando deseconomias de escala, dado a depleção das
jazidas de petróleo, gás e betume. Já em países como Reino Unido e Holanda, as
empresas apresentam retornos constantes de escala; e, por fim, países como,
Rússia e China, onde se tem ampliado a fronteira exploratória, as empresas
obtiveram economias de escala e de escopo, através de forte estruturação
tecnológica.
Nos Estados africanos, têm-se certa singularidade com áreas de alta
complexidade (Offshore) e baixa infra-estrutura, o que conduz a entrada de Majors e
a formação de Joint Ventures. Neste espaço, as economias de escala e de escopo
advém de fatores como a especialização das empresas; apesar de que essa
atratividade só foi possível pela necessidade de expansão das fronteiras de
produção, potencialidade com baixo nível de exploração e mediante a escala de
preços no mercado internacional, em face da demanda.
Na América Latina, se tem o paradoxo da IMP, ao se ter um ambiente
de alta complexidade haja vista o próprio paradigma geológico, além do período
histórico em que os rendimentos eram constantes (vide relação de R/p na figura 3-
19). Mesmo assim, na América Latina foi capaz de produzir petróleo de qualidade
80
média-baixa com retornos efetivos, os quais possibilitaram o desenvolvimento do
setor (1970 – 1990). As economias de escala e escopos foram atingidos pelo
processo endógeno de formação das indústrias desses países, com exceção do
caso boliviano. Portanto, as fontes dessas economias estão na especialização
técnica, indivisibilidade do capital, geometria, set up e baixo custo de manutenção.
Portanto o que se observa é que o fato eficiência técnica representa
um elemento importante para determinação de escala do setor. Tal afirmação vêem
corroborar a constatação de que a escala nesse setor está associada ao tamanho
da empresa e que representa um dos fatores para construção das barreiras a
entrada.
4.2.4. Integração no Mundo
A cada atividade é facultado elos dentro de uma cadeia de produção
com a organização e a disposição das empresas neste ambiente, que variam de
acordo com a complexidade, especialização e custo de interação.
Segundo Rey (2005), na indústria do petróleo é possível identificar
verticalizações em diferentes estágios a jusante e a montante na cadeia em razão
da coexistência de evento em vários graus de integração
41
. Este processo, ocorre
em virtude de riscos como investimento e da necessidade de obtenção de escala, a
nível global.
Historicamente, a atividade obteve seu real desenvolvimento com o
advento da articulação das etapas de produção e, posteriormente, a integração
horizontal de várias empresas americanas.
Como dito anteriormente, em cada etapa existe uma forma de
integração diferente - salvo em poucos países cuja industrialização foi
proporcionada pela via Estatal, visto que as necessidades técnicas inseridas
apontam relativa integração, seja a fins de redução de problemas específicos ou
decorrentes do alto custo técnico da atividade.
41
O termo aqui utilizado corresponde a um processo que transcende a noção de integração vertical e horizontal
via fusões e aquisições, e associa-se a idéia de integração via cooperação.
81
Assim, etapas de custo mais elevado, como o upstream, requerem
vultosa disposição de capital, organização e tecnologia. Estas são características
das Majores e Estatais (monopólio/Oligopólio), que mais recentemente vêem
apresentando integração direta e horizontal e indireta (divisão/participação de
capitais, etapas de produção, tecnologias especificas, joint ventures, etc). Etapas de
menor risco “natural” (downstream) apresentam maior intensidade na
competitividade seja no refino ou na distribuição. A composição mais acirrada e grau
de concorrência na cadeia fazem com que os elos da mesma sejam curtos e que
poucas firmas sejam capazes de diminuir os custos de produção e comercialização,
levando por conseqüência a vantagens e/ou barreiras competitivas.
Iniss (2008, p 11) chama atenção para o fato de que a integração de
uma atividade e/ou produto pode ser efetiva; no entanto, não referenda que essa
mesma integração tenha a mesma conotação para outro produto ou ambiente,
perante custos, estratégias e concorrência. Nesse sentido, a integração não mais se
apresenta como elemento rígido, tal como fusão e aquisição, mas passa a se
caracterizar por um processo flexível de integração vertical e horizontal através de
parcerias, que podem ser: integral (relação direta), parcial ou mínimo (apoio
financeiro), no qual pode ser contínuo ou não, tanto em relação ao tempo quanto em
função do espaço.
Para Países OPEP, o processo de integração, a princípio, emerge em
virtude de dois motivos: estatização da indústria e necessidade tecnológica. Em um
segundo momento, a integração vem dos movimentos das Estatais em
diversificação e internacionalização da atividade (PDVSA), e da necessidade de
solução dos gargalos produtivos, como no caso do downstream em que a maioria
dos países não dispõe de estrutura desenvolvida, visto que os mesmos são
produtores e não refinadores. Tal serviço a nível escalar está a cargo das Majores, o
que não necessariamente configura-se como interação, dado que as mesmas não
refinam totalmente a produção nos países de origem (MONTENEGRO,1997).
Segundo Montenegro (1997), Países Não-OPEP possuem relativo
oligopólio em E&P, competitividade mediana no refino e forte competitividade na
distribuição. As estratégias de verticalização variam de acordo com o tipo e o nível
de atuação das empresas. Países como EUA, México e Japão dispõem de firmas
verticalizadas em toda a cadeia e com extensões dos mesmos em atuação
82
internacional. A especialização e alocação na atividade de algumas firmas variam de
acordo com o espaço, por exemplo, nos EUA a Shell e a Exxon Mobil atuam em
toda a cadeia; e as mesmas empresas atual parcialmente no Canadá, Grã Bretanha,
Alemanha em alguns casos isoladamente ou em parceira.
Países Africanos seguem a tendência do extrato Não-OPEP, haja vista
a falta de infra-estrutura, risco e custo de operação em ambiente hostil e pouco
desenvolvido. Portanto, se desenvolveu nos países africanos uma estrutura de
paradigmática de integração via cooperação ao mesmo tempo em que firmas de
porte monopólico dividem suas operações ao nível de conluio de operação,
compondo barreiras indiretas (MONTENEGRO, 1997).
Na América Latina, a forma de integração e o grau de inserção varia de
acordo com o tipo e nível de abertura concorrencial. Nos Países como Venezuela e
Brasil, onde tem-se uma flexibilidade na cadeia de atividade, é possível encontrar
empresas nacionais e internacionais de diferentes portes atuando nas esferas
produtivas, técnicas e financeira nas diversas etapas da cadeia. Países como
Argentina, Chile, Colômbia e Peru, possuem uma total abertura externa,
expressando forte concorrência e pulverização da atividade e porte das firmas. Já na
Bolívia, com a recente estatização, verifica-se distribuição da atividade mediante
importância e estratégia para o setor e para o governo, segundo Campos (2008).
Logo, acerca da integração vertical, se afirma que o status de
integração rompeu a premissa de fusões e aquisições, risco e custo do setor, para
uma nova fase em que cada interação têm função específica e delimitada, cujo
intuito é compartilhar e obter vantagens de custo, conhecimento e “proteção”.
4.2.5. Barreiras a Entrada no Mundo
A idéia de barreiras a entrada reflete os pensamentos de Stigler
42
(1968), no qual as firmas entrantes arcam com custos os quais as firmas pretéritas
não foram obrigadas a pagar.
Partindo da hipótese de que a definição de custo supera a identidade
contábil, na IMP tal definição é necessária dada à amplitude relegada aos fatores
42
Stigler; G.J. The Organization of Industriy (1968)
83
incorridos no estabelecimento da atividade, bem como na agregação de outras
variáveis, que não estão presentes ou visíveis em outros setores. Assim, os fatores
empresarial, natural e institucional representam os pilares das barreias desse setor.
Os fatores empresariais ultrapassam o caráter do ambiente mercado e
ganha status de política de governo. Em todos os países, o elemento meio ambiente
da barreira à entrada é extremamente variável, não sendo estabelecido por índice ou
norma; no entanto, deduzido da estrutura de mercado e da estratégia da firma via
custo de oportunidade. Por fim, os fatores empresariais estão ligados aos custos
(tecnológica), acessibilidade a insumos de capital, e o lobby da firma frente ao
ambiente (mercado e instituições), No anexo 08 se expõem os níveis das barreiras
segundo cada extrato.
Segundo Pinto Junior (2007) Países OPEP possuem barreiras a
entrada fortemente institucionalizada, visto que a organização industrial local é
baseada no protecionismo dos recursos, resultando das parcerias entre as
empresas estatais e empresas internacionais (via contratos de prestação de serviço)
em sua maioria com as estatais ou de capital nacional majoritários sob os contratos;
a cooperação se faz mais presente e sensíveis em área de maior risco,
principalmente no downstream. O volume de capital e acesso a insumos, nesse
estrato, não são dinâmicos se comparado aos demais países, visto que as
empresas, a organização e o meio ambiente (áreas de exploração) são bem
conhecidos; a rentabilidade via produtividade e baixo custo de manutenção é
superior a média, ou seja, a rigor as barreiras da OPEP são de cunho político e não
de vantagens/custo como nos outros países.
Nos países Não-OPEP, a presença de grandes empresas, risco/custo
alto e as relações são ativas e delimitadoras das barreiras a entrada. A variação de
um país para outro depende do grau de amadurecimento da atividade. Países com
histórico recente na atividade tendem a possuir barreiras de baixo poder impeditivo,
visto que os ganhos são reais, insumos e volume de capital são limitados (exemplo
desse processo são as indústrias de petróleo em países africanos), cuja fase de
industrialização é baixa, e teve como saída a adoção do modelo de partilha dos
resultados, atraindo dessa forma empresas de porte variado em regime de
integração de capitais (como estratégia de diluição dos riscos).
84
Segundo Kupfer (2002), em caso oposto, têm-se países com histórico
onde as entradas são eficazmente impedidas, uma vez que a possibilidade de novas
entradas estão ligadas a vantagens técnicas operacionais e/ou em ambientes
marginais. O elemento institucional tem poder relativo visto que o modelo
predominante é o de concessão, o que pode dinamizar as relações competitivas e
cristalizar as mesmas em espaços mais vantajosos, como no caso dos Estados
Unidos e México, onde as Majores atuam em áreas estratégias/ rentáveis e as
atividades secundárias são de empresas menores em regime de cooperação com as
Majores/ Minors.
Similar ao ambiente Não - OPEP são as barreiras na América Latina,
diferenciado pelo estágio de desenvolvimento da atividade ao apresentar níveis
crescentes de atividade em E&P e expansão da capacidade de processamento. Esta
característica foi modificada no ultimo decênio a partir da alteração do regime de
exploração da atividade, que antes era de partilha e prestação de serviços para o
regime de concessão, além da flexibilização do monopólio para total abertura
(Argentina e Peru); exceto a Bolívia e Venezuela. Nesse sentido, o tipo de barreira
vária de acordo com o aporte de capital e o tamanho dos riscos. Assim, tem-se a
inserção das Majors de forma moderada em áreas restritas e crescimento e livre
entrada nos demais espaços de operação, sobretudo de novas firmas, em virtude do
crescimento da atividade.
Nos países Africanos a interpretação das barreiras a entrada fica mais
simplificada quandoo grau de abertura, o modelo de partilha e o processo de
cooperação ajudaram, a princípio, na construção de barreiras ineficazmente
impedidas, assim a construção de barreiras mais sólidas está selecionada com o
estabelecimento e amadurecimento das firmas em nível local. Tal fato que não é
totalmente real para a maioria dos países, exceto para os países africanos ligados a
OPEP (Argélia, Angola, Gabão
43
, Líbia, Nigéria). As vantagens de custos e insumos
são variáveis e singulares ao ambiente externo, dado a falta de infra-estrutura e
instabilidade política na região. Ou seja, os modelos de produção inseridos não são
locais, o que distingue totalmente os parâmetros e vantagens de produção. No
43
O Gabão entrou na OPEP em 1974 e deixou de ser membro em 1994 por dois motivos: tamanho da cota de
produção e tarifa de associação.
85
mesmo sentido, as instituições são instáveis e sem experiência
44
, o que reafirma as
vantagens estruturais de custo/escala, aliado ao alto nível de capital inicial.
Portanto as barreiras à entrada em uma concepção de custo, mais
amplo, podem ser de qualidade, quantidade, de preço; localização; de política;
produtividade; de alocação; cooperação. No entanto, como tais características se
confundem como o processo concorrencial e preferível classificá-las quanto
acessibilidade/uso dos fatores.
Logo, pode-se dizer que a OPEP têm barreiras de baixo caráter
técnico, alto no aspecto institucional. Os países não - OPEP com altas barreiras
técnicas e controle produtivo em alguns países; caráter institucional complexo e
liberal – o processo concorrencial geraria as próprias barreiras. Países Africanos
devido a falta de estrutura institucional referendaria baixas barreiras, e o processo
de inserção está ligado a idéia de firmas gerados a partir da atividade;(as empresas
pioneiras têm vantagens de custo/conhecimento; por fim, na América Latina, tem-se
um caso atípico: em décadas precedentes os mercados eram fechados e/ou pouco
flexíveis; no estágio atual, a concorrência aliada aos elementos institucionais cria
ambientes em que o nível de barreiras variam de acordo com a importância da etapa
da cadeia.
O processo e/ou extensão das barreiras compõem elementos na
formação das assimetrias de mercado, interferindo e consubstanciando as formas de
distribuição e caracterização do mercado e das firmas.
4.2.6.
Ambiente no mundo
A IMP historicamente tem perpetuado a característica de oligopólio em
âmbito internacional. A premissa de um ambiente dinâmico e grandioso singulariza a
indústria do petróleo com a existência grande empresas verticalizadas em seu
mercado de domínio e diversificadas em seu portfólio de produção/ação. Da mesma
forma que liga ao ambiente, através da força ou domínio sobre o ambiente e
interação com os agentes (empresas e instituições).
44
Falta de experiência institucional pode acarretar a “regra da captura regulatória” – Ou seja, o poder ou
influência de uma empresa pode fazer com que a agência regule o mercado em favor de uma firma, valorando
vantagens indiretas.
86
A figura 16 retrata a IMP, observado a segmentação da cadeia
produtiva, a segmentação e força das empresas e a ligação com o ambiente.
FONTE: Elaboração própria
Figura 15 Estrutura da Indústria Mundial do Petróleo & Gás
Os processos de oligopolização em cada país possuem características
definidas e singulares; no entanto, podem ser caracterizadas e diferenciadas pelos
elos de interatividade entre os agentes da atividade.
Em geral a IMP está formalizada por cinco etapas, a saber: exploração,
produção, transporte, refino e distribuição final. Nesse sentido, disposição essa
regular e/ou fixa na quais podem ser encontrados três arranjos empresariais
diferentes:
• Somente empresas de capital privado atuando;
Modelo de atuação por concessão de área de exploração;
Regime concorrencial dinâmico;
Inserção de empresas de capital externo;
Possibilidade de integração entre capitais nacionais e internacionais;
E, exemplos: Estados Unidos, Reino Unido, Holanda, Austrália.
• Estatal e Empresas privadas nacionais e internacionais;
Nível de atuação até a década de 90, no entanto em processo de declínio,
devido à necessidade de investimentos e alto risco técnico produtivo;
Modelo prestação de serviço;
Necessidade de desenvolvimento de aporte tecnológico;
Normalmente presente em grandes produtores de petróleo (OPEP);
E, Exemplo: México e Irã
87
• Empresas de capital misto e empresas nacionais e internacionais;
Forma mais usual atualmente;
Modelo de partilha, concessão de resultados ou regime misto (concessão e
partilha);
Presente em países com necessidade de desenvolvimento técnico customizado
na atividade e relativo controle governamental;
Residual de estratégias de nacionalização, esbarradas em forças de mercado e
insipiência técnica, na grande maioria dos casos.
E, exemplos (Brasil, Venezuela, Nigéria).
Fonte: Elaboração própria a partir dos dados da IFP (2008)
A forma de disposição e o grau de integração variam de acordo com o
desenvolvimento e regime produtivo vigente. Em alguns casos não existem
empresas suplementares entre as cadeias; as Majores, estatais ou de capital misto
assumem os espaços da atividade. Entretanto, não permite dizer que em algum
momento não ocorra interação, sobretudo contratação, venda ou aluguéis de
equipamentos a firmas estrangeiras, como nos casos de pesquisa geológica,
perfuração, e transporte.
Quanto às instituições, a proporção de força de cada agente, está
relacionada ao poder de enfrentamento entre o Governo e as firmas. Assim, quanto
menor for a relação do Governo com a indústria, maior tende a ser à necessidade
de participação da sociedade e da agência reguladora; ao passo que a universidade
e a participação da mesma, referenda ao modelo tecnológico adotado pelo setor. Se
a tecnologia advém do exterior, menor tende a ser a interação.
Assim sendo, no ambiente OPEP, aparentemente predomina a
composição do governo através das estatais operando em toda a cadeia, atividades
de maior risco e espaços da atividade são divididos com empresas internacionais
bem como com firmas pertencentes a cadeia de suprimentos. Quanto à tecnologia,
dependendo do grau de desenvolvimento técnico; as universidades nesses países
servem com fonte de formação de recursos humanos. A sociedade tem poder
secundário de influência, não atua direto sobre a indústria, mas sob o governo
central.
Portanto, no extrato OPEP, a atividade produtiva apesar de apresentar
certa flexibilidade com interação em alguns espaços, não se pode afirmar que a
cadeia seja complexa. Quanto ao cluster de cada etapa, as empresas satélites
88
trabalham e, sob fiscalização do governo, o ambiente institucional é sólido entre os
agentes: governo, empresas e universidade.
Os Países que compõem o ambiente Não-OPEP e o estrato dos países
africanos, referenda ambientes mais diversos e dinâmicos, por neles estarem
contido as três formas de interação produtiva da indústria petróleo e gás.
De forma geral, evidenciado pelo estágio evolutivo, as indústrias de
cada nação apresentam um grau de inserção mais proeminente de firmas
estrangeiras, sobretudo as Majores e algumas estatais, as quais se alocam nas
atividades principais (E&P e Donwstream); as Minor’s (cadeia de suprimentos) e as
para-petroleiras nacionais e internacionais completam os clusters, em serviços de
baixa intensidade de capital. Para os países africanos, a instabilidade social e
governamental aliada a falta de estrutura limita a construção de uma cadeia
completa.
As instituições nesses cenários trabalham de forma irregular, dado a
fragilidade em alguns ambientes: em uns o fator governo local se sobrepõem (China,
Europa Oriental); em outros, com existência de harmonia entre o privado e o local
(Canadá, Finlândia, Noruega, Reino Unido), normalmente com forças interlocutoras
como as agências reguladoras ou órgãos similares; e por fim, ambientes com
sobreposição das forças privadas, nas quais não só “capturam” como ditam os
meandros do desenvolvimento e das políticas da indústria (EUA e Japão).
Dado as exceções, pelo porte e nível de integração, em vários países
africanos, as instituições são representadas pelo embate direto entre governo e
firmas. O aporte de outros membros são estritamente limitados pela falta de
organização social ou qualidade das fontes de tecnologia, quando existentes.
Na América Latina, o perfil e constituição histórica corroboraram para
distinção em dois caminhos: estatais e ambientes flexíveis (estatais e privadas). A
falta de recursos monetários, estruturais e tecnológicos, aliada a idéias
nacionalistas, apresentam também resultados dispares, sobretudo nos países sul-
americanos. Países sobre influência americana (América Central) seguem o modelo
Não OPEP, com forte influência de empresas Americanas, constituindo e espraiado
por toda a cadeia, resquícios das décadas de 40-70. Países como Argentina, Peru,
Chile, Uruguai e Bolívia, apesar de em algum momento, com a participação do
89
capital nacional e internacional, construído uma cadeia, plena e em
desenvolvimento, não conseguiram ainda sustentar um caráter nacional constante,
dado as necessidades e gap’s existentes na economia, se abrindo a inserção de
capitais internacionais. A Bolívia configura-se como um caso a parte, visto que
recentemente modificou sua política de desenvolvimento ao controlar estatalmente
seus recursos naturais.
Tal instancia dos acontecimentos, construíram um ambiente
institucional múltiplo e equilibrado para tais países, por dois motivos: importância da
atividade e grau de nacionalidade, apesar dos gargalos.
Para Brasil, Equador, México e Venezuela a atividade sempre
representou importância estratégica, nas quais, consubstanciaram no modelo de
desenvolvimento baseado no “learning by doing, learning by sharing e by buying”
através de parcerias na idéia do tripé capital privado, nacional e governamental. O
Brasil representa um estágio diferenciado, dado o modelo estatizado para atividades
chaves, e semi-flexível para gargalos (Downstream – refino e distribuição).
Nesse sentido, a cadeia do petróleo na América Latina, se harmonizou
entre empresas estatais e privadas, tanto nos elos principais, quanto na distribuição
das para-petroleiras, evidentemente que em alguns pontos a esfera nacional, perde
nas instâncias de competição, como na cadeia de suprimentos.
Ao contrário dos demais estratos expostos, na América Latina tem
demonstrado autonomia de atuação, tanto no sentido de escolha de produção,
quanto no ambiente institucional, ao apostar na coexistência da força das nações,
das agências de regulação e da participação e lobby das firmas internacionais.
Portanto, acerca do ambiente da IMP, pode-se desenhar um cenário
em que indústrias maduras possuem maior estabilidade institucional com
participação das Majores; em outros, a falta de organismos institucionais são
sobrepostos pelos governos nacionais. A interatividade entre as cadeias está
diretamente relacionado com o arranjo institucional, se privado ou não.
90
4.2.7. Tecnologia no mundo
Segundo Duncan (1998), Alveal (2003), Freitas (2003) e Illum (2004) os
aspectos técnicos estão ligados aos fatores históricos, estruturais, estratégicos e de
recursos humanos. O desenvolvimento e grau de crescimento de novas técnicas de
produção, portanto, estão afixadas ao estilo e necessidade de cada ambiente.
Assim, observa-se que não só o ambiente modifica como também o
grau de competitividade passa a projetar os caminhos pré-estabelecidos pela
variável natural (geologia, petróleo, etc). Esse fato torna-se perceptível a partir do
estilo e grau de desenvolvimento em ambientes como no Oriente médio e no Brasil,
por exemplo. Nestes espaços se observam características marcantes e antagônicas
- lifting cost do Oriente Médio (onshore) e do Brasil (offshore).
Autores como Alveal (2001) e Campos (2007) referendam o fim do ciclo
do petróleo barato
45
, tal como confirmado pelo cenário relatado pela World Energy
Investment de 2003, em que, mantido um crescimento constante no consumo de
1,6% ao ano, tende-se a reduzir em 20 anos a reserva que normalmente duraria 40
anos para ser consumida. Tal resultado é demonstrado por Silva (2008) com base
no anuário da IFP (Serbutoviez, 2008). Illun (2004) alerta para as demandas e
gargalos técnicos, principalmente geológicos, os quas incorrem em altos
investimentos em P&D.
Com base na afirmação acima, nos Países OPEP o caminho
tecnológico apresenta a construção e desenvolvimento de tecnologias internas
através da formação de recursos humanos locais, substituindo o know how
estrangeiro em toda a cadeia. Tais investimentos estão alocados em áreas
prioritárias com o drilling (geologia e máquinas), refino (ao diversificar e agregar
valor) e gerencial – etapas de expansão e inicio para a internacionalização e/ou
diversificação na atividade.
O caminho percorrido para o desenvolvimento, neste caso, varia de
acordo com grau de incursão de firmas internacionais e porte infra-estrutural (da
atividade e de educação). Países com menor inserção e estrutura, como no caso da
Angola, Argélia, Nigéria, Líbia, Gabão e Irã; a idéia é desenvolver programas
voltados para espaços específicos da cadeia, como os investimentos em E&P
45
CAMPBELL, Colin e LAHERRERE, Jean H. The Endo of Cheap Oil. Scientific American, 1998.
91
offshore e/ou investimentos no refino, estratégia promulgada e ativa da PDVSA, para
a internacionalização.
Destaca-se que, a despeito da nacionalização na maioria dos países,
os mesmos mantêm participação produtiva e acionária com várias Majors
americanas e européias; logo, uma das poucas saídas para o desenvolvimento
técnico foi primeiramente à compra de tecnologias, e agora o “catching up”.Com
esse propósito, possuem ambiente de inovação próprio (Irã, Argélia, Arábia Saudita,
Emirados Árabes Unidos, Venezuela e Indonésia).
O caminho tecnológico adotado pelos membros via substituição e
catching up na atividade petróleo, representa a possibilidade de criação de rotas
alternativas, introdução e qualificação em áreas a princípio relacionadas e que
podem trazer ganhos de aprendizado e diversificação econômica; haja vista que no
caso especifico da OPEP, os países possuem baixa diversificação produtiva e forte
dependência de exportações na ordem de 70 – 80% do PIB.
Segundo Serbutoviez (2008), com um ambiente tecnológico mais ativo,
diversificado e com grau de dependência de petróleo que varia de acordo com o
percentual de participação do PIB, os representantes Não-OPEC, apresentam
características dispares entre si, de acordo com estratégia e desenvolvimento da
indústria.
Países representados por Majores (EUA, Reino Unido e Rússia)
possuem trajetória técnica ligada ao aporte dos conhecimentos adquiridos pelas
atuações em vários países. Desta forma, a tecnologia nasce de uma necessidade
local, ganha mobilidade internacional ao ser repassada subsidiárias em outros
países. No entanto, essa mobilidade técnica (capital e Rh) só é ativa em locais ou
contratos específicos, tais como na área offshore e no refino em algumas
concessões de produção (África e Ásia).
Em países com menor representatividade e/ou aporte da indústria na
economia, têm-se trajetórias conectadas com a formação tecnológica externa via
inserção de empresas ou compra tecnológica. Nesse sentido, os critérios técnicos
são absorvidos pela estratégia de diversificação e alocação das firmas
internacionalizadas em áreas atrativas e em expansão, o que restringe e concentra a
técnica e por conseqüência os espaços de mercado.
92
O extrato o qual corresponde aos países africanos possui algo próximo
ao ambiente Não-OPEP, de menor dinamicidade produtiva e representatividade. O
que realmente os diferencia é o estágio de desenvolvimento e a forma de atuação
das empresas.
A indústria do petróleo nos países africanos, assemelha-se a
constituição e período do Oriente médio. A diferença está na continuidade e
desenvolvimento da indústria, em razão das emancipações coloniais e as guerras
tribais, que direta ou indiretamente isolaram por décadas os investimentos
produtivos em grande parte do continente, e principalmente pelo custo e alto gap
tecnológico.
Portanto, a conseqüente falha de infra-estrutura social, política,
educacional e econômica retardou a configuração e expansão de várias atividades,
dentre elas a petrolífera.
Com a estabilização de alguns Estados; a indústria do petróleo e do
gás torna-se viável (1980 – 2000); no entanto esse desenvolvimento é fortemente
influenciado por forças de capital externo, condicionando a tecnologia e os recursos
humanos empregados.
Além das tecnologias nesses países estarem suprimidas pela escolha
tecnológica de cada empresa, a compra e difusão técnica na localidade está ligada a
construção externa ao país, mesmo para empresas nacionais e/ou estatais.
Assim, a tecnologia e o ambiente tecnológico nesses países são
estéreis do ponto de vista local, e as necessidades e/ou risco específico tendem a
ser solucionados pelo pull de empresas externas, sendo traduzido o ambiente local
como economias de enclave, tanto do ponto de vista inovacional quanto produtivo.
Os países da América Latina, como Brasil, Venezuela, México e
Bolívia, possuem uma estrutura de industrialização multivariada com formação
endógena (própria; partilhada com empresa e/ou universidades); ou exógeno ao
país através da compra de equipamentos e serviços específicos.
A origem tecnológica múltipla advém de um esforço para superar dois
objetivos: primeiramente diminuir os gap’s tecnológicos, principalmente em áreas
prioritárias como o Upstream; e ganhar espaço de mercado, não só nacional, como
93
promulgar a internacionalização das atividades naquelas com vantagens e
conhecimento técnico.
Portanto, pode-se concluir que o ambiente tecnológico, bem como o
seu desenvolvimento, caminha em dois caminhos: primeiramente suprimindo as
demandas técnicas internas; segundo, expandindo para áreas como offshore e
internacionalização em espaços que as estatais e empresas dispõem de vantagens
técnicas. Os caminhos para tanto estão se estruturando para tecnologias
desenvolvidas internamente, seja com interação direta ou cooperação com o
objetivo de solucionar problemas específicos.
4.3. INDÚSTRIA BRASILEIRA
A Indústria Brasileira de Petróleo (IBP) se constituiu de maneira
singular se comparado a outros países. Assim, a mesma pode ser caracterizada em
três períodos: aberto (1900 – 1952); fechado (1953 – 1996); e, flexível. Segundo
Rodrigues Neto (2007), no Brasil os primeiros esforços de construção de uma
atividade ligada ao petróleo datam de 1864, tentativa de cunho privado, sob
“supervisão do Estado”; que descreve a relação entre o dilema de abertura ou
estatização de um setor chave para um país de tamanho continental.
Ainda de Acordo com Rodrigues Neto (2007) a fase de indústria aberta
corresponde ao período em que a IBP não possuía elementos efetivos para
promulgação do auto-desenvolvimento para o setor, em razão do fato de que a
conjuntura da IMP, na época, inviabilizava áreas com ligting cost elevado e/ou pouco
exploradas, apesar da expansão e E&P das bacias sedimentares após a primeira
grande guerra.
As áreas já exploradas, sobretudo americanas, eram capazes de suprir
a demanda mundial, além do que, o próprio mercado não se encontrava
desenvolvido, ou melhor, a matriz do petróleo não havia se espraiado
verdadeiramente para os países periféricos.
Ademais, fatores como o baixo preço do petróleo; lobby das Majores; a
falta de infra-estrutura; o alto custo de produção e distribuição dos derivados; e,
94
primordialmente, a falta de conhecimento técnico, elevava a relação custo beneficio
na construção de uma indústria fora do âmbito americano.
Assim, a partir de 1910, com a construção da indústria nacional, conta
com a pequena entrada de indústrias internacionais como a Standard Oil, Anglo
Mexican, Atlantic na área de refino e distribuição final. O ramo de atividade dessas
empresas não só localiza, como fundamenta as políticas acerca do petróleo até a
década de 1940.
Diversos autores como Zamith (1999), Alveal (2003), Aragão (2005),
Campos (2007), Pinto Junior (2007), Rodrigues Neto (2007) e Carrilho (2009),
descrevem uma relativa receptividade a atividade e forte apatia quanto ao
desenvolvimento. A relativa aceitação deriva dos movimentos nacionalistas, cujos
debates formais e informais permeavam entre a abertura já existente, flexibilização
ou estatização da atividade. Este fato contribuiu para a formação, já em 1016, do
Ministério Mineralógico e Geológico do Brasil (SMGB).
O SMGB nasce com o objetivo do governo estimular e organizar o
setor, haja vista a apatia que deriva da falta de recursos, do tipo de, descobertas
(poços sulfurosos, pouca quantidade de petróleo, etc), parco incentivo a atividade
privada nacional ou não, entraves burocráticos e falta de clareza por parte das
afirma. Conforme afirmam Alveal (2003), Rodrigues Neto (2007) e Carrilho (2009),
tal ociosidade se revela pela quantidade de poços perfurados no Brasil de 1919 –
1930 que segundo CARRILHO (2009, p. 04, apud MATTOS DIAS e QUAGLINO,
1993) não passou de 51 poços perfurados.
Diante do acirramento do debate entre a dicotomia privado X nacional,
é assinado o decreto-lei de n° 395, em 29 de abril de 1938, no governo do
presidente Getúlio Vargas, que delegava a União o poder de controlo da IBP. O
Conselho Nacional de Petróleo (CNP), diferente do SMGB surge com o objetivo de
estabelecer a concessão para o empresariado nacional ou estrangeiro quanto a:
importação, exportação, transporte, distribuição, comércio e refino, com os preços
subsidiados.
No entanto, durante esse período, a área que mais se desenvolveu foi
da distribuição, concentrada pelas multinacionais. Logo, as atividades downstream
ganham força, vislumbrado pelo impulso da construção de um parque de refino
95
nacional – até 1950 (IPIRANGA, Manguinhos, Capuava Isaac Sabba, Presidente
Bernardes).
Segundo Rodrigues Neto (2007), o avanço da matriz do petróleo,
através da difusão do uso em várias utilidades, aumento da frota de carros, difusão
da energia elétrica (motores a combustão), maior participação de empresas
internacionais, decisões do CNP e a reforma na constituição de 1946, faz emergir no
meio militar e civil (movimento sindical, estudantil, partidário e social, como por
exemplo, o Centro de Estudos e Defesa do Petróleo e da Economia Nacional
(CEDPEN)) o debate a cerca das idéias liberais versus nacionalistas. Ao ganhar
apoio popular, os nacionalistas avançam na construção e concretização da temática
do “Petróleo é nosso” em 1953.
Portanto, se percebe que o período aberto da IBP não passou de
registros exíguos de inserção e controle da atividade, as quais foram prontamente
esbarrados pelos custos, falta de articulação, instituições, falhas e principalmente
pela não descoberta de petróleo “comercial”.
Segundo Rodrigues Neto (2007) e Campos (2007) o período,
subseqüente denominada de IBP fechada (1953 – 1996), resulta diretamente do
esforço dos nacionalistas em criar uma indústria nacional a partir do lema o “petróleo
é nosso”; e, novamente com Getúlio Vargas, promulga em 03 de outubro de 1953, a
lei n° 2004
46
, quedefine novas funções para o CNP, monopoliza a cadeia produtiva
através da estatização do setor (concessão, parceria e manutenção das parcerias
com as refinarias) e cria a Petróleo Brasileiro S.A. (Petrobras). A nova função do
CNP passa a ser de supervisão da importação, exportação, produção, refino,
distribuição e comércio.
A Petrobrás herda um sistema no upstream delimitado pelos elementos
impeditivos já descritos; e com downstream semi-desenvolvidos e com grande
dependência de derivados. Segundo Alveal (2003) em 1955, a Petrobrás supre
aproximadamente 27% da demanda nacional.
Nesse sentido, o período de 1953 - 1980, dado os preços
internacionais do barril baixo, amplia-se os investimentos na construção das
46
Em 1948 ocorreu uma tentativa de nacionalização flexível no entanto, as condições – embates ideológicos,
impediram a progressão do Estatuto do Petróleo)
96
refinarias (RELAM (1950); RECAP (1954)), atingindo auto-suficiência em 1961 ao
entrar em funcionamento a REDUC; e, posteriormente com RGAP (1962), LUBNOR
(1966), REFAP(1968), REPLAN (1972), REPAR (1977) e REVAP (1980).
Paralelo a esse movimento, tem-se o desenvolvimento das subsidiárias
da Petrobrás tanto em nível nacional como internacional (PETROQUISA (1968); BR
(1971); BRASPETRO (1972); INTERBRÁS (1975); PETROFÉRTIL (1976);
PETROMISA (1977); e do CENPES em 1966; e, fundamentalmente a ampliação das
atividades offshore com a descoberta no Rio de Janeiro, na bacia de Campos com
Badejo, Garoupa, Namorado, Bagre e Anchova. Já em 1977 o petróleo offshore
passa a ser a principal ocupação / meta do país como fonte de petróleo.
Conforme afirma Campos (2007), na década de 1970, as duas crises
do petróleo (1973 e 1978), não só provocam o movimento de exploração de novas
áreas como também acelera o ritmo de adoção de novas tecnologias. Tal fato está
relacionado ao preço do barril atrelado a possibilidade de escassez, passando assim
a desenvolver riscos e tecnologias de alto custo. Este aspecto contribui para a
construção das características do setor para a nova fase.
O período de 1980 – 1997 estabelecem um novo rumo para a IMP: o
impacto das crises do petróleo; a recessão mundial advinda do mesmo, a
dependência nacional frente ao óleo bruto (vide figura 3-10); o ritmo e o tamanho
das descobertas de campos no mar apontam para a continuidade dos investimentos
exploratórios (Procap 1000 / 2000, PROMIRV, PROQUERV, PROQUAL) e
comerciais (BRASPETRO). Este caminho para o desenvolvimento é trilhado tanto
em nível nacional como também em algumas operações das subsidiárias em países
da América Latina, África e Oriente Médio através de Joint-Ventures.
Segundo o CVM (2003, p. 63, apud Aragão, 2005):
[...] o plano da Petrobras para o período foi reduzir o custo unitário de
processamento, aumentar a capacidade de refinar o petróleo nacional
(pesado) e transformar os excedentes de óleo combustível em derivados
como o diesel, a gasolina e o gás liquefeito de petróleo (GLP), que são
produtos de maior valor agregado.
Assim, o ritmo e as estratégias de desenvolvimento da Petrobrás foram
maximizar os espaços na cadeia da IBP, a fim de reduzir o custo e elevar a
97
produção em razão dos desafios impostos, qual seja: petróleo de baixo valor,
tecnologia de E&P e refino afim de suprir a demanda e atingir a auto-suficiência.
No entanto, a despeito do avanço em E&P e do desenvolvimento da
IBP, os desafios para obtenção da “auto-suficiência” e dos problemas econômicos
decorrentes dos planos de desenvolvimento e das crises internacionais; passam a
pressionar por mudança na condição do processo de reafirmação desta indústria.
Para alguns autores como Aragão (2005), Campos (2007), Rodrigues
Neto (2007) e Alveas (2008), a flexibilização reflete não somente o desenvolvimento
do setor, como também a ampliação da capacidade da indústria nacional –
Petrobrás - ao espraiar-se em um movimento de internacionalização real, através de
contratos de fusões & aquisições na América Latina (Argentina, Bolívia, Colômbia),
Estados Unidos e África (Angola, Nigéria, Cabo Verde). A despeito disso, Alveal
(1994 apud Campos 2007, p. 180) afirma que a mesma já teria alcançado parte
dessa internacionalização através das subsidiárias (BRASNOR, BRASPETRO,
Petrobrás América INC) anos antes da flexibilização.
Assim, em 1995 através da Emenda Constitucional nº 09, que
reformulou a Constituição de 1988, no artigo 177, foi dado permissão para que
empresas estrangeiras / nacionais participassem das atividades do upstream. No
entanto, a Emenda torna-se efetivamente funcional, em 1997, com a declaração da
lei do petróleo.
A lei 9.478/97 dá a união total liberdade para, com empresas estrangeiras ou
nacionais, conceder e autorizar empreendimentos privados no setor
petrolífero, bem como garante à Petrobrás condições de atuar como uma
verdadeira empresa comercial escolhendo livremente projetos, parceiros,
correndo risco em seus empreendimentos (ARAGÃO, 2005, p. 67)
Tal lei resguarda o controle majoritário das reservas nas mãos da
Petrobrás, além de flexibilizar o controle e o direito de escolha da Petrobrás sob
algumas áreas através do Round 0
47
. Este fato define o papel da Petrobrás dentro
da cadeia. Ademais, é criada a Agência Nacional do Petróleo (ANP)
48
; autarquia
47
Round 0, designa a rodada de concessão de área de exploração, onde somente a Petrobrás teve o direito de
Participar.
48
Atualmente denominada de Agência Nacional do Petróleo, gás e do bicombustível.
98
ligada ao Ministério de Minas e Energia, com a função de gerir, implementar e
fiscalizar a IMP.
Nos anos subseqüentes o processo de abertura acentua-se com a
liberalização dos preços, ampliação do escopo de atuação da ANP (mapeamento da
Bacia sedimentar brasileira, promoção dos PRH’s, financiamento através de fundos
constitucionais do FINEP), Round’s de licitação e anúncio de descoberta de novas.
A liberalização dos preços em 2002, anteriormente deliberado pelo
MME, acentua a abertura e crescimento no mercado de derivados. Segundo Zamith
(1999) esse processo é seguido pelo aumento de empresas não só de distribuição,
como também por prestadoras de serviços.
Portanto, o que se percebe acerca da IBP é que o desenvolvimento
advém de um esforço concentrado na promoção de uma atividade, sustentada por
uma estratégia balanceada em duas frentes de atuação: nacional e internacional.
A estratégia de atuação nacional reflete além um processo de
consolidação da IBP, que ganha força com as crises da década de 1970, juntamente
com o reforço dos Planos nacionais de desenvolvimento; e, finalmente, ao atingir a
auto-suficiência em 2007, ao ampliar suas descobertas e tecnologia Offshore.
Destaca-se ainda a estratégia da diversificação da atividade nacional,
para o ramo da energia e manutenção das vantagens construídas a partir dos
conhecimentos técnicos e de alianças, sobretudo nas atividades em E&P.
4.3.1. Caráter do Petróleo no Brasil
Da mesma forma que ocorre na IMP, os fatores reservas, produção,
tipo de petróleo e localização geográfica, assumem importância considerável para a
IBP. No entanto, se anteriormente tais fatores se voltavam muito mais para uma
competitividade das empresas e dos países, agora estes fatores também se tornam
importantes para as políticas locais de desenvolvimento, uma vez que o tipo, porte e
dinâmica da atividade reflete também no espaço em que se insere, seja nos Estados
ou nos municípios, em razão das receitas (Impostos, Royalties) e da qualidade de
vida (Emprego, infra-estrutura, educação, lazer, meio ambiente) advindas da
atividade.
99
A bacia sedimentar brasileira é composta por 21 enquadramentos
espaçados irregularmente entre os 27 entes da federação, conforme demonstra
figura 3-20.
Fonte: http://www.riobranco.org.br/arquivos/sites2008/6_agosto/grupo2/JuiceBox/menu_74500/petr%F3leo.htm
Figura 16 Bacias Sedimentares Brasileiras.
A explotação do petróleo e do gás ocorre em 11 Estados, dentre os
quais 01 é produtor somente em terra (Amazonas); 03 Estados só produzem no
offshore (Rio de Janeiro, São Paulo e Paraná); e 06 Estados produtores em terra e
mar (Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia e Espírito Santo).
A irregularidade na distribuição das bacias, aparentemente, não
constitui limite para a produção de petróleo e gás no Brasil, em razão da base
tecnológica nacional e da posse das riquezas naturais garantidas pelo Artigo 176
49
da Constituição Federal de 1988; no entanto, a disposição da produção,
aparentemente está ligada ao progresso de mapeamento do relevo brasileiro e das
conseqüentes descobertas de petróleo e gás em nível comercial.
Tal afirmação está baseada nos estudos de Neto (2007), Campos
(2007) e Pinto Junior (2007); e nos subseqüentes estudos de mapeamento da bacia
nacional
50
, que se concentraram em áreas já produtivas, se encaixando no plano de
49
Art. 176 da constituição de 1988 em que a segura a nação o poder sobre os recursos naturais. Alterado
posteriormente com a Lei 9.478, flexibilizando a exploração por empresas internacionais.
50
O mapeamento da bacia hidrográfica brasileira, financiado pelo governo (ANP/ MME) teve dois fundamentos:
primeiro, conhecer melhor as bacias e delimitar as áreas para as concessões; estimular o desenvolvimento de
técnicas de mapeamento e formação de RH no Brasil. Tal afirmação é perceptível através das áreas prioritárias
100
auto-suficiência. Nesse sentido, os investimentos apresentam a seguinte
característica: na atividade de E&P, ocorre ao longo da costa brasileira, salvo no
caso dos campos de produção na região amazônica; nas atividades que envolve o
refino, transporte e as para-petroleira. Os investimentos permanecem concentrados
substancialmente nos maiores Estados produtores, com alguns membros ou
indústrias presentes em Estados/regiões vizinhas e com relativa mobilidade do fator
trabalho.
Quando se observa a relação R/p, verifica-se que, no período de 1997
a 2000, o Brasil foi capaz de recuperar as perdas financeiras e técnico-produtivas
ocorridas na década de 1980 como também ultrapassar a média de produção
alcançada na América Latina. Nesse mesmo período, foi responsável pelas
melhorias na projeção do esgotamento das reservas em aproximadamente dez anos
advém da ampliação da área de atuação através da ampliação da atividade offshore;
a recuperação e o conseqüente pico de produção advêm das reservas da bacia de
campos e Santos, bem como do crescimento acima da média nos Estados do
Amazonas e do Rio Grande do Norte.
Fonte: BP Statistical Review of World Energy June 2007, elaboração própria.
Figura 17 Relação R/p do Brasil e da América Latina (1980 - 2006) em Mpbd
do Programa de Formação de Recursos Humanos (PRH), da própria agência reguladora, visto que, para tal
mapeamento, se deu em parceira com institutos de pesquisa e universidades.
101
A figura 18, demonstra os ganhos nos anos de produção, com a
descoberta na Bacia de Campos no período de 1993 a 1997; com as descobertas no
litoral Capixaba e Santista entre 2003 e 2007. O período compreendido entre 1997 e
2002, expõem a fase de estabilização da concorrência no setor.
FONTE: Elaboração própria, a partir dos dados da ANP
Obs.: Os Estados da PA, SC, AL e BA; foram excluídos por falta de dados referente produção
offshore.
Figura 18 Relação R/p no Brasil e por Estado (1993-2007)
Quando se compara Reserva/produção do Brasil com o Rio Grande do
Norte, percebe-se que o Brasil, apesar de ter aumentado suas reservas, a relação é
decrescente. Já na bacia Potiguar, apesar do porte e do tipo de produção, a
tendência é de uma pequena melhora nos últimos anos, fruto dos investimentos na
produção e inícios das respostas das áreas de concessão.
Quanto ao tipo do petróleo, a ANP dispõe da classificação de 45 tipos
de petróleo produzido no Brasil
51
, sendo o petróleo mais pesado de 12,70º de API e
1,23% de enxofre em Fazenda Belém/RN e o mais leve com 57,07º API e 0,01% de
enxofre em GEBAT/SP. Essa classificação se traduz em qualificação e conseqüente
valoraçã, baseada nas diferentes frações de composição e produção dos derivados.
51
Coeficientes do petróleo, classificação encontrada em Memória de Cálculo, disponível em
http://www.anp.gov.br/doc/participacoes_governamentais/Memoria_de_calculo.pdf
102
Segundo Uller (2007), em média, no Brasil o petróleo é pesado e com
baixo teor de enxofre, o que o transformar em um potencial exportador de petróleo
para determinadas atividades.
Considerando esse fato, a estratégia de diferenciação por meio da
qualidade do produto ganha importância, uma vez que a flexibilização do monopólio
estatal criou a oportunidade de comercialização no exterior e não mais
exclusivamente no Brasil; acentuou a possibilidade das escolhas/estratégias das
empresas, não só pelo tamanho das reservas como também valor agregado ao
petróleo; além de habilitar
52
em alguns poços a relação custo-benefício,
principalmente para firmas de menor porte, onde a relação custo de produção/preço
de venda é mais ajustada.
Tomando por base a figura 20, é possível observar que a qualidade do
petróleo amazonense, seguido do Potiguar, é mais atrativo na média, do que o
petróleo Brasileiro e o carioca.
FONTE: Elaboração própria a partir de dados da ANP.
Figura 19 Preço Médio do Petróleo Nacional, bbl (1999 – 2007,)
52
A qualidade do petróleo por ter um diferencial de preço, pode “habilitar” a relação investimento/produção;
custo/beneficio. O que em caso contrário, a área ou poço com produto de baixo valor comercial provavelmente
seria abandonado, temporariamente, até o instante que o preço fosse favorável ao investimento ou tecnologias
mais baratas estivessem em uso.
103
Entretanto, os investimentos em volume e concentração de empresas
no sudeste do pais, considerada a maior região produtora e detentora das reservas.
Portanto, no que tange as características específicas do petróleo no
país, a atividade encontra-se estabelecida na zona próxima ao litoral e em águas
territoriais brasileiras, a despeito do tamanho continental e da distribuição das
bacias. Aparentemente, a concentração nesta zona referenda o histórico das
descobertas e o tamanho das reservas, apesar da ampliação da atividade.
A concentração da atividade nas grandes regiões produtoras,
aparentemente não está ligada ao preço do produto, haja vista que tanto na bacia de
Santos, de Campos e na Capixaba o petróleo é mais pesado e de menor valor
agregado
53
. No geral, o petróleo nacional, apesar de pesado, tem baixo nível de
enxofre, o que pode se constituir em um diferencial para determinados ramos da
cadeia, como o de polímeros, asfaltos e diesel.
4.3.2. Riscos no Brasil
No Brasil, a composição do risco ganha conotação diferenciada diante
das especificidades do ambiente local, ao considerar questões como: ambiente
natural; técnica de produção; fatores macroeconômicos e institucionais.
Os elementos técnicos no âmbito nacional são dispares em custo e
infra-estrutura, com gargalos acentuados em águas profundas e no pré-sal
54
.
O risco macroeconômico no Brasil está associado a três fatores:
primeiro o histórico de crises financeiras, anteriormente ocorridas, muito embora o
mesmo não represente diretamente fator limitante ao processo, mas a criação de
vários planos para estabilização financeira e inflacionária na economia
inevitavelmente apresentou transbordamentos para a atividade.
53
Nessas bacias o petróleo é tido como pesado, salvo no pré-sal, no qual o grau de API
segundo a Petrobrás é de 28º.
54
Pré-sal é uma faixa que se estende ao longo de 800 quilômetros entre os Estados do Espírito Santo e Santa
Catarina, abaixo do leito do mar, e engloba três bacias sedimentares (Espírito Santo, Campos e Santos). O
petróleo encontrado nesta área está a profundidades que superam os 7 mil metros, abaixo de uma extensa camada
de sal que, segundo geólogos, conservam a qualidade do petróleo. Fonte: Jornal Folha, pesquisado em
30/10/2008, Disponível em http://www1.folha.uol.com.br/folha/dinheiro/ult91u440468.shtml
104
Segundo, o mercado de capitais, que constituem fonte de recursos
para várias empresas do setor, principalmente as Majores, inclusive a Petrobrás
55
; e,
por fim, o caráter institucional, já que o Governo Nacional detém participação na
atividade.
Destaca-se que institucionalmente, cabe observar o tipo de rusco que
emerge das políticas e regras de regulação, que ainda se encontram em
desenvolvimento, bem como dos riscos relacionados ao ambiente, no que se refere
aos custos de produção.
O impacto das instituições (governo, empresas, população) e os riscos
social, político e econômico para a atividade podem ser observados através de dois
indicadores: corrupção e índice de desenvolvimento humano (IDH); sendo que este
último demonstra falhas nos elos de desenvolvimento das instituições e da
economia, enquanto que o primeiro pode expor a fragilidade do sistema frente a
determinados agentes.
O IDH Brasileiro tem apresentado tênues melhoras, com média de 0,8,
segundo dados de 2005, alcançando o 70º lugar dentre 177 países. Este fato
garante ao Brasil nível médio de risco, se comparado a países produtores de
petróleo, tais como os africanos e Europeu que possuem IDH médio 0,6 e 0,885
respectivamente. Na América Latina, o IDH do Brasil desponta entre os 07 melhores.
Dentre os países produtores de petróleo na América latina, o Brasil encontra-se na
terceira posição, frente a Venezuela e o Equador.
Quanto aos indicadores de corrupção, segundo dados da ONG
Transparency International
5657
(2003) no período 2000-2001, com base em 218
países analisados e com recorte de Países produtores de petróleo, apontam que o
Brasil alcançou pontuação média 3,95 e atingiu 46º lugar no ranking. Este fato o
coloca em posição mediana e a frente de grandes produtores, tais como México
(3,5); China (3,3); Venezuela (2,75); e, a trás de países estruturados
institucionalmente como EUA (7,7) e Holanda (8,85).
55
Acesso a capitais da bolsa é um dos canais de financiamento. Normalmente as empresas dispõem da
capacidade de autofinanciamento e/ou parcerias.
56
Valores em escala de 1 a 10. Quanto mais próximo de 10, menor é a percepção de corrupção e quanto mais
próximo de 01, maior é a corrupção.
57
Não foram apresentados para os anos de 2000-2001 dados referentes aos países pertencentes a OPEP.
105
Portanto, no que tange a risco de investimentos, o Brasil tanto em IDH
quanto em índice de corrupção apresenta situação mediana, o que pode caracterizar
relativa estabilidade, comparada a outras regiões onde as instituições não são
capazes de desenvolver maior estabilidade política, econômica e institucional.
4.3.3. Economia de Escala no Brasil
No Brasil, as economias de escala advêm de um lento e constante
processo de construção dos elos da cadeia, em razão do modelo técnico adotado,
com base em duas estratégias: construção e endógeneidade dos capitais/tecnologia
atrelado a crescimentos flexíveis e diversificado baseado em objetivos
macroeconômicos e políticos (JUNIOR, 2007, p. 110).
Na IBP, conforme exposto, os espaços de exploração e de refino
representam os ícones da atividade, com atuação direta da Petrobrás e suas
subsidiarias. A promoção da integração vertical conseguiu estruturar elos
importantes da cadeia bem como torná-la uma empresa estatal eficiente. Ademais, a
busca pela especialização técnica do capital e dos recursos humanos, advém das
políticas de desenvolvimento e da promulgada alta suficiência em energia.
Segundo Campos (2007) a profusão das atividades (Upstream com
Downstream) bem como a complementaridade desses elos da cadeia só foi
consolidada após os choques do petróleo na década de 1970, após direcionar os
investimentos
58
em compra de bens e serviços técnicos, substancialmente para o
offshore. A verticalização nesse sentido, apesar de sempre presente na cadeia,
apresentou relativa rigidez de investimento, dados a constatação do maior
desenvolvimento do downstream e posteriormente da E&P.
O caminho traçado levou a Petrobrás elementos de consolidação de
economias de escalas, importantes, em razão do amadurecimento das técnicas de
produção em terra e o desenvolvimento de técnicas de E&P offshore. Assim, as
economias de escala (reais e pecuniárias) e escopo construídas através
investimento e apoio das subsidiarias ocorrida até 1990, elevam o grau de
especialização técnica.
58
E&P ordem de crescimento 19% ao ano, só da Petrobrás, segundo dados da própria Petrobrás.
106
A lógica de qualificação e crescimento das atividades downstream
possibilitam interdependência técnica a principio na distribuição, com a existência de
várias empresas em regime de concorrência ativa.
O peso dos investimentos em refino e distribuição ganha nova
conotação através do esforço e conseqüente, novas descobertas na bacia de
Campos. Assim, a esperança e os frutos dos esforços e escala técnica alcançadas
promoveram reviravolta nos pesos e caminhos da IBP, conforme podem ser
observados através do desenvolvimento das técnicas offshore e pré-sal, bem como
as descobertas de novas reservas.
Portanto, no Brasil, as economias de escalas foram advindas da
integração vertical e da relativa rigidez dos investimentos na cadeia no período de
atuação eminentemente estatal, bem como do investimento no refino e
posteriormente no E&P, posteriormente seguido da alocação do aporte produtivo e
especialização técnica no upstream offshore,em razão das descobertas e do
tamanho destas reservas.
4.3.4. Integração no Brasil
A integração da IBP considera tanto os recursos financeiros e
humanos. A especialização técnica, o alto custo e o tempo de maturação da
atividade conduziram o Brasil a desenvolver um modelo baseado na interação entre
empresas e capitais; primeiramente no upstream e posteriormente no donwstream,
funcionando de acordo com os resultados e necessidades da política energética,
outrora extremamente dependente.
Nesse sentido, a integração no Brasil, não se baseou em modelos de
fusão e aquisição, mas passou a ser caracterizada por um processo flexível de
integração vertical e horizontal através de parcerias e segmentação de função
(subsidiarias) (CAMPOS, 2007, pg.21).
O processo de integração variou de acordo com os elos da cadeia e
com o aporte histórico da Petrobras na atividade. No upstream, esse caminho pode
ser visto através da divisão técnica da atividade e da interação entre as empresas
dominantes. No downsteam a integração ocorre de modo sutil, através de linkages
entre firmas, a partir da padronização e desenvolvimento dos insumos na cadeia,
107
como por exemplo, a adequação de especificações de determinado insumo, advindo
das refinarias para a indústria de adubos químicos.
Como antes exposto, o processo da IBP mais recentemente,
corresponde à “flexibilização”. As rodadas de licitação referenda e demonstra tal
“abertura” com a inserção de empresas nacionais e internacionais. Embora no
percebe-se o elo mais fechado da cadeia.
O nível de integração na fase E&P pode ser percebido nos anexos 04
e 06
59
, no qual destaca-se também o grau de captura da Petrobrás frente aos blocos
licitados no Brasil, em média de 52%, sobretudo em participação direta, a despeito
da inserção direta de 86 empresas, apoiadas por inúmeras outras empresas
satélites (Sísmica, Exploração, fluídos, resíduos, transporte, maquinas e
equipamentos, RH, serviços gerais, etc).
Diante do exposto, pode-se r , dado o risco o grau de complexidade e
integração da cadeia, da IBP, em razão das atividades desenvolvidas pela
Petrobrás e empresas satélites; e com atuação em áreas de alto risco; o que
configura um ambiente dinâmico de concorrência forte e localização em áreas e/ou
atividades em que a Petrobras atua, fruto dos investimentos da mesma e pela
integração com empresas entrantes.
4.3.5. Barreiras a Entrada no Brasil
As Barreiras à Entrada no Brasil, até a década de 1980, estava
balizadas em dois fatores, o natural e o institucional.
Os fatores naturais advém da disposição das reservas no território
nacional e as intempéries ambientais, que pode ser vencida mediante tecnologia e
expectativas de valoração dos mercados de petróleo e derivados. O fator
institucional advém da própria origem da constituição da indústria do petróleo
brasileiro com a criação da Petrobrás; que até 1997 detinha o monopólio da
atividade, flexibilizada a posteriori com a ANP. A despeito disso, as barreiras estão
constituídas em razão da escolha específica da atividade e da localização tanto no
59
ANEXO 04 – Principais Majores, Minores e Estatais; ANEXO 06 – Rodadas de Licitação da ANP para
Concessão de Áreas de Exploração de Petróleo e do Gás no Brasil.
108
espaço quanto no elo da cadeia, estão associadas a atuação da Petrobrás, que é
verticalizada e horizontalizada na cadeia, mediante o fruto do monopólio e
concentração de conhecimento. Adquirido ao longo do tempo.
A barreiras a entrada, apesar de passíveis de transposição em alguns
casos variam de acordo com o tipo de atividade a ser desenvolvida. Segundo
Campos (2007, p.206, grifo nosso): “a predominância da Petrobrás é relativa ao seu
conhecimento geológico, sistêmico e empresarial, bem como ao seu desenvolvimento
tecnológico em águas profundas” (JUNIOR, 2007):
[...] Apesar da entrada de novos players, a estatura e posição dominante e
integrada da Petrobrás na cadeia produtiva petrolífera do país é fator
indutor de permanência das estratégias cooperativas dos grandes
players internacionais na evolução futura do mercado de upstream
brasileiro [...].
[...] Os novos players têm um duplo interesse no processo de entrada: i) no
curto e médio prazo, a motivação é compartilhar os riscos, custos e
benefícios com a Petrobrás por sua experiência acumulada na exploração e
produção offshore, ii) no longo prazo, buscar a entrada no mercado
domestico, dado o tamanho e o ritmo de crescimento da demanda brasileira
de derivados [...].(JUNIOR, 2007, p. 116 e 118,grifo nosso).
Portanto, as barreiras à entrada no Brasil estão balizadas pelos riscos
naturais e incerteza quanto o processo regulatório, em razão do grau de captura do
Estado na atividade, bem como pelo aparato técnico e institucional da Petrobrás. A
forma de ultrapassar tais barreiras provavelmente estariam associadas a ações
cooperativas, conforme aponta Pinto Junior (2007).
4.3.6.
Ambiente no Brasil
Os esforços de 50 anos em construir uma indústria em nível continental
permitem a IBP desenvolver-se como uma das poucas cadeias mundiais que atuam
plenamente na atividade, fruto do investimento tanto em capitais quanto em
conhecimento técnico.
A cadeia do petróleo (vide figura 2-3) desenvolve-se em cinco eixos
integrados (vide figura 3-24), com destaque para as fases de exploração, produção e
refino, constituídos fortemente pela estratégia política e técnica no período que
109
imperou o monopólio Estatal. Depois da quebra do monopólio, a indústria avança
com a Petrobrás, como empresa líder, com relações de integração com empresas de
capital misto (própria Petrobrás; algumas subsidiárias; distribuidoras de gás;
empresas internacionais como a Repsol, PDVSA, Shell, etc; e, empresas privadas
de vários portes).
Na visão de Zamith (1999), a indústria para-petroleira possui um campo
mais abrangente de atuação ao prestar serviços e fornecer insumos às grandes
empresas do setor. Nesse sentido, pode-se afirmar que grandes empresas
concentram capitais e recursos humanos; no entanto, a logística e a funcionalidade
dos projetos estão interconectados e principalmente viabilizados pela participação e
especialização das para-petroleiras. O grau de inserção das mesmas está
diretamente associado ao risco natural e técnico da atividade, ficando a cargo das
Majores, estratégias de transbordamento e absorção dentro do processo de
interação ali vivenciados.
Um terceiro elemento deste ambiente são as instituições, que no Brasil
têm uma participação pró-ativa em prol das atividades; respaldada no Estado. A
sociedade, outrora força ”impulsionadora” da atividade, atualmente encontra-se
passiva e receptora dos frutos da mesma; as empresas nacionais e internacionais
constituem o novo braço indutor do desenvolvimento e, por conseqüência, co-
estruturador das proposições políticas e comerciais. Por fim, as universidades, que
em cooperação com as empresas atuantes no setor auxiliam no processo de
geração e difusão do conhecimento endógeno, ao construir e acompanhar o
desenvolvimento do setor através do fornecimento de recursos humanos e técnicos.
Em meio às três esferas da IBP, encontra-se ainda a agência
reguladora, que atua como agente corretor, fiscalizador e indutor da atividade no
país.
110
Fonte: Elaboração própria
Figura 20 Estrutura da Indústria brasileira do petróleo & gás
Visto dessa forma, conclui-se que na IBP existe um mix entre passado
e presente; privado e Estatal, nacional e internacional o que impulsionam a
atividade,; a despeito dos custos, riscos naturais, e conta ainda com a forte inserção
do Governo em um cenário de empresas multinacionais eficientes.
4.3.7. Tecnologia no Brasil
O avanço da tecnologia da IBP está diretamente representado pela
necessidade da auto-suficiência e pela estratégia de desenvolvimento baseado na
eficiência (CHAIMOVICH, 2000). O caminho trilhado no ínterim de 50 anos se
constituiu a partir dos frutos da década de 70 e do último triênio, com a expansão e
viabilização da atividade offshore, das demais regiões de produção e do
espraiamento internacional. Aliado a isso, contou ainda como o esforço institucional
do governo, através dos fundos setoriais no financiamento e apoio financeiro,
técnico e humano.
O apoio do Estado à atividade resultou em elementos positivos e na
especialização técnica em alguns setores, a despeito da inserção de empresas
externas. Assim, com maior apoio cientifico local proporcionou soluções da
problemática ao mesmo tempo em que fomentou os recursos humanos, técnicos e
gerenciais necessários a consolidação da IBP.
111
Destaca-se que o avanço tecnológico da IBP caminha a P&D para
duas áreas, a saber: recuperação de poços em declínio produtivo; e, prospecção
em águas profundas. Entretanto, existem inúmeras redes de P&D em Petróleo e gás
(vide anexo 07) de pesquisas financiadas por fundos Federais (CT-Petro, Verde-
amarelo; ANP), Estatuais e Institucionais, que possibilitam o registro de 697 patentes
registradas em 31 anos, relativas ao setor (Anexo 07 Patentes registradas pelo
INPI).
Os centros de pesquisa balizam-se nos conhecimentos gerados nas
universidade por meio da cooperação entre Estado e Empresas; e via Centro de
Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes).
Cabe ainda ressaltar que esse avanço tecnológico é inerente ao
desenvolvimento do próprio setor e conta com a atuação de importantes atores,
como o governo, que assume uma função institucional relevante, inclusive
financeiramente; as universidades, que criam e difundem o conhecimento
necessário ao aporte tecnológico do setor; e as empresas que atuam na
identificação, explotação e exploração das áreas e que, para tanto, contratam mão
de obra especializada para tal fim.
4.4. INDÚSTRIA DO PETRÓLEO NO RIO GRANDE DO NORTE
A indústria do petróleo e do gás Potiguar (IPP) segue os caminhos da IBP.
Durante vários anos amargou a descrença na existência e/ou na possibilidade de
desenvolver uma atividade de maior complexidade.
Segundo Rodrigues Neto (2007), relatos da existência do hidrocarboneto
são datados do século XVIII no vale do Apodi. Pesquisas ainda foram feitas em
Caraúbas (1908);e, Mossoró, neste ultimo através do mapeamento de John Casper
Branner (1922); e com Luciano Jacques (1929); além dos estudos do CNP, com
dois poços (1956). No entanto, tais pesquisas não tiveram continuidades em razão
da não descoberta de petróleo.
Somente na década de 1960, iniciativas mais robustas atingem a expectativa
potiguar. Em 1965, a Petrobrás inicia um estudo geológico completo; em seguida, a
prefeitura de Mossoró (1966), também adentra neste campo. Em meados de 1973, o
primeiro poço sub-comercial é encontrado em Ubarana, seguido por Agulha (1975).
112
Esse fato conduz ao primeiro histórico de produção em escala no Rio Grande do
Norte, já em 1976, abrindo espaço para a ampliação da E&P com os poços do Hotel
Termas em 1979 e os primeiro poços offshore da bacia Potiguar, com os campos de
Pescada e Aratum em1980.
O avanço da atividade na década, 1970 e 1980 leva ao promulga o
estabelecimento do setor no Rio Grande do Norte, conforme afirma Rodrigues Neto
(2007):
Portanto, a descoberta do Campo de Canto do Amaro, em 1985, consolidou as
atividades da Petrobrás na busca e extração de petróleo, na Bacia Potiguar. Essa
história do petróleo em terras potiguares explica as razões por que a Petrobrás foi
para o Rio Grande do Norte, o que resultou na descoberta da segunda maior bacia
petrolífera do país. [...]
[...] A atividade petrolífera possibilitou a transformação da economia potiguar, haja
vista, o que antes era apenas uma economia agro-pecuária (baseada na produção do
algodão, sal e pecuária), no período pós Petrobrás 1970, uma economia com uma
nova matriz industrial, de atividades petrolíferas capaz de atrair outras atividades
ligadas ao setor petroquímico. O aumento das atividades petrolíferas, na Bacia
Potiguar, está contido no planejamento estratégico da Petrobrás, após a
reestruturação de suas atividades no país, ocorridas a partir de 1997, com a quebra
(ou flexibilização) do monopólio estatal do petróleo. (NETO, 2007, p. 186)
A fase que se estende da década de 1980 até a flexibilização do
monopólio,em 1997, representa para o Rio Grande do Norte, o desenvolvimento e
expansão da atividade em E&P. Este período é caracterizado pela ampliação das
áreas, a serem exploradas, entre empresas para-petroleiras e início da parceria com
a UFRN; além da expansão da cadeia para o downstream, com a construção da
unidade de processamento de Guamaré (1983).
Após a promulgação da Lei do Petróleo, verifica-se a ampliação da atividade
de E&P e do “pólo de Guamaré”, sobretudo após 2003, com a entrada e início da
atividade de outras empresas, tanto em E&P com internacionais/nacionais quanto na
distribuição. Na década de 1990, percebe-se que o setor avança para a
diversificação energética através do gás natural, e, em 2005, amplia sua atividade
para a construção de uma unidade de beneficiamento de biocombustíveis (2005).
Portanto, apesar de uma indústria “madura” no que se refere à E&P, a IBP
no Rio Grande do Norte está caracterizada por todas as etapas de uma cadeia
completa; além do que, representa uma atividade em desenvolvimento, sobretudo
nas áreas de P&D com tecnologia onshore, e Joint Ventures diversas.
113
4.4.1. Caráter do Petróleo no RN
Segundo Soares (2003), a Bacia Potiguar (Figura 22) totaliza 49.000 Km²,
abrangendo parte do Estado do Ceará. Desse total, 22.500 Km², estão disponíveis
para atividade onshore e 26.500 km² offshore. A formação geológica da região do
Rio Grande do Norte assemelha-se quanto à origem de estiramento crustal (rift) as
bacias: Recôncavo, Tucano, Jatobá, Araripe, Rio do Peixe; e, Sergipe-Alagoas.
Fonte: ANP
Figura 21 Bacia Potiguar
Os poços de petróleo perfurados entre 1975 e 2007 chegam a
aproximadamente 6.700 poços, apenas no Rio Grande do NOrtebacia Potiguar;
destes, 64% são produtivos (Classe 07) e 27% apresentaram algum problema; se
comparado ao Brasil, 29% apresentaram complicações. Através da figura 22, pode-
se vislumbrar esforços empreendidos no Estado na década de 1980, bem como o
caminho traçado após a abertura, Nesse período, se evidência que o número de
poços está ligado aos investimentos técnico produtivos a nível nacional.
114
FONTE: ANP, BNDEP
Figura 22 Número de poços classe 07 (produtores) no Brasil e no RN (1975 –
2007)
Considerado a produção e reservas, a comparação da Bacia Potiguar com o
Brasil mostra resultado diferenciado: entre 1993 a 2006, a produção e a reserva
apresentam, queda na produção de 0,75% e de 1,2% na taxa de crescimento das
reservas. Neste período, dentre as taxas de crescimento das reservas e produção
onshore, a única crescente é a reserva offshore com 2,59%.
A queda na produção e a relativa constância nas reservas, responde ao
ganho na R/p decorrente das informações presente na Figura 26, observado o
progresso técnico. A figura 24 apresenta o ganho, em nível offshore. Salienta-se
ainda que as maiores concessões na Bacia Potiguar estão ligadas a prospecção no
continente.
115
FONTE: ANP; Elaboração própria.
Figura 23 Relação R/p, por área de exploração no RN (1993 – 2007)
Quanto à qualidade do petróleo, os hidrocarbonetos da bacia potiguar
apresentam um nível variável de qualidade e por conseqüência, de densidade, fator
primordial na taxa de recuperação. A título de comparação, o petróleo médio
Brasileiro possui 25º API e 0,6% de enxofre, classificado com um óleo médio; o
blending da bacia Potiguar (RGN Mistura
60
) é mais leve com 30º API e 0,29% de
enxofre.
Portanto, percebe-se que o histórico, localização e tipo de atividade, tipificam
a bacia Potiguar como uma área madura em exploração, com qualidade médio-alta
de petróleo. Esse fato se traduz em uma área atrativa, e com relativos riscos já
conhecidos; no entanto, apresenta atividade, em fase de declínio de produção.
4.4.2. Riscos no RN
60
RGN mistura é uma classificação criada pela ANP, baseado nas cestas de petróleo produzido no RN. Existe
forte variabilidade no petróleo Potiguar. Por exemplo, o óleo mais leve é produzido por Pescada 49,50° API e
0,03 de enxofre; na medida que o oposto pode ser encontrado na Fazenda Belém , com óleo próximo da
classificação de ultra-pesado (>10° API) com 12,70° API e 1,23 de Enxofre. ANP (2008)
116
Os riscos locais não estão livres das intempéries de ação
61
internacional e
nacional. No entanto, em razão da especificação e diferenciação, as atividades
encontram-se delimitadas por Estados e municípios e, por conseqüência,
submetidas às leis dos mesmos. Os riscos da IPP ocorrem em dois front’s:
Institucional e social.
O aspecto social do Rio Grande do Norte na IPP deve-se à inserção do setor
na dependência econômica do Estado e principalmente dos municípios
62
, para com
as riquezas produzidas pela atividade. (SILVA, 2007)
O IDH enquanto indicador social classifica em média-baixa “estabilidade
social” do Estado; ao posicionar o Rio Grande do Norte na 20º posição doIDH do
Brasil e 8º entre os Estados produtores; 20º posição, IDH em Educação no país e 8º
entre os produtores; e por fim, o IDH de Renda coloca o Estado Potiguar como o14º
nacional e 5º entre as regiões produtoras.
Nesse sentido, Silva (2007) ainda faz uma contextualização e crítica a
dependência de Estados e municípios quanto às transferências governamentais e o
impacto social; sendo este medido através de variáveis como saúde e educação, os
quais apresentam relativa melhora em função dos fundos do IPP.
Quanto aos riscos institucionais, salienta-se que este pode ser percebido,
mas não medido, em razão da ausência de indicadores apropriados para tal, o que
pode suscitar um ambiente “solto” passível de regras de regras claras; resultando
em possíveis gap’s e/ou falhas de avaliação das instituições.
4.4.3. Economia de Escala no RN
61
Leia-se influência de acesso a capitais, concorrência, gap institucional, político, etc.
62
SILVA, Maria Janaína Alves Da. Caminhos e descaminhos dos Municípios produtores de Petróleo: o papel
dos Royalties no desempenho das finanças públicas municipais no Estado do Rio Grande do Norte. 2007.
117
A escala na IBP, vista anteriormente, pode ser observada a partir do arranjo
das grandes empresas ao longo da cadeia; como também por meio do processo
interativo com players especializados (capital ou tecnologia); e da concentração das
Majores em áreas de maior reserva, a despeito do risco inerente à atividade.
Na indústria Potiguar, a concorrência ocorre nas atividades de E&P e na
cadeia. A Bacia Potiguar é produtivamente madura, o que a configuraria, como uma
atividade com retornos mais baixos e com necessidade de tecnologia; no entanto,
mesmo assim, capta a integração de empresas de menor porte e/ou firmas
internacionais em regime de cooperação, e conta com a Petrobrás.
Logo, a vantagem de escala que a Petrobrás dispõe é superior às demais
em função do conhecimento e infra-estrutura que a mesma possui; no entanto, em
razão da mudança institucional advinda com a quebra do monopólio, a concorrência
que passou a imperar no setor contribuiu para uma forma de obtenção de escala via
integração entre as empresas.
Assim, empresas de portes diferentes e com eficiência gerencial, aliado ao
surgimento de interação com as Majores e Minores; bem como a integração técnicas
com as para-petroleiras especializadas, passou a sinalizar ganhos de escala
relevantes, uma vez que há uma redução dos custos da atividade e uma
minimização do risco; em razão do número de players atuantes e o nível de
especialização tanto das empresas controladoras dos blocos quanto das
prestadoras de serviço.
Para Pinto Junior (2007), Campo (2007) e Rodrigues Neto (2007) este ganho
de escala provavelmente está alicerçado em uma estratégia e know how superar
determinadas barreiras que são inerentes a atividade, como por exemplo o
118
conhecimento gerado para produzir petróleo em um áreas considerada em fase
madura.
Portanto, as economias de escala no Rio Grande do Norte estão conduzidas
por dois caminhos: um onde a escala advém do porte da firma na cadeia; e, outro,
da escala técnica, advinda do bloco de empresas que se integram para o
desenvolvimento da atividade.
4.4.4. Integração no RN
A fase de abertura da IBP naturalmente transbordou para a indústria do
petróleo no Rio Grande do Norte. No entanto, a integração da atividade não
representa o mesmo arranjo organizacional em nível nacional.
A disposição organizacional das empresas no RN está fortemente enraizada
no histórico de investimento e engajamento da Petrobrás no Estado, na construção
de vantagens e economias de escala tanto no Upstream quanto no donwstream
Potiguar. O ganho em escalar da Petrobrás e/ou em grupo de empresas integradas,
anteriormente destacado, bem como o processo de inserção de novas firmas,
desenham um novo arranjo, localizado no E&P como também em alguns pontos
nos elos de transporte e distribuição.
O processo de integração, localizado no Upstream ganha novos contornos.
Tal processo pode ser visto nos Anexos 04 e 06, que mostra a entrada de 21
empresas atuando como detentora dos blocos e várias outras em apóio operacional.
Assim, nesta fase é importante observar o surgimento e a entrada de firmas
nacionais tanto em nível operacional quanto em insumos, nas atividades Upstream
(Arizonia, Queiroz & Galvão; Poti, etc). No downstream, o caso a parte é o ganho de
market share, estabilidade e crescimento de firmas nacionais na ponta da cadeia
119
(revenda, transporte e venda ao consumidor final) como o caso da Potigás, AleSAt,
etc.
4.4.5. Barreiras a Entrada no RN
Na indústria Potiguar de petróleo, gás e derivados a composição das
barreiras estarem associadas a fatores de ordem natural, empresarial e institucional.
A diferença esta no grau de influência de cada elemento.
A barreira natural apesar de existente não reflete um obstáculo que não
possa ser ultrapassado, pois a aquisição de recursos técnicos, de capital e
organizacionais podem ser utilizados para reduzir o seu nível. As técnicas e
armadilhas naturais são relativamente conhecidas tanto na produção em terra
quanto na costa marítima norte-riograndense; com profundidade entre 50-150
metros de lâmina d’água, ou seja, o próprio histórico de desenvolvimento e estágio
evolutivo da tecnologia empregada contornam a barreira. O problema se acentua
quando se considera o tamanho das reservas e a baixa taxa de descoberta, uma vez
que no período de 1991 a 2007 a mesma apresentou um decrescimento na ordem
de 0,3%.
As barreiras institucionais locais são similares e seguem as mesmas regras
nacionais. A diferença está na forma de organização e estabelecimento de função,
percepção de participação local; a descentralização da fiscalização (agência
reguladora); a percepção de elementos importantes por parte do governo local é
substituída pela figura da instituição mais presente e forte, a Petrobrás. Nesse
sentido, a mesma assume o poder e o status de controladora, fiscalizadora ao
selecionar e determinar qual o nível impeditivo da entrada de novas firmas.
120
Por fim, as barreiras empresariais estão dispostas em dois níveis: o primeiro
representa o poder de mercado da Petrobrás, advindo de suas economias de
escala, de suas vantagens tecnológicas, bem como das vantagens políticas e de
conhecimento local. A segunda barreira ocorre no processo de interação que ocorre
na atividade, em razão das escolhas dos parceiros bem como da configuração da
cooperação em cada bloco que contribuem para a perpetuação das forças
concorrenciais que seleciona os melhores players e exclui firmas entrantes.
Portanto, percebe-se que as barreiras na IPP decorrem de fatores
institucionais, relativos a atuação dos agentes atuantes da cadeia; dos fatores
naturais, que definem os indicadores de produção e reserva anteriormente tratados,
que aponta que a Bacia Potiguar está atingindo maturidade produtiva; e , dos fatores
empresariais, em razão da centralização dos novos investimentos e a concentração
em áreas mais promissoras, além da inserção de atividades de cooperação entre as
empresas.. Tais barreiras atingem níveis maiores ou menores de acordo com a
acessibilidade estratégica das empresas lideres em virtude do conhecimento e das
vantagens competitivas construídas.
4.4.6. Ambiente no RN
A IPP representa uma das poucas indústrias que possuem cadeia
regularmente constituída, conforme pode ser visualizada na figura 3-21.
121
Fonte: Elaboração própria
Figura 24 Estrutura da Indústria Potiguar de Petróleo & Gás
A despeito desta configuração, há elos desta cadeia que não estão
totalmente desenvolvidos, sobretudo em alguns pontos como no setor de insumos,
que são supridos por empresas nacionais e internacionais e da petroquímica, como
o de polímeros, fertilizantes, etc.
O processo de construção conduzido pelo Estado foi capaz de estruturar as
principais áreas: E&P, distribuição e, por fim, o refino. As políticas implementadas
em âmbito nacional construíram o atual tamanho e força da cadeia do petróleo e
gás, tanto no país como no Rio Grande do Norte.
Portanto, a indústria do petróleo no Estado é dotada de um upstream em
terra e no mar, com destaque para a produção onshore, que garante e ao mesmo
tempo atrai empresas em razão do amadurecimento técnico, ali existente, sobretudo
na recuperação e transporte do óleo. No donwstream, a diferença encontra-se na
infra-estrutura de processamento e transporte (rodoviário, naval e dutos) do gás, do
óleo e dos derivados.
122
A dinâmica do setor está na origem das firmas e do número de firmas
entrantes no upstream, mais especificamente em E&P. A inserção das para-
petroleiras contempla e sustenta espaços de atuação específicos como: auxílio em
sísmica, fluídos, projetos ambientais, manutenção, transportes diversos, serviços
gerais, etc. A Petrobrás, neste quadro, é a principal empresa, seguida por Minores e
empresas nacionais, sendo algumas estabelecidas e/ou representadas com
localmente. As para-petroleiras, principalmente ligadas ao fornecimento de insumos,
se encontram no eixo sudeste; a cadeia de suprimentos começa a ser estrutura
através de ações isoladas do empresariado local em parceria com instituições de
apoio (SEBRA, FIERN, CTGás).
O Processo de P&D está também a cargo da Petrobrás em parcerias com
universidades e institutos técnicos.
O ambiente institucional congrega diversos atores que vão desde a presença
da agência reguladora, enquanto reguladora da cadeia, passando pelas empresas e
participação de instituições locais, tais como universidade com o programa da
qualidade dos combustíveis; e autarquias estatuais como o IDEMA, na gestão
ambiental.
4.4.7. Tecnologia no RN
O Progresso tecnológico da IPP advém de sua construção no Brasil e no
estado. Segundo Rodrigues Neto (2007, p.186):
Com a reestruturação produtiva, pós-flexibilização do monopólio estatal do
petróleo, a Petrobrás implantou uma política de geração de novas fontes
energéticas. Desta forma, a Petrobrás assume uma nova característica de
empresa de produção e comercialização de energia elétrica Neto (2007, pg
186).
123
Este objetivo vem sendo alcançado a partir da formação de redes de
Ciência, Pesquisa e Desenvolvimento com várias instituições, sobretudo
universidades. Em nível local o aparato técnico avança com apoio da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) e do Centro de Pesquisa do Gás (CT-GAS)
do SESI, cujas pesquisas têm resultado em solução para problemas locais
Na década de 1980, a Petrobrás mantinha com a Universidade parcerias em
duas áreas: Química e Geologia, apresentando resultados satisfatórios com
pesquisas para a recuperação de petróleo e mapeamento geológico de possíveis
áreas produtivas.
O processo cooperativo se expande após 1990, com a estruturação do fundo
CT-Petro, proporcionando ganhos qualitativos e quantitativos fato esse que tormou a
UFRN, a segunda instituição do país em volume de captação de recursos para a
atividade de pesquisas na área do petróleo. Inicialmente com dois projetos,
avaliados em 100 mil reais, a UFRN vê-se gerindo atualmente dez grandes projetos,
que movimentam recursos da ordem de 19 milhões de reais. Em função disso, a
Universidade dispõem de 11 laboratórios em fase de construção e dispõe de 30 já
inaugurados, desenvolvendo atividades de pesquisas com petróleo e combustíveis.
A tecnologia desenvolvida na Universidade Federal, de 1999 a 2008, pode
ser constatada através da difusão do conhecimento apresentado através em teses,
dissertações, monografias e várias publicações; e na obtenção de dez patentes,
concentradas nos cursos de Química e Engenharia Química.
Quanto aos quadros da atividade no Estado, segundo os relatórios da RAIS
(1994 – 2005), é possível perceber o incremento no número de funcionários com
nível técnico ligados ao setor; no entanto, a qualificação com nível superior
(graduação, mestrado e doutorado) manteve-se estável, vide Figura 3-29.
124
FONTE: RAIS.
Figura 26 Grau de Escolaridade na Indústria do Petróleo no Brasil e no Rio
Grande do Norte (1994 – 2005)
O avanço do conhecimento concentrado em investimentos de E&P, bem
como absorção de recursos humanos qualificados em nível técnico, compõe e
demonstra o amadurecimento da tecnologia onshore na Bacia Potiguar e a
conseqüente diminuição das barreiras técnicas acerca da atividade no Estado.
Destaca-se ainda que o desenvolvimento tecnológico, tende a se voltar para
gargalos como o de recuperação e sísmica 3D (acompanhamento de volume), além
da ampliação das áreas mapeadas.
A partir do exposto, o exame das sete variáveis permite destacar quatro
determinantes importantes na caracterização da atividade no mundo, no Brasil e no
Rio Grande do Norte.
O caráter do petróleo, no que tange o tamanho e posse das reservas figura
como uma das principais variáveis, uma vez que trata-se de um fator chave para o
desenvolvimento da atividade.
Os riscos inerentes ao setor, apesar de importante, podem ser contornados
mediante o avanço do progresso técnico, que tem implicações importantes para os
125
ganhos de escala, considerados outro elemento, relevantes neste processo de
apreensão da dinâmica desta atividade.
O processo de integração se destaca enquanto forma de organização tanto
entre empresas de mesma atividade, como entre firmas nos demais elos da cadeia.
Tal estratégia está associada à redução de custos de produção e investimentos
inerentes a atividade.
As barreiras são sinalizadas pelo ambiente institucional da atividade.
Quanto à tecnologia esta pode ser vista como o fator delimitador e
dinamizador da atividade, por se tratar de um fator que dinamiza todo o processo de
construção e implicações das variáveis mencionadas. Sem o avanço da tecnologia,
a atividade pode ter seu desenvolvimento interrompido.
Portanto, as reservas, o ambiente institucional, a integração e a tecnologia,
compõem os pilares para construção da indústria petrolífera. Observando os
elementos acima, percebe-se a importância do caráter tecnológico para o processo,
uma vez que é através das habilidades tecnológicas que se ampliam as reservas, e
o processo de integração, tornar-se fonte de vantagens competitivas para o setor.
Nesse sentido, é preciso entender o processo e construção da tecnologia na
atividade, uma vez que esta é capaz de gerar as assimetrias dentro de um ambiente
competitivo, conforme demonstrado no capítulo inicial deste trabalho.
.
5. CONSIDERAÇÕES FINAIS
A construção de uma cadeia petrolífera requer a existência de elementos
importantes e que emergem como pilares dessa estrutura. Dentre estes elementos
destacam-se a descoberta das reservas, o aparato institucional e o aporte
126
tecnológico, uma vez que os mesmos balizam, constroem e permitem o
desenvolvimento da atividade.
A indústria petrolífera é delimitada basicamente pelos fatores locacionais,
custos e institucionais no âmbito internacional, nacional e local, em razão do
petróleo ser encontrado de forma irregular. As questões geológicas e tecnológicas
impõem custos diferenciados e conduzem a existência de assimetrias entre as
firmas presentes nesta atividade. O caráter de exigüidade do petróleo, sua
localização, custo de exploração posicionam as estruturas institucionais para um
controle direto e indireto desta atividade produtiva.
Em razão do seu caráter exaurível, o petróleo atualmente é visto como uma
importante commodity com poder de influenciar na geopolítica mundial. Por se tratar
da principal matriz energética do mundo, tornou-se imprescindível a busca por áreas
e reservas que possam suscitar a possibilidade de exploração de petróleo.
Para tanto, à medida que se vislumbra o momento finito de sua existência,
mais avanços se percebem na tecnologia empregada para a sua exploração,
produção e refino. O domínio desta commodity desperta um poder estratégico
importante nos dias atuais.
Questões que são inerentes a esta commodity espraiam-se nos espaços
internacionais, nacionais e locais. Este fato pode ser confirmado a partir da análise
de sete variáveis, destacadas por Campos (2007) e utilizadas na realização deste
trabalho, a saber: caráter do petróleo, risco, economias de escala, integração,
barreiras, tecnologia e ambiente.
Nesse sentido, no âmbito internacional identifica-se que o caráter do
petróleo possui uma estrutura complexa, cuja qualidade do petróleo é fonte de
diferenciação dos mercados e poder de determinação de nível de preços.
127
Os riscos inerentes ao setor, apesar de importante, podem ser contornados
mediante o avanço do processo técnico que tem implicações importantes para os
ganhos de escala, considerados entre outros elementos, relevantes neste processo
de compreensão da dinâmica desta atividade.
A instabilidade institucional inibe o espraiamento dos capitais internacionais,
e os altos custos inerentes as atividade, atrelado ao tempo diferenciado de taxas de
retorno e insucesso, freiam o crescimento nesse tipo de empreendimento.
Quanto às escalas de produção, estas variam de acordo com a estrutura
construída na atividade e a forma de inserção de empresas estrangeiras na
complexa rede que caracteriza este setor. No geral, países com baixo nível de
consumo e/ou não produtores não dispõe de uma cadeia completa; logo, se
especializam em determinada etapa da cadeia, resguardando assim as escalas de
produção para áreas restritas.
O ambiente adapta a etapa mais produtiva da cadeia, assegurada pela
estrutura institucional e que, posteriormente, espraia-se diversificando sua produção
e visando maior agregação de valor.
Países em que a atividade petrolífera conta com uma maior inserção do
Estado; é notória a presença de estatais e/ou joint ventures em determinados pontos
da cadeia, já em países onde a presença do estado não é tão forte neste tipo de
atividade, a cadeia encontra-se pulverizadas nos elos mais frágeis com um grande
número de empresas satélites e as Majores e Minores nas etapas mais rentáveis
Por fim, as questões tecnológicas estão relacionadas à origem e forma de
uso das técnicas para solucionar problemas específicos da cadeia, sobretudo se há
evidencias de delimitação de recursos e de proximidade com os paradigmas
técnicos vigentes.
128
Este comportamento das variáveis encontra-se similar a esfera nacional,
com pequenas ressalvas.
Quanto ao caráter do petróleo, no Brasil, têm-se um divisor de águas: a
atividade onshore (1940 – 1980) e offshore (1980 -2007). Esta divisão está
relacionada com as descobertas dos grandes campos offshore, que culminaram
para o redirecionamento a atividade, não só de região, mas também quanto de
proporção. Atualmente, o volume produzido expressa a estratégia em termos
tecnológicos adotados até então tem garantido a substituição das importações do
país (a auto-suficiência).
Produção a parte, a atividade está nitidamente diferenciada pela intensidade
tecnológica empregada, em contraponto a qualidade equiparável de
hidrocarbonetos, ou seja, no Brasil, prima-se pelo volume, já que o tipo de petróleo
produzido é equiparável em todo território, pois trata-se de um petróleo denso, cujos
preço e nível de consumo conduzem a exploração do mesmo em mar.
O risco Brasil está sob dois pontos: tipo e localidade de extração (no mar) e
a questão institucional. O setor predileto da atividade possui um alto risco geológico
e técnico. Em razão das intempéries da produção marítima, a produção em solo
representa um risco mediano e aceitável para as Majores em função das parceiras e
da tecnologia envolvida; do ponto de vista institucional, têm-se o processo de
amadurecimento da agência reguladora, até então nova para o tipo e estrutura de
concorrência no país, bem como a inconsistência das políticas públicas que permeia
o ambiente estatal e a total abertura comercial.
As economias de escala no Brasil estão diretamente ligadas a origem da
indústria estatal, que, apesar da flexibilização e principalmente do histórico de
formação, sustenta uma cadeia completa/integrada dominada pela “semi-estatal”,
129
através de subsidiárias. A escala perpassa da exploração geológica, canais de
distribuição, refino, consumidor final e, mais recentemente, permeando áreas
correlatas com energias renováveis.
Em consonância com o ambiente, está a correlação com os diversos
agentes. O setor apesar de aberto, concentra a atividade na antiga estatal, somente
em áreas prioritárias e de alto risco são criadas parcerias mas, no geral, existem
caminhos alternativos para o desenvolvimento dos elos da cadeia; restam as
empresas as oportunidades da estrutura compartilhada.
Tal postura está associada às barreiras concorrenciais ainda presentes no
setor, o grau de participação e know how da Petrobrás, impõe barreiras singulares a
atividade, mesmo em áreas não prioritárias; além disso, a própria estrutura produtiva
concentrada impõe barreiras estruturais. Esta afirmação pode ser constatada a
partir dos resultados dos rounds de licitação, bem como na forma usual da entrada
de empresas externas e o tipo de exploração adotada pelas empresas nacionais
(produção em terra). Por fim, e diretamente relacionado com as estruturas descritas
acima, está a tecnologia. No período em que a atividade não era desenvolvida, o
caminho técnico correspondia à compra de tecnologias externas; com as
descobertas, a estratégia passou a ser moldada a partir do learning by doing e
learning by studing, vistos nas formas de parcerias (com universidade) e
investimento em P&D interno, primordialmente na tecnologia offshore e sublocação
em áreas complementares como sísmica, monitoração, craqueamento, etc.
Por fim, e também não distinto do Brasil, a atividade petrolífera no Rio
Grande do Norte é caracterizado, por ser uma atividade com cadeia semi-completa e
com inserção diferenciada de empresas entrantes.
130
O caráter do petróleo na Bacia Potiguar o credencia como um
hidrocarboneto mediano, com áreas de produção em seu auge produtivo, em razão
da existência de um número de poços e taxa de descobertas importantes ao longo
dos anos, além do histórico técnico e produtivo na região.
Tais fatores impõem classificação mediana de risco em razão do
mapeamento e a própria tecnologia empregada (madura). As escalas de produção
seguem o cenário nacional, e o espraiamento da Petrobrás garante disponibilidade
de meios técnicos capazes de constituir uma estrutura modelável ao tipo e ao nível
de produção.
A diferença está no processo de barreiras a entrada e a conseqüente
integração, devido as características técnicas e geológicas na atividade proporcionar
um grau de atratividade singular a outros Estado do Brasil, em virtude da
complementaridade, estrutura e aspectos de participação. Ou seja, a estrutura
técnico-produtiva e estratégia de abertura possibilitou a entrada de várias empresas
a nível individual ou em parcerias, o que de certa forma representa um ambiente
dicotômico: concentrado em infra-estrutura e know-how ao mesmo tempo em que
abre para pequenas firmas a possibilidade de engajamento produtivo. Do ponto de
vista tecnológico, entende-se que é importante o desenvolvimento de tecnologias
complementares, para fins produtivos; e tecnologias inovativas. para áreas
prioritárias como a geológica, fluídos e sísmica.
A partir do exposto, pode-se concluir, que dentre os ambientes observados e
as variáveis utilizadas, incondicionalmente têm-se três pilares que fundamentam a
atividade e a forma de desenvolvimento: Preço, tecnologia e institucionalidade.
Tal assertiva corrobora com a hipótese do trabalho de que os preços
habilitam os investimentos, reduzem incerteza, implementa parcerias. Ademais, a
131
atividade só encontra sustentação quando esses investimentos são alocados em
áreas prioritárias e constituídas de funcionalidade e necessidade local. Decorre daí,
tecnologias inovativas e/ou complementares funcionais e condizentes com o nível
técnico humano requerido pela atividade.
Diante do exposto, sugere-se como estudos futuros uma análise acerca das
inter-relação dessas variáveis, afim de identificar a função de condicionalidade: se é
a tecnológica que condiciona as barreiras; se são os preços que restringem ações
de desenvolvimento em áreas maduras; qual a influência local do processo
institucional; se políticas de estatização são condizentes com o processo de
economias de enclave, visto no Brasil, etc.
132
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138
ANEXO 01 – IDH (Metodologia e Ranking (2000 / 2005))
1. Definição dos indicadores
São apresentados aqui os indicadores municipais que compõem o ATLAS DE DESENVOLVIMENTO
HUMANO NO BRASIL, publicado em 1998, organizados segundo as dimensões Renda, Educação, Infância,
Habitação e Longevidade.
1.1. Renda
O universo de indivíduos considerados se limita àqueles membros de famílias, excluídos os pensionistas
e os empregados domésticos e seus parentes, que vivem em domicílios particulares.
• Renda familiar per capita - razão entre o somatório da renda pessoal de todos os indivíduos e o número
total destes indivíduos. Os valores da renda familiar per capita estão expressos em salários mínimos de
setembro de 1991, sendo de Cr$ 36.161,60 o valor do salário mínimo nesta data1.
• Índice de Theil – refere-se à segunda medida de desigualdade de Theil, denominada L de Theil2, e mede
o grau de desigualdade da distribuição de indivíduos segundo a renda familiar per capita3. No universo
desta análise são também excluídos os indivíduos que apresentam renda per capita nula.
• Proporção de pobres (P
0
) - proporção dos indivíduos com renda familiar per capita inferior a 50% do
salário mínimo de 1o de setembro de 19914.
• Hiato de renda médio (P
1
) - média dos hiatos relativos de renda de todos os indivíduos sejam eles
pobres ou não. Define-se como hiato relativo de renda para uma pessoa pobre a distância da sua renda
(Y) à linha de pobreza (Z) – 0,5 salário mínimo -, medida como fração da linha de pobreza (Z-Y)/Z. Para
as pessoas não pobres, define-se o hiato de renda como sendo nulo
• Hiato de renda quadrático médio (P
2
) - média dos quadrados dos hiatos de renda de todos os indivíduos
pobres e não pobres. Define-se como hiato quadrático de renda de uma pessoa pobre o quadrado da
distância da sua renda (Y) à linha de pobreza (Z) – 0,5 salário mínimo -, medida como fração da linha de
pobreza (Z-Y)/Z. Para as pessoas não pobres, define-se o hiato de renda como sendo nulo.
1.2. Educação
Diversos indicadores para as dimensões Educação e Infância foram obtidos a partir do conceito de
número de anos de estudo. Para cada indivíduo, este conceito se define como o número de séries por ele já
completadas, sendo obtido através da identificação da última série cursada e do grau escolar concluído com
aprovação.
• Número médio de anos de estudo - razão entre a soma do número de anos de estudo para a população de
25 anos e mais de idade e o total das pessoas neste segmento etário.
• Porcentagem da população com menos de quatro anos de estudo - percentual de pessoas com 25 anos e
mais de idade com menos de quatro anos de estudo (incluindo-se as pessoas sem nenhum grau de
escolaridade). Representa a porcentagem da população neste segmento etário que não tem nem o antigo
primário completo.
• Porcentagem da população com menos de oito anos de estudo - percentual de pessoas com 25 anos e
mais de idade com menos de oito anos de estudo (incluindo-se as pessoas sem nenhum grau de
escolaridade). Representa a porcentagem da população neste segmento etário que não tem nem o
primeiro grau completo.
• Porcentagem da população com mais de 11 anos de estudo - percentual de pessoas com 25 anos e mais
de idade com mais de 11 anos de estudo. Representa o percentual da população neste segmento etário
com pelo menos um ano completo de curso de nível superior.
• Taxa de analfabetismo - percentual das pessoas com 15 anos e mais de idade incapazes de ler ou
escrever um bilhete simples.
1.3. Infância
Esta dimensão, além do conceito de número de anos de estudo, também utiliza o conceito de defasagem
escolar. Por defasagem escolar entende-se a diferença entre o número de anos de estudo recomendado para uma
139
criança, em função de sua idade, e o número de anos de estudo atingido pela mesma. O número de anos
recomendado foi definido como a idade da criança menos sete anos, de tal forma que é esperado que uma criança
de oito anos já tenha um ano de estudo completo. Esta medida foi obtida
independentemente da criança estar ou não freqüentando a escola.
• Defasagem escolar média - razão entre o somatório da defasagem de todas as crianças com idade entre
10 e 14 anos e o número total de crianças neste mesmo segmento etário.
• Porcentagem de crianças com mais de um ano de defasagem escolar - percentual de crianças com idade
entre 10 e 14 anos que apresentam atraso escolar superior a um ano.
• Porcentagem de crianças que não freqüentam a escola - percentual de crianças com idade entre 7 e 14
anos que não freqüentam a escola.
• Porcentagem de crianças que trabalham - percentual de crianças com idade entre 10 e 14 anos que
exerceram alguma atividade econômica nos últimos doze meses.
1.4. Habitação
Para todos os quatro indicadores das condições de habitação considerados o
universo pesquisado abrange apenas a população dos domicílios particulares permanentes, excluindo-se,
portanto, as pessoas que vivem em domicílios coletivos e em domicílios particulares improvisados.
• Porcentagem da população que vive em domicílios com densidade acima de duas pessoas por
dormitório - no cálculo da densidade do domicílio considera-se o número de dormitórios potenciais
como sendo igual ao número total de cômodos menos dois (destinados, presumivelmente, a cozinha e
banheiro). Portanto, a densidade do domicílio, D, será dada por: , caso o número de
cômodos seja maior do que 2 (0) e infinito, caso contrário, onde N é o número de pessoas do domicílio
e C o número de cômodos do domicílio.
• Porcentagem da população que vive em domicílios duráveis - consideram-se duráveis os domicílios em
que a cobertura e as paredes são constituídos de materiais duráveis.
• Esta definição não se aplica ao censo de 1970, que não traz informações desagregadas sobre a
durabilidade da cobertura e das paredes dos domicílios. Pelos critérios deste censo são considerados
duráveis os domicílios em que pelo menos dois de três componentes da habitação - cobertura, paredes e
piso - são constituídos de materiais duráveis. Por outro lado, não foi possível realizar a comparação
direta dos indicadores dos censos de 1970 e 1991, dado que este último não traz informações sobre as
características dos pisos. Para o censo de 1980 calculou-se o indicador de domicílios duráveis dos
domicílios pelas duas definições, optando-se, contudo, por apresentá-lo apenas na versão que o torna
compatível com o censo de 1991. Neste sentido, é necessário alertar para o fato de que, em relação aos
dados de 1980 e 1991, os de 1970 podem estar ligeiramente superestimados.
• Porcentagem da população urbana que vive em domicílios com abastecimento adequado de água -
considera-se adequado o abastecimento através de rede geral com canalização interna ou através de
poço ou nascente com canalização interna.
• Porcentagem da população urbana que vive em domicílios com instalações adequadas de esgoto –
refere-se aos domicílios com instalações sanitárias não compartilhadas com outro domicílio e com
escoamento através de fossa séptica ou rede geral de esgoto.
1.5. Longevidade
Esperança de vida ao nascer (
o
e
o
) - número médio de anos que as pessoas viveriam a partir do
nascimento.
• Taxa de mortalidade infantil (TMI) – probabilidade de uma criança morrer antes de completar o
primeiro ano de vida, expresso por mil crianças nascidas vivas.
Estes indicadores, ao contrário dos demais, não podem ser obtidos diretamente das informações
censitárias. Sua construção baseia-se em métodos indiretos, que necessitam de adaptações para serem aplicados
em nível municipal5.
O desenvolvimento de métodos indiretos teve origem na dificuldade de mensuração direta destes
indicadores, devido aos problemas encontrados na cobertura do registro civil, que, na maioria das vezes, se
mostra incompleto e de pouca confiabilidade. Ainda hoje, no caso do Brasil, a dificuldade de acesso aos
cartórios, o custo do registro e até mesmo a pouca utilidade destes documentos, em certas áreas, continuam
respondendo pelas falhas quantitativas e qualitativas dos registros civis.
140
O emprego de tais métodos e a não observância do pressuposto requerido por eles de mortalidade constante
fazem com que as estimativas derivadas não correspondem ao ano de referência do levantamento censitário, mas,
sim, a um período anterior a esta data. As estimativas aqui derivadas para esperança de vida ao nascer e taxa de
mortalidade infantil correspondem, aproximadamente, aos qüinqüênios terminados nos anos censitários de 1970,
1980 e 1991. A fonte de dados básicos se constituí pelos censos demográficos desses anos.
Desta forma segue abaixo, as formulas que compõem o IDH:
Segue abaixo, os IDH’s referente aos países produtores de petróleo, no ambiente: mundo e Brasil; Com
adendo aos IDH’s de educação, renda e longevidade para os Estados brasileiros.Retirado do HUMAN
DEVELOPMENT REPORT 2007/2008 e Wikipédia
IDH Mundial segundo os continentes e principais produtores de petróleo
Posição
Continente
2005
2004
Países 2005
12 ▼ (4)
Estados Unidos ▲ 0,951
América do Norte
52 ▲ (1)
México ▲ 0,829
70 ▼ (1)
Brasil ▲ 0,800
América centro-sul
74 ▼ (2)
Venezuela ▲ 0,792
1 0 Noruega ▲ 0,968
Europa
67 ▼ (2)
Rússia ▲ 0,802
39 ▲ (10)
Emirados Árabes Unidos ▲ 0,868
Oriente Médio
61 ▲ (15)
Arábia Saudita ▲ 0,812
104 ▼ (2)
Argélia ▲ 0,733
África
158 ▲ (1)
Nigéria ▲ 0,470
81 0 China ▲ 0,777
Ásia / Pacífico
107 ▲ (1)
Indonésia ▲ 0,728
141
IDH da América Central / Sul
Posição
2005
2004
Países 2005
38 ▼ (2)
Argentina ▲ 0,869
40 ▼ (2)
Chile ▲ 0,867
46 ▼ (3)
Uruguai ▲ 0,852
48 0 Costa Rica ▲ 0,846
51 ▼ (1)
Cuba ▲ 0,838
62 ▼ (4)
Panamá ▲ 0,812
70 ▼ (1)
Brasil ▲ 0,800
74 ▼ (2)
Venezuela ▲ 0,792
75 ▼ (5)
Colômbia ▲ 0,791
79 ▲ (15)
República Dominicana ▲ 0,779
80 ▲ (15)
Belize ▲ 0,778
87 ▼ (5)
Peru ▲ 0,773
89 ▼ (6)
Equador ▲ 0,772
95 ▼ (4)
Paraguai ▼ 0,755
103 ▼ (2)
El Salvador ▲ 0,735
110 ▲ (2)
Nicarágua ▲ 0,710
115 ▲ (2)
Honduras ▲ 0,700
117 ▼ (2)
Bolívia ▲ 0,695
118 0 Guatemala ▲ 0,689
146 ▲ (8)
Haiti ▲ 0,529
IDH dos Estados produtores de petróleo
Posição Índice de IDH
2005 2000
Estado
2005 2000
3 0 São Paulo ▲ 0.833 ▲ 0.820
4 ▲ (1)
Rio de Janeiro ▲ 0.832 ▲ 0.814
6 0 Paraná ▲ 0.820 ▲ 0.787
7 ▲ (4)
Espírito Santo ▲ 0.802 ▲ 0.765
13 ▲ (3)
Amazonas ▲ 0.780 ▲ 0.713
19 ▲ (3)
Bahia ▲ 0.742 ▲ 0.688
20 ▲ (3)
Sergipe ▲ 0.742 ▲ 0.682
21 ▼ (2)
Rio Grande do Norte ▲ 0.738 ▲ 0.705
22 ▼ (2)
Ceará ▲ 0.723 ▲ 0.700
23 ▼ (5)
Pernambuco ▲ 0.718 ▲ 0.705
27 ▼ (1)
Alagoas ▲ 0.677 ▲ 0.649
142
IDH de Educação dos Estados produtores de petróleo
Posição Índice de Educação
2005
2000
Estado
2005 2000
2 ▲ (2) Rio de Janeiro ▲ 0.945
▲ 0.902
4 ▲ (13)
Amazonas ▲ 0.925
▲ 0.813
6 ▼ (1) São Paulo ▲ 0.921
▲ 0.901
8 ▼ (1) Paraná ▲ 0.913
▲ 0.879
12 0 Espírito Santo ▲ 0.887
▲ 0.855
19 ▼ (1) Bahia ▲ 0.830
▲ 0.785
20 ▲ (1) Sergipe ▲ 0.827
▲ 0.771
21 ▼ (2) Rio Grande do Norte ▲ 0.810
▲ 0.779
22 ▼ (2) Ceará ▲ 0.808
▲ 0.772
23 ▼ (1) Pernambuco ▲ 0.811
▲ 0.768
27 0 Alagoas ▲ 0.759
▲ 0.703
IDH de Renda dos Estados produtores de petróleo
Posição Índice de Renda
2005 2000
Estado
2005 2000
2 0 São Paulo ▼ 0.768 ▲ 0.776
3 0 Rio de Janeiro ▼ 0.758 ▲ 0.766
6 -1 Paraná ▲ 0.739 ▲ 0.725
7 0 Espírito Santo ▲ 0.715 ▲ 0.704
14 ▲ (3)
Rio Grande do Norte ▲ 0.657 ▲ 0.633
15 ▲ (3)
Amazonas ▲ 0.648 ▲ 0.641
18 ▲ (3)
Sergipe ▲ 0.643 ▲ 0.622
19 ▲ (5)
Paraíba ▲ 0.638 ▲ 0.626
20 ▼ (5)
Pernambuco ▲ 0.632 ▲ 0.629
23 ▼ (1)
Bahia ▲ 0.621 ▲ 0.609
24 ▼ (1)
Ceará ▲ 0.616 ▲ 0.608
143
ANEXO 02 – Corrupção (Metodologia e Ranking 2008)
Short methodological
Transparency International Corruption Perceptions Index (CPI) 2008
1. The CPI gathers data from sources that span the last two years. For the CPI 2008, this includes surveys from
2008 and 2007.
2. The CPI 2008 is calculated using data from 13 sources originated from 11 independent institutions. All
sources measure the overall extent of corruption (frequency and/or size of bribes) in the public and political
sectors and all sources provide a ranking of countries, i.e., include an assessment of multiple countries.
3. For CPI sources that are surveys, and where multiple years of the same survey are available, data for the last
two years are included to provide a smoothing effect.
4. For sources that are scores provided by experts (risk agencies/country analysts), only the most recent iteration
of the assessment is included, as these scores are generally peer reviewed and change very little from year to
year.
5. Evaluation of the extent of corruption in countries is done by country experts, non resident and residents. In
the CPI 2008, this consists of the following sources: Asian Development Bank, African Development Bank,
Bertelsmann Transformation Index, Country Policy and Institutional Assessment, Economist Intelligence Unit,
Freedom House, Global Insight and Merchant International Group. Additional sources are resident business
leaders evaluating their own country; in the CPI 2008, this consists of the following sources: IMD, Political and
Economic Risk Consultancy, and the World Economic Forum.
6. To determine the mean value for a country, standardisation is carried out via a matching percentiles technique.
This uses the ranks of countries reported by each individual source. This method is useful for combining sources
that have a different distribution. While there is some information loss in this technique, it allows all reported
scores to remain within the bounds of the CPI, that is to say, to remain between 0 and 10.
7. A beta-transformation is then performed on scores. This increases the standard deviation among all countries
included in the CPI and avoids the process by which the matching percentiles technique results in a smaller
standard deviation from year to year.
8. All of the standardised values for a country are then averaged, to determine a country's score.
9. The CPI score and rank are accompanied by the number of sources, high-low range, standard deviation and
confidence range for each country.
10. The confidence range is determined by a bootstrap (non-parametric) methodology, which allows inferences
to be drawn on the underlying precision of the results. A 90 per cent confidence range is then established, where
there is 5 per cent probability that the value is below and 5 per cent probability that the value is above this
confidence range.
11. Research shows that the unbiased coverage probability for the confidence range is lower than its nominal
value of 90 per cent. The accuracy of the confidence interval estimates increases with a growing number of
sources: for three sources, 65.3 per cent; for four sources, 73.6 per cent; for five sources, 78.4 per cent; for six
sources, 80.2 per cent; and for seven sources, 81.8 per cent.
12. The overall reliability of data is demonstrated in the high correlation between sources. In this regard,
Pearson's and Kendall's rank correlations have been performed, which provided average results of .78 and .63
respectively.
2008 CORRUPTION PERCEPTIONS INDEX
country /
rank
country
2008
CPI
score
surveys
used
confidence
range
1 Denmark 9,3 6 9.1 - 9.4
1 New Zealand 9,3 6 9.2 - 9.5
1 Sweden 9,3 6 9.2 - 9.4
4 Singapore 9,2 9 9.0 - 9.3
5 Finland 9 6 8.4 - 9.4
5 Switzerland 9 6 8.7 - 9.2
144
7 Iceland 8,9 5 8.1 - 9.4
7 Netherlands 8,9 6 8.5 - 9.1
9 Australia 8,7 8 8.2 - 9.1
9 Canada 8,7 6 8.4 - 9.1
11 Luxembourg 8,3 6 7.8 - 8.8
12 Austria 8,1 6 7.6 - 8.6
12 Hong Kong 8,1 8 7.5 - 8.6
14 Germany 7,9 6 7.5 - 8.2
14 Norway 7,9 6 7.5 - 8.3
16 Ireland 7,7 6 7.5 - 7.9
16 United Kingdom 7,7 6 7.2 - 8.1
18 Belgium 7,3 6 7.2 - 7.4
18 Japan 7,3 8 7.0 - 7.6
18 USA 7,3 8 6.7 - 7.7
21 Saint Lucia 7,1 3 6.6 - 7.3
22 Barbados 7 4 6.5 - 7.3
23 Chile 6,9 7 6.5 - 7.2
23 France 6,9 6 6.5 - 7.3
23 Uruguay 6,9 5 6.5 - 7.2
28 Qatar 6,5 4 5.6 - 7.0
- - - - -
33 Israel 6 6 5.6 - 6.3
35
United Arab
Emirates 5,9 5 4.8 - 6.8
- - - - -
43 Bahrain 5,4 5 4.3 - 5.9
- - - - -
65 Kuwait 4,3 5 3.3 - 5.2
- - - - -
72 China 3,6 9 3.1 - 4.3
- - - - -
80 Brazil 3,5 7 3.2 - 4.0
80 Morocco 3,5 6 3.0 - 4.0
80 Saudi Arabia 3,5 5 3.0 - 3.9
- - - - -
96 Gabon 3,1 4 2.8 - 3.3
- - - - -
115 Egypt 2,8 6 2.4 - 3.2
115 Niger 2,8 6 2.4 - 3.0
- - - - -
121 Nigeria 2,7 7 2.3 - 3.0
- - - - -
145
126 Indonesia 2,6 10 2.3 - 2.9
- - - - -
141 Cameroon 2,3 7 2.0 - 2.7
141 Iran 2,3 4 1.9 - 2.5
- - - - -
147 Russia 2,1 8 1.9 - 2.5
- - - - -
151 Ecuador 2 5 1.8 - 2.2
151 Papua New Guinea 2 6 1.6 - 2.3
151 Taijikistan 2 8 1.7 - 2.3
158 Angola 1,9 6 1.5 - 2.2
- - - - -
158 Venezuela 1,9 7 1.8 - 2.0
- - - - -
178 Iraq 1,3 4 1.1 - 1.6
178 Myanmar 1,3 4 1.0 - 1.5
180 Somalia 1 4 0.5 - 1.4
http://www.transparency.org/news_room/in_focus/2008/cpi2008/cpi_2008_table
Numero de Políticos Cassados Eleitoralmente (2000 – 2006)
Estados nº de Cassações Estados Nº de Cassações
Acre 01 Paraíba 36
Alagoas 04 Paraná 16
Amapá 09 Pernambuco 14
Amazonas 02 Piauí 22
Bahia 54 Rio de Janeiro 18
Ceará 37
Rio Grande do
Norte 60
Distrito Federal 01 Rio Grande do Sul 49
Espírito Santo 07 Rondônia 13
Goiás 33 Roraima 17
Maranhão 14 Santa Catarina 25
Mato Grosso 20 São Paulo 55
Mato Grosso do
Sul 18 Sergipe 10
Minas Gerais 71 Tocantins 03
Pará 14
TOTAL 623
FONTE: http://www.lei9840.org.br/
146
ANEXO 03 – Risco País (Metodologia - Economist
Intelligence Unit, ranking (2007)
OVERVIEW
The operational risk model provides a standard framework for the analysis provided on Risk Briefing. It
quantifies the risks to business profitability in each of the countries covered by the service. In these assessments
we take into account present conditions and our expectations for the coming two years.
Twenty-four additional indices, in which indicators are weighted to reflect the concerns of a range of
investors covering seven industrial sectors, provide more targeted risk assessments.
STRUCTURE OF THE MODEL
The operational risk model considers ten separate risk criteria:
• security
• political stability
• government effectiveness
• the legal and regulatory environment
• macroeconomic risks
• foreign trade and payments issues
• labour markets
• financial risks
• tax policy
• the standard of local infrastructure
In considering each of these criteria we examine a number of indicators. There are 66 in all, but the number
of risk indicators in each category ranges from four (tax policy) to 10 (legal and regulatory). The Economist
Intelligence Unit assesses each of the 66 indicators over a forecast horizon of two-calendar years.
MEASUREMENT
We assess the ten criteria on a scale of 0-100, with 0 indicating very little risk to business profitability and
100 indicating very high risk. Each of the 66 indicators within the main criteria is scored on a scale from 0 (very
little risk) to 4 (very high risk). Each indicator is given the same weight within its category. Weighting of
category and individual indicators is currently under further investigation.
The overall assessment is a simple average of the scores for the ten categories.
None of the 150 countries assessed earns a score of 0 or 100. This reflects the fact that risks are present even
in the least risky countries and that even at the other end of the scale the risks could yet increase.
INDUSTRY RISK INDICES
The industry sub-sector scores are derived by applying weightings to the 66 risk indicators comprising the
basic model. The weightings were developed by the Economist Intelligence Unit’s risk team and chief industry
analysts, drawing on broad sectoral expertise.
Factors considered in reaching the weightings include the following:
• How centralised is the production and supply chain?
• To what extent is the business intensive in labour, skills and capital?
• Does the business rely on cross-border trade in goods?
• To what extent is the business reliant on local finance?
• To what extent is the business reliant on the domestic market?
• How exposed is the business to domestic regulation and public policy?
• Does the business operate substantial local operations and facilities?
147
• Does a high social-political profile expose the business to reputational damage?
• Does the presence of senior expatriate executives render the business vulnerable to security
threats?
• How reliant is the business on valuable intellectual property?
Using this framework, weightings are set on a scale from 1 to 5 to reflect each indicator’s importance to
investors. The overall score and rating is the sum of the weighted scores of each of the indicators.
The weighting of each risk category in the overall score depends on the weightings of the indicators within
it--so if security risk indicators are weighted lower on average than macroeconomic risk indicators, security risk
will have a lower weighting in the overall country score. By contrast, in the standard version, each category has
an equal weighting in the overall score.
As in the standard model, the scores for each risk category are expressed on a scale of 0-100. In the
industry-specific models, the category scores are a weighted sum of the indicators in each category. By contrast,
in the standard model, each of the indicators in a given risk category is equally weighted.
Industry scores are directly comparable both to each other and to Risk Briefing’s standard scores and
ratings.
INDUSTRY COVERAGE
The industry risk ratings cover 24 sub-sectors belonging to seven industries:
• Energy
• Oil & Gas
• Coal
• Electricity
• Nuclear
• Alternatives
• Healthcare
• Pharma & Biotech
• Generics
• Travel & Transport
• Airline industry
• Rail & other transport
• Hotel industry
• Travel agencies
• Technology
• Hardware
• Software
• Telecoms
• Internet
• Automotive
• Passenger vehicles
• Commercial and other
vehicles
• Components
• Consumer Goods
• Food, beverages and tobacco
• Retailing
• Consumer goods
• Financial Services
• Banks
• Insurers
• Asset management
• Alternative investors
•
Exchanges
148
Economist Intelligence Unit - Risk traker (2007)
Raking
Country
Rating (E =
most risky)
Current
Score (100
= most
risky)
Current
Previous
rating
Previous
score
1
Denmark A 11 A 10
2
Switzerland A 11 A 9
3
Singapore A 12 A 10
8
United Kingdom A 15 A 14
9
Canada A 16 A 16
10
Hong Kong A 16 A 16
14
France A 19 A 17
24
United States of America B 24 B 24
26
Japan B 25 B 24
34
Israel B 30 B 30
35
Italy B 30 B 28
36
Qatar B 30 B 31
41
Oman B 31 B 32
43
Malaysia B 33 B 33
44
United Arab Emirates B 33 B 32
56
Kuwait C 42 C 43
60
Mexico C 44 C 41
66
Brazil C 46 C 46
67
China C 46 C 47
72
Saudi Arabia C 47 C 47
81
Turkey C 50 C 48
83
Libya C 51 C 50
86
Angola C 52 C 54
87
Argentina C 52 C 52
90
India C 52 C 50
115
Indonesia C 57 C 57
124
Russia C 60 C 58
127
Bolivia D 62 D 62
131
Iran D 63 D 63
138
Sudan D 66 D 65
139
Nigeria D 67 D 67
144
Venezuela D 75 D 75
147
Zimbabwe D 78 D 78
150
Iraq E 83 E 84
149
ANEXO 04 – Principais Majores, Minors e Estatais
Estados Unidos
Alon USA, ExxonMobil,
Amerada Hess Corporation, First Texas Energy Corporation
Anadarko Petroleum Corporation, Kerr-McGee,
Apache Corporation, Koch Industries,
Arbusto Energy, Marathon Oil Corporation,
Chevron Corporation, Shell Oil Company
Chief Oil and Gas, Sinclair Oil,
ConocoPhillips, Sunoco,
Crown Central Petroleum, United Refining Company,
Devon Energy, Vaalco Energy Inc.
ENSCO International,
Total de 21 Empresas
Indía
Assam Oil Company Ltd. (ACL), Hindustan Petroleum Corporation Ltd,
Bharat Petroleum Corporation Limited, Indian Oil Corporation,
Cairn Energy, Oil India Limited,
Essar oil ltd., ONGC,
Gujarat Gas Co. Ltd., Petronet LNG Limited,
Gujarat State Petroleum Corporation, Reliance Industries Limited
Total de 12 Empresas
Reino Unido
BG Group, Perenco,
BP, Royal Dutch Shell,
Total de 04 empresas
Australia
BHP Billiton, Woodside Petroleum
Santos Limited,
Total de 03 Empresas
Canada
Canadian Natural Resources, Northern Resources,
Enbridge, Petro-Canada,
EnCana, PetroKazakhstan,
Husky Energy, Shell Canada
Imperial Oil, Suncor Energy,
Irving Oil, Syncrude,
Kuwait German Petroleum Company, Talisman Energy.
150
Total de 14 Empresas
Venezuela
Citgo,
Petróleos de Venezuela (PDVSA),
Total de 02 Empresas
Japão
Cosmo Oil Company, Japan Energy,
IB Daiwa, Nippon Oil,
Inpex, San-Ai Oil,
Total de 04 Empresas
China
CNOOC Ltd., China Sinopec, China
PetroChina, China
Total de 03 Empresas
Rússia
LUKoil,
Surgutneftegaz,
Total de 02 Empresas
França
Maurel & Prom,
Total,
Total de 02 Empresas
Polônia
Grupa LOTOS, Polish Oil and Gas Company,
PKN Orlen S.A.,
Total de 03 Empresas
Paquistão
Oil and Gas Development Company Limited,
PSO,
Total de 02 Empresas
IRAN
GeoPardazesh
National Iranian Oil Company (NIOC)
Total de 02 Empresas
INDONÉSIA
Pertamina, Indonésia
MedcoEnergi, Indonésia
Total de 02 Empresas
151
OUTROS PAÍSES
Abu Dhabi National Oil Company - EAU OMV - Áustria
Atlantic Petroleum - Ilhas Faroe Petrobras - Brasil
Cupet - Cuba Petroleos Mexicanos - México
Ecopetrol - Colômbia Petrom - Romênia
Eni - Itália Petron Corporation - Filipinas
Entreprise Tunisienne d'Activites Petroliere -
Tunísia
PETRONAS – Malásia
Galp Energia - Portugal PETROTRIN - Trinidad e Tobago
Gulf Oil - Luxemburgo Qatar Petroleum – Qatar
Hellenic Petroleum - Grécia Repsol YPF – Espanha
INA - Industrija Nafte - Croácia Rompetrol Group N.V. - Romania
Maxol Group - Republica da Irlanda Sasol - Africa do Sul
Mol Group - Hungria Saudi Aramco - Arabia Saudita
Naftna Industrija Srbije - Servia Snpc, Congo - Brazzaville
Naftogas of Ukraine - Ucrânia SPC, Singapura
National Oil Corporation - Líbia State Oil Company of Azerbaijan - Azerbaijão
Neste Oil - Finlândia State Oil Company of Suriname - Suriname
NNPC - Nigéria StatoilHydro - Dinamarca
Occidental Petroleum Todd Energy - Nova Zelândia
Oman Oil Company (OOC) - Oman YPFB - Bolívia
Total de 39 Empresas
Empresas Atuando no Brasil
Agemo Orteng
Agip Oil do Brasil S.A. Pan Canadian Petroleum Limited
Alvorada Petróleo S.A Partex Oil and Gas
Amerada Hess International Limited Perenco Brasil
Anadarko PETRA ENERGIA
Arbi Petróleo Ltda. Petrogal - Petróleos de Portugal S.A.
Aurizônia Empreendimentos Ltda. Petróleo Brasileiro S.A.
BG International Limited PetroRecôncavo S.A.
Brasoil Petroserv S.A.
BrazAlta Petrosynergy
British-Borneo Oil & Gas PetroVista
CEMIG Phillips Petroleum Company
Chevron Corporation PortSea Oil & Gas NL
Codemig Queiroz Galvão Perfurações S.A.
Comp Rainier Engineering Limited
Ipiranga Ral Engenharia
Construtora Cowan Recôncavo E&P
Construtora Norberto Odebrecht S.A. Repsol YPF S.A.
Construtora Pioneira RMC
Corporation Samson Investment Company
DELP Santa Fé Snyder Corporation
152
Den Norske Stats Oljeselskap a.s. Severo Villares
Devon Shell Brasil Ltda
Devon Energy Corporation Silver Marlin
Eaglestar - Somoil Sinergy Group Corp
Ecopetrol Sipet
El Paso CGP Company SK Corporation
EMPA Starfish Oil & Gas S.A.
EnCana Corporation Statoil
Enterprise Oil plc Statoil ASA
Epic Gas International Serviços do Brasil Ltda. STR Projetos e Participações Ltda
Esso Brasileira de Petróleo Limitada Synergy Group Corp
Integral de Servicios Tecnicos S.A Texaco Brasil S.A.
Karoon The Coastal Corporation
Kerr-McGee Oil & Gas Corporation Total Fina Elf S.A.
Kock Petróleo do Brasil Ltda Union Pacific Resources Company
Lábrea Unocal Corporation
Maersk Olie og Gas AS UTC Engenharia (2ª chamada)
Newfield Exploration Company Vale
Nord Oil and Gas S.A.
Vitoria Ambiental Engenharia e
Tecnologia S/A
Norse Energy W. Washington
Ocean Energy, Inc. Wintershall Aktiengesellschaft
OGX YPF S.A.
ONGC Campos
Total de 87 Empresas
Fonte: Elaboração própria a partir da ANP
Empresas Atuando no Rio Grande do Norte
Agip Oil do Brasil S.A. Petróleo Brasileiro S.A
Arbi Petróleo Ltda. Petróleos de Portugal S.A
Aurizônia Empreendimentos Phoenix Empreendimentos
CEMIG PortSea Oil & Gas NL
Codemig Rainier Engineering Limited
Comp RMC
El Paso CGP Company Sinergy Group Corp
Encana Corporation Sipet
Koch Petróleo do Brasil Ltda Starfish Oil & Gas S.A
Orteng Synergy Group Corp
Partex Oil and Gas Unocal Corporation
Total de 22 Empresas
Fonte: Elaboração própria a partir da ANP
153
ANEXO 05 – Cestas de Referência para a Precificação do
Petróleo por API e % de Enxofre.
CESTAS Grau API %Enxofre Países
WTI 39,6 0,24 - 0,4 EUA
Brent 38,3 0,37 Europa
Urals 32 1,3 Rússia
Gippsland 42 - Austrália
Seria Light 37 - Brunei
Kole 34 - Camarões
Lloy blend 22 - Canadá
Daqing 33 0,1 China
Cano Limon 30 - Colômbia
Seuz Blend 33 - Egito
Mandji 30 - Gabão
Tapis 44 0 Malásia
Maya 22 3,4 México
Ekofisk blend 42 Gabão
Não-OPEP
Brasil Médio 25 0,6 Brasil
Dubai 31 2,04 Ásia
Minas 35 0,1 Indonésia
Sahara Blend 44 0,1 Argélia
Girasol 24 - Angola
Basrah Light 34 1,9 Iraque
Kuwait Export 31,4 2,52 Kuwait
Es Sider 37 0,5 Líbia
Bonny Light 37 0,5 Nigéria
Qatar Marine 34 - Qatar
Arab Light 34 1,78 Arábia Saudita
Burnan 39 - Emirados Árabes Unidos
Iran Heavy 31-33 1,6 Irã
OPEP
Tia Juana Light 37 0,1 Venezuela
154
ANEXO 06 – Rodadas de Licitação da ANP para Concessão
de Áreas de Exploração de Petróleo e do Gás no Brasil.
Concessão ANP
Bacia % Participação
Petrobrás
% Participação
Rodada 00 - - Brasil 100
Potiguar 12,50 RGN 0,00
Rodada 01
Nº de Empresas 9,09 Brasil 41,67
Potiguar 5,00 RGN 50,00
Rodada 02
Nº de Empresas 6,67 Brasil 35,00
Potiguar 8,82 RGN 0,00
Rodada 03
Nº de Empresas 8,70 Brasil 44,12
Potiguar 23,81 RGN 100,00
Rodada 04
Nº de Empresas 33,33 Brasil 38,10
Potiguar 14,85 RGN 33,34
Rodada 05
Nº de Empresas 57,14 Brasil 86,14
Potiguar 28,13 RGN 46,30
Rodada 06
Nº de Empresas 33,33 Brasil 68,39
Potiguar 21,43 RGN 64,81
Rodada 07
Nº de Empresas 25,81 Brasil 40,24
Rodada 08
Cancelada Cancelada Cancelada Cancelada
Potiguar 2,75 RGN 0,00
Rodada 09
Nº de Empresas 5,71 Brasil 24,70
Potiguar 25,93 RGN 92,85
Rodada 10
Nº de Empresas 47,06 Brasil 50,00
Elaboração própria a partir dos dados da ONIP.
155
ANEXO 07 – Pesquisa e Desenvolvimento no Brasil.
Concessão de Patentes pelo INPI
Ano
Nº de patentes Ano Nº de patentes
1978
1
1994
13
1979
2
1995
27
1980
6
1996
23
1981
8
1997
22
1982
19
1998
18
1983
18
1999
31
1984
18
2000
44
1985
21
2001
32
1986
16
2002
33
1987
14
2003
47
1988
18
2004
85
1989
19
2005
34
1990
19
2006
22
1991
31
2007
18
1992
18
2008
1
1993
19
TOTAL
697
REDES DE PESQUISA
Instituições TEMATICA
Rede de Risco Exploratório
UFBA/BA
Rede Cooperativa em Recuperação de Áreas Contaminadas - RECUPETRO
Rede de Catálise do Norte-Nordeste
UNIFACS/BA
Rede Cooperativa em Engenharia de Campos Maduros
UFPB/PB
Rede Cooperativa de Pesquisa Norte Nordeste do Gás Natural
IMPA/AM
Rede de Avaliação, Prevenção e Recup dos danos causados em áreas de
prosp. e transp. de gás natural e petróleo na Amazônia Brasileira
Rede Multitarefa de Matérias Especiais do Norte/Nordeste
UFPE/PE
Rede de Pesquisa Cooperativa em Modelagem Computacional
Rede de Monitoramento Ambiental de Áreas sob Influência da Indústria
Petrolífera - PETROMAR
Rede de Instrumentação e Controle
Rede Cooperativa de Combustíveis e Lubrificantes
UFRN/RN
Rede Temática Cooperativa em Caracterização Geológica e Geofísica de
Campos Maduros
UFC/CE
Rede Cooperativa de Pesquisa em Asfalto do Norte-Nordeste
UFRJ/RJ
COPPE
UFRGS
UNB
UFMG
156
ANEXO 08 – Fatores para Formação das Barreiras a Entrada na Indústria do Petróleo e do
Gás.
FATORES
EXTRATO
Empresarial Natural Institucional
Nível de
Barreira
OPEP
BAIXO (Prestação de serviço;
cooperação; Estatais; capital de
baixa intensidade)
BAIXO (grandes reservas concentradas com baixa
taxa de crescimento, grande produtividade,
qualidade mediana; e, baixo custo de E&P)
ALTO (Alto poder do governo; Leis
protecionistas; indústria fechada; e
articulação internacional)
BAIXO
Não OPEP
ALTO (Concessão; partilha;
cooperação; e capital de alta
intensidade)
ALTO (reservas distribuídas de tamanho variado e
em declínio; produtividade médio-baixas; qualidade
médio-alta; e, alto custo de E&P)
ALTO (poder do governo em
regulação; empresas e instituições
articuladas; indústria aberta e
internacionalizada)
ALTO
África
ALTO (Partilha dos resultados,
cooperação, Majores e Minors; e,
capital de alta intensidade)
ALTO (reservas concentradas de tamanho variado e
crescimento escalar; produtividade média; qualidade
média; e, alto custo de E&P)
BAIXO (baixo poder interventivo do
governo; indústria aberta e articulada
internacionalmente)
MÉDIO-ALTO
América Latina
MÉDIO (Concessão;
cooperação; Estatais; Majores e
Minors; e, capital de alta
intensidade)
ALTO (reservas de tamanho médio-grande e
crescimento mediano; produtividade média;
qualidade médio-baixa; e, alto custo de E&P)
MÉDIO (Alto poder do governo
interventivo e regulatório; indústria
abertas e flexibilizadas
internacionalmente)
MÉDIO
Elaboração própria
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