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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
AS ESTRATÉGIAS EMPRESARIAIS DE COOPERAÇÃO E INTEGRAÇÃO VERTICAL:
O CASO DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO DO BRASIL
KÁTIA REGINA DO VALLE FREITAS matrícula nº: 100113927
ORIENTADOR: Prof. Edmar Luiz Fagundes de Almeida
JANEIRO 2003
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
AS ESTRATÉGIAS EMPRESARIAIS DE COOPERAÇÃO E INTEGRAÇÃO VERTICAL:
O CASO DA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO DO BRASIL
________________________________________ KÁTIA REGINA DO VALLE FREITAS
matrícula nº: 100113927
ORIENTADOR: Prof. Edmar Luiz Fagundes de Almeida
JANEIRO 2003
As opiniões expressas neste trabalho são de exclusiva responsabilidade da autora
Aos meus pais, Artur e Christa
AGRADECIMENTOS
A Deus, pela vida, Aos meus pais, Artur e Christa, pelo amor, pela motivação, confiança em meu trabalho, correções e estímulo, Aos meus irmãos, Marcos e Cristiana, pela compreensão, A Leonardo, pelo incentivo, Ao Professor Edmar de Almeida, meu orientador, pela sua disponibilidade, À Agência Nacional do Petróleo, através do Programa de Formação de Recursos Humanos da ANP para o Setor de Petróleo e Gás Natural, pelo apoio bibliográfico, financeiro e de capacitação profissional, Aos professores do Instituto de Economia da UFRJ, pela minha formação acadêmica, Aos professores do Grupo de Energia da UFRJ pela minha formação profissional, Aos meus amigos, pelo apoio imediato e irrestrito, Aos bolsistas da ANP, Infopetro e ONIP, em especial ao Carlos e ao Leandro pela ajuda moral e material, Às professoras Carmen Alveal e Mariana Iootty, que se dispuseram a avaliar esse trabalho, A todos os outros que direta ou indiretamente contribuíram para que este trabalho fosse realizado.
RESUMO
O presente trabalho analisa o ambiente concorrencial que se seguiu à flexibilização da legislação sobre o petróleo e gás no Brasil, entre 1997 e 2002. Com base nessa análise, avaliaram-se algumas tendências estratégicas que as empresas deverão adotar para ganharem vantagens competitivas no País. Nessa linha, estudou-se também algumas das estratégias mais comuns na indústria de petróleo, como a integração vertical, que é a internalização de diferentes etapas de produção pela empresa e a cooperação, principalmente com a formação de contratos de longo prazo, joint ventures e alianças. A integração vertical é importante para o setor petróleo por causa das características inerentes à indústria, como o elevado risco envolvido na Exploração & Produção (E&P) e os investimentos elevados e contínuos, que precisam ser auto-financiados. Em contrapartida, a etapa de distribuição e comercialização é menos arriscada, fazendo com que a integração vertical com a etapa de E&P leve a minimização de riscos e a um maior equilíbrio nos ganhos. Além disso, a integração vertical garante o fluxo de petróleo e derivados desde o poço até o consumidor final. Desde a década de 70, entretanto, a indústria de petróleo passou por algumas mudanças que fizeram com que a cooperação surgisse como uma opção para as empresas petrolíferas. No Brasil, como em alguns dos outros países produtores, começou, em 1997, um período de transição até a abertura total do segmento em 2002. Muitas novas empresas passaram a atuar no País, tanto na exploração como na distribuição de combustíveis, embora no refino não haja, ainda, a participação direta de nenhuma nova empresa. A liberalização da importação de petróleo e derivados era essencial para a continuação do processo de introdução da concorrência. No entanto, ela possui custos elevados e não parece valer a pena até o momento em que se esgote a capacidade de refino do Brasil. Com a análise das estratégias da PDVSA, da Shell e da Repsol-YPF no Brasil, foi possível detectar uma grande tendência à cooperação no curto prazo e, no longo prazo, uma tendência a atividades mais independentes, com possível rivalidade. A PDVSA entrou no Brasil visando ao escoamento da grande produção venezuelana e já cogita importar derivados, o que é uma estratégia rival à Petrobras. Já a Shell, tem grande poder de mercado na distribuição e tem planos para começar sua produção ainda esse ano, ou seja, há uma tendência de ação independente no longo prazo. Por fim, a Repsol YPF já atua em refino e distribuição no Brasil, ao passo que, se houver sucesso no upstream, a empresa também poderá atuar, no longo prazo, integrada verticalmente no País.
SÍMBOLOS, ABREVIATURAS, SIGLAS E CONVENÇÕES
Instituições, organizações e empresas: ANP Agência Nacional do Petróleo ONIP Organização Nacional da Indústria de Petróleo OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo PDVSA Petróleos de Venezuela S.A. YPF Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A. Petróleo e Gás Natural: E&P Exploração & Produção GLP Gás Liquefeito de Petróleo GN Gás Natural GNV Gás Natural Veicular
ÍNDICE INTRODUÇÃO...................................................................................................................................................... 9 CAPÍTULO I - ESTRATÉGIAS EMPRESARIAIS NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO............................. 12 1.1 - ESTRATÉGIA EMPRESARIAL......................................................................................................................... 12
1.1.1 - As Cinco Forças de Porter ..................................................................................................................... 13 1.2 - A INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E SUAS ESTRATÉGIAS DOMINANTES.............................................................. 17
1.2.1 - A Cadeia de Petróleo ............................................................................................................................. 17 1.2.2 - Estratégias Dominantes.......................................................................................................................... 19
1.3 - INTEGRAÇÃO VERTICAL............................................................................................................................... 20 1.3.1 - Custos de Transação .............................................................................................................................. 20 1.3.2 - Características da Integração Vertical.................................................................................................... 22 1.3.3 - Integração Vertical na Indústria do Petróleo.......................................................................................... 24
1.4 - COOPERAÇÃO ............................................................................................................................................... 26 1.4.1 - Cooperação na Indústria do Petróleo ..................................................................................................... 27
1.5 - CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO....................................................................................................... 30 CAPÍTULO II - EVOLUÇÃO DO PADRÃO DE CONCORRÊNCIA NA INDÚSTRIA ............................ 31 2.1 - A INDUSTRIA DE PETRÓLEO MUNDIAL........................................................................................................ 31 2.2 - ANTECEDENTES HISTÓRICOS DO PETRÓLEO NO BRASIL............................................................................ 38 2.3 - A FLEXIBILIZAÇÃO DO MONOPÓLIO ESTATAL........................................................................................... 40
2.3.1 - A Década de 90...................................................................................................................................... 40 2.3.2 - A Liberalização de 2002 ........................................................................................................................ 41
2.4 - CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO....................................................................................................... 43 CAPÍTULO III - INTEGRAÇÃO VERTICAL E COOPERAÇÃO NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO BRASILEIRA ...................................................................................................................................................... 44 3.1 - ANÁLISE DO AMBIENTE CONCORRENCIAL.................................................................................................. 44
3.1.1 - Padrão de Concorrência antes da Abertura ............................................................................................ 45 3.1.2 - Padrão de Concorrência após a Abertura............................................................................................... 46
3.2 - COOPERAÇÃO NO BRASIL............................................................................................................................. 48 3.3 - ANÁLISE EMPRESARIAL ............................................................................................................................... 50
3.3.1 - Condições de Rivalidade ....................................................................................................................... 50 3.3.2 - Petróleos de Venezuela S.A................................................................................................................... 52 3.3.3 - Shell ....................................................................................................................................................... 58 3.3.4 - Repsol-YPF............................................................................................................................................ 64
3.4 - CONSIDERAÇÕES FINAIS DO CAPÍTULO....................................................................................................... 68 CONCLUSÃO...................................................................................................................................................... 70 ANEXOS............................................................................................................................................................... 73 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS............................................................................................................... 79
INTRODUÇÃO
A década de 90 foi decisiva para a Indústria de Petróleo Brasileira. O ano de 1997 foi
marcado pela Lei 9.487, que flexibilizou o monopólio estatal e criou uma agência reguladora
para o setor, a Agência Nacional do Petróleo (ANP). O objetivo dessas transformações
institucionais era desregulamentar o setor e introduzir a concorrência, reduzindo as restrições
à entrada de novas firmas no mercado.
No upstream1, as mudanças foram bastante significativas. Com a abertura deste
segmento, alguns blocos foram licitados para exploração e, com isso, cerca de quarenta novas
empresas passaram a atuar no País. No downstream2 também ocorreram mudanças. Em 1998,
os subsídios foram gradualmente reduzidos e houve uma flexibilização das condições de
entrada na atividade de distribuição e revenda. A Petrobras, no entanto, ainda era a única
empresa autorizada a importar gasolina e diesel. Em janeiro de 2002, a ANP estabeleceu um
novo modelo regulatório que propiciou a abertura total do setor. Os preços dos derivados e as
importações foram liberadas para aumentar o suprimento interno.
Todas essas mudanças causaram um redirecionamento nas estratégias das empresas
petrolíferas. As especificidades da Indústria de Petróleo como as economias de escala, o
enorme risco no upstream e a conseqüente dificuldade de financiamento levam à busca de
estratégias diferentes de acordo com o ambiente regulatório no qual a indústria se encontra.
Frente a essas características, as estratégias de cooperação ou de integração vertical são as
mais comumente utilizadas na indústria.
O estudo das mudanças institucionais ocorridas no Brasil busca proporcionar um
maior entendimento do novo padrão de concorrência da indústria no país. Para isso, uma
análise da evolução da indústria de petróleo brasileira, de suas reformulações estratégicas e de
suas peculiaridades torna-se fundamental.
1 Segmento inicial da cadeia de petróleo, englobando a exploração, desenvolvimento e produção. 2 Último segmento da cadeia de petróleo, englobando transporte, refino, distribuição e comercialização.
O objetivo do trabalho é analisar as tendências estratégicas da indústria de petróleo
brasileira que se seguiram às mudanças ocorridas na década de 90. Nesse sentido, torna-se
necessária a análise da indústria do petróleo e de suas estratégias dominantes. Para a definição
dessas tendências, é preciso fazer uma análise comparativa das estratégias a serem adotadas
pelas empresas de petróleo no Brasil. Nesse trabalho abordam-se, especificamente, as
estratégias de integração vertical e de cooperação.
Os conceitos básicos que fundamentam o referencial teórico da análise estratégica
foram definidos a partir de pesquisa bibliográfica, abordando-se autores relevantes, como
Porter (1991) e Willianson (1993), para a conceituação de estratégia em termos gerais. No
âmbito da indústria petrolífera foram considerados os autores como Stevens (1998) e Alveal e
Pinto Jr. (1996).
Para a análise das alterações da indústria mundial e brasileira, a pesquisa envolveu
sites, artigos em revistas e jornais especializados, além de acesso a documentos e relatórios da
ANP. A análise de dados estatísticos oficiais e de relatórios anuais das empresas de petróleo
foram fundamentais para a percepção das novas tendências para a indústria.
A monografia está estruturada em três capítulos, além da introdução e da conclusão.
No primeiro capítulo, busca-se realizar uma análise da literatura acerca de estratégias,
estudando-se especialmente as especificidades do setor petróleo, seu caráter estratégico e a
tendência à formação de um mercado oligopolista. Ressaltam-se a importância da estratégia
para as indústrias petrolíferas, enfatizando-se que a concorrência na indústria de petróleo não
é a mesma que a das outras indústrias devido à existência de elevados riscos e custos. O
capítulo apresenta ainda os conceitos de cooperação e integração vertical como estratégias
dominantes na indústria do petróleo.
No segundo capítulo, discute-se a indústria do petróleo de uma maneira geral, sendo
apresentadas as principais mudanças estratégicas ocorridas nessa indústria até a atualidade.
Aborda-se aqui o crescimento da indústria no país, desde a criação da Petrobras, até as
alterações no padrão de concorrência, com a flexibilização do monopólio estatal e a criação da
ANP, a partir de 1997.
O terceiro e último capítulo faz uma análise das estratégias adotadas pelas empresas
no Brasil, objetivando identificar quais empresas podem se lançar numa estratégia de
rivalidade com a Petrobras. São estudados exemplos de empresas do setor, analisando-se
especificamente os movimentos estratégicos da PDVSA, da Shell e da Repsol-YPF, no Brasil,
com o objetivo de definir quem tem vantagem competitiva no mercado brasileiro.
O pressuposto que foi verificado pelo trabalho é o de se, no momento inicial da
abertura do mercado brasileiro de petróleo, em 1997, houve, no curto prazo, um movimento
de cooperação das empresas entrantes com a Petrobras para a mitigação de riscos e
diminuição de custos. Pretendeu-se também verificar se, após a abertura total do setor, a
tendência passou a ser de rivalidade com a Petrobras, pois as empresas passaram a buscar
estratégias individuais de integração vertical, via importação de óleo.
O trabalho mostra que, com a abertura do setor, as empresas entrantes iniciaram as
buscas por parcerias e alianças estratégicas para divisão de riscos e de custos no upstream. No
entanto, no longo prazo, além da continuação de movimentos de cooperação, é possível que
algumas empresas passem a se integrar verticalmente no país ou importar petróleo e
derivados. Assim, agindo de forma independente da Petrobras, essas empresas tenderão a
tornarem-se rivais.
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CAPÍTULO I - ESTRATÉGIAS EMPRESARIAIS NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
Este capítulo apresenta uma revisão bibliográfica dos principais conceitos de
estratégias empresariais, com destaque para as estratégias de Integração Vertical e de
Cooperação. Nesta linha, aborda-se o modelo das cinco forças de Porter (1991), que é um
instrumental importante para a análise da concorrência. Apresentam-se, particularmente, as
contribuições de Mintzberg (2000). No âmbito da estratégia na indústria de petróleo são
apresentadas as contribuições de Freires (1996) e Almeida (2002).
No caso da Integração Vertical, apresentam-se principalmente as abordagens de
Willianson (1993), Coase (1937) e Penrose (1995) e particularmente, Fiani (2000) e Britto
(2000). Já para a cooperação, autores como Alveal e Pinto Jr. (1996) e Ernst e Steinhubl,
(1997) são abordados.
1.1 - Estratégia Empresarial
Todas as empresas que competem em uma indústria, possuem, explícita ou
implicitamente, uma estratégia competitiva. O fato de muitas empresas adotarem um
planejamento estratégico formal, que é a forma explícita de estratégia, demonstra que os
ganhos obtidos com sua formulação são significativos (Porter, 1991).
A maioria das definições de estratégia a situam como sendo algum plano, ou um
conjunto de medidas a serem seguidas para se atingir objetivos. Entretanto, outros autores,
como Mintzberg et alli (2000) consideram estratégia como um padrão de comportamento.
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Para Oliveira (1999), estratégia empresarial relaciona-se a alocação de recursos da empresa de
forma a minimizar problemas. A formulação de estratégias possibilita uma maior interação da
empresa com o ambiente concorrencial no qual ela está inserida.
As empresas, de uma maneira geral, buscam o crescimento. Para uma firma crescer em
um cenário de ambiente concorrencial repleto de incertezas, sua decisão estratégica pode ser
sintetizada em três opções principais: integração vertical ao longo da cadeia produtiva,
expansão da capacidade ou entrada em novos negócios. Todas as decisões de longo prazo das
firmas são entendidas como parte das estratégias das empresas. Estratégia é “a ação formulada
e adequada para alcançar preferencialmente, de maneira diferenciada, os objetivos
estabelecidos, no melhor posicionamento da empresa perante seu ambiente” (Oliveira, 1999,
177).
1.1.1 - As Cinco Forças de Porter
Porter (1991) propõe um modelo para a análise da intensidade da concorrência em
uma indústria. Este modelo consiste na determinação de um conjunto de cinco forças
competitivas – ameaça à entrada, ameaça de substituição, poder de negociação dos
compradores, poder de negociação dos fornecedores e rivalidade entre os principais
concorrentes – que, em conjunto, determinam qual a estratégia a ser formulada. Assim,
conhecendo cada uma dessas cinco forças, a empresa pode encontrar a sua melhor opção de
atuação. A figura 1.1 representa essas cinco forças.
Quanto à ameaça de entrada, há uma relação direta com as barreiras à entrada
existentes na indústria. Quanto maiores forem as barreiras à entrada, menor será a ameaça. “O
principal fator na determinação dos preços e da lucratividade em uma indústria está
relacionado à facilidade ou dificuldade que as empresas estabelecidas encontram para impedir
a entrada de novas empresas, isto é, a existência ou não de barreiras a entrada” (Kupfer, 2002,
p. 110). As fontes de barreiras à entrada são: economias de escala, vantagens absolutas de
custo, diferenciação do produto, necessidade de elevado capital inicial e a política
governamental.
Uma empresa possui economias de escala se o custo médio é reduzido quando a
produção é elevada, ou seja, se a quantidades de todos os fatores aumentam na mesma
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proporção, haverá declínio nos custos unitários (Iootty e Szapiro, 2002). Assim, qualquer
entrante, para não ter desvantagem de custo, deverá iniciar a operação com uma escala
mínima, pois, se operar com uma escala sub-ótima, poderá haver retaliação das empresas já
estabelecidas. Desta maneira, se há economias de escala, estejam elas relacionadas a qualquer
etapa da produção, isso é sinal inequívoco da existência de barreiras à entrada.
As vantagens absolutas de custo existem quando o custo médio de longo prazo das
empresas estabelecidas é menor do que o das entrantes. Essas vantagens podem criar barreiras
de custo e levar a empresa a ter lucros extraordinários. O melhor acesso a fatores de produção,
tecnologia, matéria-prima e capital; economia de aprendizado e imperfeições no mercado de
fatores podem ser as causas das vantagens de custo das empresas estabelecidas. Estas
vantagens de custo são independentes de escala, como é o caso de know-how e de patentes.
A diferenciação do produto também influencia a estrutura de mercado e pode criar
barreiras à entrada. Esses diferenciais podem ser reais, como maior qualidade, ou imaginários,
como as marcas. Se há preferência pelos produtos das empresas já estabelecidas, as empresas
entrantes tem duas opções, ou elas vendem por preços mais baixos, o que levará a sua curva
de demanda ficar abaixo da das outras empresas, ou elas gastam com publicidade e
propaganda para divulgar a nova marca, o que levará a um aumento do custo médio de longo
prazo das empresas entrantes (Kupfer, 2002).
Outra fonte de barreiras à entrada é a necessidade de capital inicial elevado, que é
conseqüência das escalas mínimas eficientes (Bain apud Kupfer, 2002). As barreiras à entrada
serão grandes se houver necessidade de altos investimentos de recursos financeiros, tais como
instalações, equipamentos, crédito e estoques. Se esses custos forem irrecuperáveis, haverá
ainda mais vantagens para as empresas estabelecidas.
A política governamental pode ser também fonte de barreiras à entrada. A entrada de
uma firma em uma indústria pode ser proibida ou controlada por licenças e limites de acesso à
matérias-primas que em alguns casos tornam caro ou mesmo proibitivo o custo para novos
entrantes. Outro tipo de intervenção está relacionada a restrições em relação à poluição e
eficiência do produto. (Porter, 1991).
A segunda força é a ameaça de substituição. Se existem produtos que podem ser
usados para as mesmas finalidades e que podem se tornar mais competitivos em termos de
preços ou de desempenho, então, o teto de preços que a empresa fixa é reduzido, o que leva a
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uma diminuição dos lucros. Por esse motivo, a empresa deve manter-se atenta a possíveis
substitutos na definição de suas estratégias.
O poder de negociação dos compradores é outra força que deve ser avaliada. Quanto
menor o número de compradores, maior a padronização de produtos, menores os custos de
mudança para outro fornecedor e melhor a informação dos compradores quanto às condições
de demanda, maior será o poder de barganha dos compradores. De forma análoga, a quarta
força analisada é o poder de barganha dos fornecedores, que será maior quanto menos
fornecedores existirem, mais diferenciados entre si e mais importantes para a operação da
indústria forem os insumos vendidos por eles, e, ainda, se existir a possibilidade de integração
para frente dos fornecedores (Porter, 1991).
A última força a ser analisada é a intensidade da rivalidade entre os principais
concorrentes. O autor aponta a rivalidade como conseqüência de alguns fatores estruturais. O
primeiro desses fatores é a quantidade de concorrentes. Se a indústria é concentrada, os
líderes agem como coordenadores, dificultando o comportamento dissidente de algumas
empresas. Outro fator relevante é a velocidade de crescimento da indústria, pois, quando este
crescimento é lento, maior a luta por participação no mercado. A existência de custos fixos
altos e o excesso de capacidade instalada também aumentam a rivalidade porque todas as
empresas desejam satisfazer sua capacidade, o que leva a redução de preços. Outros fatores
estruturais, como semelhança entre os produtos, diferenças entre os concorrentes e um grande
interesse estratégico, também podem levar a um aumento da rivalidade.
Outra questão importante em relação à rivalidade na indústria é a barreira à saída. Se
estas barreiras forem altas, as empresas tendem a continuar competindo mesmo em atividades
com pouco retorno, o que pode reduzir a rentabilidade de toda a indústria. A existência de
ativos especializados em termos de atividade ou localização, e de os custos fixos de saída,
como acordos trabalhistas e restrições governamentais para evitar desemprego, são algumas
das fontes de barreiras à saída apresentadas pelo autor.
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Figura 1.1 - Cinco Forças de Porter
Entrantes Potenciais
Ameaça de novos Entrantes
Concorrentes na Indústria
Poder de negociação Poder de negociação dos fornecedores dos compradores
Fornecedores Rivalidade entre Compradores as empresas
existentes
Ameaça de substitutos
Substitutos
Fonte: Porter (1991, p. 23)
O ambiente econômico, político e regulatório no qual a firma se encontra é que dará a
sinalização de qual estratégia adotar. Esse ambiente, no entanto, é cada vez mais incerto, por
sua crescente complexidade e pela velocidade das mudanças. Quando a concorrência muda, as
estratégias das firmas também mudam e, portanto, a análise da concorrência é fundamental na
determinação das estratégias.
A estratégia a ser adotada é fator decisivo no sucesso de uma empresa. A seguir serão
apresentadas algumas das características da indústria de petróleo que devem ser analisadas
para se determinar quais são as estratégias dominantes do setor.
17
1.2 - A Indústria de Petróleo e suas Estratégias Dominantes
As especificidades da indústria do petróleo levam as empresas petrolíferas a adotarem,
em geral, um leque reduzido de estratégias. Por outro lado, a alta incerteza envolvida em
grande parte das etapas da cadeia de petróleo faz com que a determinação de estratégias seja
particularmente importante nessa indústria.
1.2.1 - A Cadeia de Petróleo
O segmento inicial da cadeia de petróleo, também definido como upstream, inclui as
etapas de exploração, desenvolvimento e produção dos campos. Já o transporte, refino e a
distribuição fazem parte do segmento downstream. Para alguns autores, o refino e o transporte
fazem parte do chamado middlestream (ANP, 2000b).
A cadeia do petróleo inicia-se com a exploração, que objetiva descobrir novas jazidas.
Uma vez ocorrida a descoberta, passa-se à segunda fase, que é o desenvolvimento do campo
para tornar possível a etapa seguinte de produção, que envolve a extração e o preparo para a
movimentação do petróleo. A quarta etapa é o transporte, que é seguida pela etapa de refino,
onde há a transformação de petróleo em derivados. Por fim, ocorre a distribuição que envolve
a comercialização por atacado dos derivados. Essa cadeia envolve algumas características
importantes, como a complexidade, a evolução de tecnologias e a intensidade de capital
(Almeida, 2002).
Um dos aspectos mais importantes relacionados ao petróleo é o enorme risco
envolvido. Além dos riscos associados às características geológicas, a indústria de petróleo
sofre, ainda, com enormes riscos políticos, uma vez que as condições institucionais dos países
onde se encontram as reservas podem mudar desfavoravelmente. Além disso, existe também o
risco de mercado, pois o preço do petróleo varia muito, inclusive por questões geopolíticas,
que podem gerar instabilidades.
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Na etapa inicial da cadeia, a exploração, o risco está vinculado às dificuldades de
descoberta e aos enormes investimentos necessários, incluindo o levantamento das
características geológicas e geofísicas e a perfuração de poços. Assim, existem elevadas
barreiras à entrada, o que faz com que apenas algumas empresas muito capitalizadas
participem do processo. Ainda que existam tecnologias capazes de realizar bons estudos sobre
as áreas, a certeza da existência de óleo só é obtida depois da perfuração. Como o custo da
perfuração é muito alto3, os riscos associados são muito grandes. Por esse motivo, as empresas
precisam ter um elevado grau de auto-financiamento e reservar um grande volume de recursos
para o caso de haver fracasso na exploração (Almeida, 2002).
Como o petróleo é um produto não renovável, com o passar do tempo, os
investimentos na fase exploratória tendem a ser ainda maiores. Isso ocorre pois reservas
menores e com características geológicas desfavoráveis são exploradas a medidas em que as
melhores reservas se esgotam.
A fase que se segue é o desenvolvimento dos campos. Nessa etapa, o risco envolvido é
menor do que o da anterior e envolve o fato da quantidade de óleo poder ser menor do que a
esperada. O desenvolvimento do campo exige a instalação de poços de desenvolvimento e de
equipamentos para a extração do óleo, seu tratamento e estocagem, o que também faz essa
etapa envolver altos custos (Almeida, 2002).
A produção do petróleo é uma fase que também envolve altos investimentos. Ela
inicia-se quando o campo já foi explorado e desenvolvido. Uma vez produzido, o óleo é
vendido como uma commodity e tem seu preço definido no mercado spot4 estando portanto
sujeito à incerteza. Ainda que o custo de produção de petróleo varie muito de região para
região, o preço de cada tipo de petróleo é o mesmo internacionalmente. Características como
a localização geográfica da reserva, a qualidade e quantidade de óleo vão influenciar o custo
do óleo. Assim, as regiões que possuem o menor custo de produção, possuem renda mineral e,
por isso, auferem lucros extraordinários. Para se apropriar de parte dessa renda, o governo dos
países detentores dessas reservas cobram impostos elevados sobre a produção (Almeida,
2002).
3 De acordo com Almeida (2002), cada poço em terra custa de 1 a 5 milhões de dólares, em média, e representam de 40 a 80% dos custos de exploração. Para poços em mar, esse custo pode chegar a 20 milhões de dólares. 4 Preços spot são preços dados no curto prazo.
19
O transporte de petróleo é feito por navios tanque (petroleiros), quando a distância é
grande e por oleodutos, para distâncias menores. Essa fase da cadeia representa custos
menores do que as anteriores e as empresas estão se apropriando de economias de escala cada
vez maiores, tanto em relação à capacidade dos navios quanto do tamanho do diâmetro do
oleoduto, para que os custos do transporte sejam reduzidos ainda mais.
Como o óleo produzido possui características muito diferentes, o refino é feito para
transformar o petróleo em derivados utilizáveis. Essa fase também envolve altos e contínuos
investimentos. Geralmente as refinarias são localizadas perto dos centros para que os custos
de transporte sejam reduzidos. Por fim, a distribuição e a comercialização são etapas menos
arriscadas, mas a empresa deve se preocupar com seus postos de venda para atender o
mercado da melhor maneira possível (Almeida, 2002).
1.2.2 - Estratégias Dominantes
Como abordado anteriormente, o petróleo encontra-se em reservas que não estão
distribuídas uniformemente entre as diversas regiões do mundo. Além disso, em algumas
reservas, os custos de exploração são bastante reduzidos enquanto, em outras, este custo é
elevadíssimo. Por causa desse diferencial, os detentores das melhores reservas têm vantagem
comparativas, o que leva a constantes tentativas de se descobrirem novas reservas. Outra
questão importante é que os maiores consumidores de petróleo não são os principais
produtores. Assim, a internacionalização em direção à matéria-prima é estratégia comum da
indústria uma vez que a busca de novas reservas é essencial para a sobrevivência das
empresas.
A integração vertical é uma das estratégias dominantes da indústria de petróleo porque
se busca obter riscos e ganhos médios. Ou seja, tenta-se compensar a intensidade de capital,
os altos riscos e o longo período de maturação das etapas iniciais da cadeia, com a maior
rentabilidade das etapas finais. Integradas verticalmente, as empresas garantem o acesso à
matéria prima, ao mesmo tempo em que diminuem os riscos. Ao invés de buscarem uma
margem de lucro para cada etapa da cadeia, as empresas verticalmente integradas passam a
maximizar o retorno da cadeia de petróleo como um todo.
20
A cooperação inter-firmas também é uma estratégia dominante na indústria. Como
será analisado no capítulo 2, em geral as estatais, fragilizadas, com rendimentos baixos e
incapacidade tecnológica, trocam o acesso a suas reservas pela tecnologia e capital das
grandes majors (Alveal e Pinto Jr. 1996).
1.3 - Integração Vertical
A verticalização ocorre quando “a empresa assume o controle sobre diferentes estágios
(ou etapas) associados à progressiva transformação de insumos em produtos finais” (Britto,
2002b, p. 313). A integração vertical é, portanto, a atuação em mais de um estágio do
processo produtivo. Para se entender os motivos que levam uma empresa a se verticalizar,
deve-se recorrer ao conceito de custo de transação, que será apresentado a seguir.
1.3.1 - Custos de Transação
Os custos de transação são os custos de se recorrer ao mercado. A definição de custos
de transação é importante para explicar o que leva uma empresa a se integrar verticalmente,
utilizando transações internas ao invés de transações de mercado, agregando fases ao seu
processo produtivo ao aumentar o número de processos intermediários que antes tinha que
buscar no mercado.
Ronald Coase, em 1937, escreveu um artigo intitulado “The Nature of the Firm”5, que
mudou a maneira de se ver a organização econômica. Neste artigo, Coase aponta para o fato
de que a firma e o mercado são modos alternativos de se organizar as mesmas transações.
(Williamson e Winter, 1993). Antes dessa publicação, a economia tratava apenas dos custos
de produção, negligenciando o fato de que o havia custos importantes associados às
transações econômicas. (Fiani, 2002).
5 A Natureza da Firma
21
Duas questões chaves levantadas por Coase foram: (i) Por que existe a firma? e (ii) Por
que toda a produção não é feita por uma única grande firma? (Williamson e Winter, 1993). A
resposta para essas perguntas está nos custos de transação, que é um conceito desenvolvido
por Williamson, em 1975. Caso os custos de transação não existissem, os indivíduos
trocariam entre si cada etapa da divisão de tarefas. A existência de tais custos fazem com que
as empresas substituam o mecanismo de mercado pela alocação de fatores em seu interior
(Fiani, 2002).
Os custos de transação podem ser considerados como “os custos de negociar, redigir e
garantir o cumprimento de contratos” (Fiani, 2002, p.269). Isso significa que, na teoria dos
custos de transação, não existe simetria de informações, ou seja, as partes envolvidas em um
contrato não conhecem todas as características relacionadas ao objeto que está sendo trocado.
Para os custos de transação serem considerados importantes, devem haver algumas condições:
a existência de racionalidade limitada, um ambiente com complexidade e incerteza, atitudes
oportunistas e transações ou ativos específicos (Fiani, 2002).
As limitações neurofisiológicas do indivíduo fazem com que existam restrições à
armazenagem de informações e à transmissão dessas informações pela linguagem, assim, o
ser humano não consegue achar o máximo global6 (Simon apud Fiani, 2002). A existência
dessas limitações faz com que exista a racionalidade limitada. Ainda que a racionalidade seja
limitada, não haveria problemas se o ambiente fosse simples. Mas isso pode não ocorrer, o
ambiente em que a firma se encontra pode estar repleto de decisões a serem tomadas, o que
levará a uma grande complexidade. A racionalidade limitada, quando somada ainda com a
incerteza e com a complexidade, leva a uma assimetria de informações.
O oportunismo do agente existe porque há uma propensão dos indivíduos a darem
informações falsas, transmitirem apenas parte das informações ou efetuarem promessas que
não poderão cumprir com o intuito de se favorecerem. O oportunismo é uma maneira dos
indivíduos manipularem a assimetria de informações a seu favor.
A questão dos ativos específicos existe quando as transações ocorrem em pequeno
número (small numbers). Quando existem ativos específicos, os riscos de atitudes
oportunistas serão ainda mais elevados. A especificidade do ativo pode ser (i) de localização,
que uma vez estabelecidos tornam altos os custos de transporte; (ii) física, como os dos
produtos sob encomenda; (iii) de capital humano, que surgem dos processos learning-by- 6 A melhor decisão possível
22
doing; e (iv) de ativos dedicados, em que o fornecedor faz investimentos na perspectiva de
vender uma grande quantidade para um cliente (Willianson apud Fiani, 2002, p. 281).
A definição de custos de transação é importante para entender as razões que levam
uma firma a se integrar verticalmente. A comparação que se faz é entre o custo de uma
empresa produzir por ela mesma e o custo de recorrer ao mercado, ou seja, o custo de
transação. As perdas relacionadas à produção interna são as de escala. Assim, se os ativos são
pouco específicos, haverá economia de escala no mercado e os custos não serão altos. Em
contrapartida, quanto mais específico for o ativo, não deverá haver economias de escala, uma
vez que existem poucos ofertantes e poucos demandantes para o produto. Nesse caso, os
custos do contrato aumentam, tornando a integração vertical mais propícia.
1.3.2 - Características da Integração Vertical
Os fatores que determinam a decisão da firma se integrar verticalmente estão
relacionados aos custos de transação, como mostrado no item anterior. No entanto, existem
outros fatores que são condicionantes deste processo. Estes condicionantes podem ser (i) de
ordem técnica, como os desequilíbrios entre os diferentes estágios de produção e a
interdependência e interconexão entre as atividades, como é o caso das indústrias de rede; (ii)
referentes à eficiência econômica, como a redução de custos, ganhos de eficiência e aumento
dos níveis de segurança; e (iii) relativos ao processo competitivo da indústria, uma vez que a
integração vertical gera uma proteção contra a concorrência de novos produtores, reforçando
as barreiras à entrada (Britto, 2002b).
Quando a empresa passa a atuar em estágios anteriores, há uma integração para trás
(upstream) ou à montante. De maneira análoga, quando a empresa atua em estágios
posteriores, há uma integração para frente (downstream) ou à jusante. A integração para trás
não modifica a natureza do produto da empresa e permite reduzir os custos dos suprimentos
enquanto a integração para frente pode incluir a entrada em atividades diferenciadas, como a
distribuição, e permite maior eficiência, eliminando práticas oportunistas.
Muitos são os benefícios da estratégia de integração vertical. A integração aumenta a
segurança em relação ao suprimento (para trás) e ao escoamento da produção (para frente),
além disso, a integração leva à redução de custos, à apropriação do lucro do fornecedor, a um
23
aumento do poder de mercado da empresa (via elevação de barreiras à entrada), ao
aprofundamento na tecnologia (pois a integração vertical é indutora de mudanças
tecnológicas) e a melhorias na diversificação (Tachizawa e Rezende, 2000). Para Porter
(1991), são ainda benefícios da integração vertical a compensação do poder de negociação
dos fornecedores (para trás) e dos compradores (para frente).
A contenção de custos causada pela integração vertical é conseqüência da redução do
número de etapas do processo de produção, da redução do custo de transporte, do melhor
controle das programações, da redução da necessidade de informações, da diminuição de
custos de transação e por menores custos provenientes de relações estáveis. A integração
ainda permite que uma atividade da empresa que seja mais lucrativa financie segmentos
menos lucrativos. Com a integração vertical, a firma cresce, a taxa de lucro não diminui e é
possível a obtenção de economias de escala e de escopo (Porter, 1991).
Para Williamson (1975), as barreiras à entrada aumentam com a integração vertical e
se, no mercado, as firmas são integradas verticalmente, para que uma nova empresa venha a
concorrer no mercado, ela deve iniciar sua operação atuando em vários estágios de produção,
ou seja, já integrada, a não ser que outras empresas independentes entrassem no mercado
simultaneamente, atuando nas demais etapas.
A integração vertical, entretanto, possui também algumas desvantagens. Porter (1991)
aponta alguns dos custos estratégicos da integração vertical. A superação de barreiras de
mobilidade é um desses custos uma vez que a integração vertical necessita de escala, de
financiamento e de investimentos maiores. A integração vertical também leva a um aumento
de barreiras à saída devido, entre outros, ao aumento da quantidade de ativos específicos.
Os custos fixos de uma empresa aumentam com a verticalização, além disso, as
flutuações que ocorrem em uma etapa da cadeia são transmitidas para todas as outras, assim, a
integração vertical eleva a alavancagem da empresa e aumenta o risco do negócio. Os riscos
estratégicos também podem ser elevados pois a integração vertical exige grande investimento
de capital e estes podem ser maiores do que a capacidade da empresa levantar fundos. Outros
problemas estão relacionados ao fato da empresa ser obrigada a investir em atividades de
baixo retorno e investir em desenvolvimento de capacidade tecnológica, uma vez que a
empresa fecha o acesso às pesquisas dos fornecedores ou consumidores. A maior estrutura da
empresa levará ainda a problemas de flexibilidade e de velocidade de resposta às mudanças
no ambiente (Porter, 1991).
24
Como visto, a integração vertical é uma das estratégias dominantes da indústria de
petróleo. A seguir serão apresentados alguns aspectos relacionados à importância dessa
estratégia para o crescimento do setor.
1.3.3 - Integração Vertical na Indústria do Petróleo
No caso particular das empresas de energia, a integração vertical é uma estratégia
bastante comum. As firmas que estão no final da cadeia, no segmento downstream, buscam
uma integração para trás, em direção à garantia do fornecimento de suprimentos a menores
custos.
No caso da indústria de petróleo, a integração vertical é uma estratégia dominante
entre as empresas, pois ela significa evitar as incertezas dos mercados intermediários
permitindo um gerenciamento do fluxo do petróleo e dos produtos refinados, do poço ao
consumidor final. As empresas de petróleo, devido à grande interdependência entre as
atividades, passaram a possuir estruturas organizacionais bastante centralizadas e muitas delas
se integraram totalmente, ou seja, passaram a atuar na exploração, produção, refino, transporte
e distribuição.
A integração vertical é considerada uma das fontes de competitividade da indústria do
petróleo. Uma das características importantes dessa indústria é que a oferta é inelástica, ou
seja, uma redução dos preços não leva a uma retração da oferta e uma elevação destes faz a
oferta aumentar apenas gradualmente. Já pelo lado da demanda, a elasticidade-preço é
relativamente baixa. Além disso, a má distribuição geopolítica das reservas leva a grandes
esforços de garantia de suprimento. Esses fatores fazem com que o grau de instabilidade da
indústria se torne alto. Esses aspectos, associados ao grande risco da exploração e aos grandes
investimentos em todas as etapas da cadeia, levam ao aumento da incerteza e do risco. A
busca da integração vertical faz com que se obtenha uma lucratividade média, diluindo os
riscos associados à indústria (Frankel apud Rodrigues, 1995).
A questão do acesso a matéria-prima, como visto anteriormente, é um dos fatores que
levam à decisão da firma se integrar verticalmente. No caso da indústria de petróleo, esse
aspecto é particularmente importante. As refinarias teriam menos incertezas em relação ao
suprimento de matérias-primas se a produção fosse feita pela mesma empresa. Da mesma
25
forma, haveria garantia de escoamento da produção, tanto em direção às refinarias como,
posteriormente, em direção à comercialização, o que levaria a um melhor planejamento da
produção.
A questão da harmonia entre upstream e downstream tem sido o maior desafio das
empresas petrolíferas. “Por um lado, busca-se controlar o acesso à matéria-prima básica (...),
ao mesmo tempo em que se procura, por outro lado, agregar o máximo de valor aos produtos
refinados e distribuídos para o consumidor final” (Freires, 1996, p.35).
A questão do preço do petróleo também é muito importante. Quanto maior o preço,
maiores são os lucros do segmento upstream da cadeia. Em contrapartida, os lucros do
downstream são reduzidos porque o aumento do preço do petróleo demora a ser repassado aos
preços finais. O oposto acontece quando o preço do petróleo diminui. Dessa maneira, a
integração vertical é uma maneira eficiente de contornar essa correlação inversa entre os
lucros dos dois segmentos (Perruchet e Cueille apud Rodrigues, 1995).
As grandes empresas de petróleo atuam em todas as etapas da cadeia e, portanto,
possuem alto grau de verticalização. A integração vertical, além de aumentar as barreiras à
entrada, tende também a elevar a intensidade da rivalidade. Ao atuarem de forma
independente e em todas as etapas da cadeia, as empresas passam a concorrer por posições no
mercado e todas as empresas desejam satisfazer sua grande capacidade instalada, o que leva
ao aumento da disputa entre elas.
Embora a integração vertical seja a principal estratégia de crescimento para as
empresas petrolíferas, existem algumas desvantagens associadas a ela, conforme abordado
anteriormente. Por esse motivo, algumas empresas buscam outras estratégias. Como será visto
no Capítulo 3, ocorreram mudanças significativas no ambiente concorrencial da indústria
mundial que acabaram por fazer com que as empresas buscassem estratégias alternativas à
integração vertical. Dentre essas estratégias, destaca-se a cooperação, que será analisada a
seguir.
26
1.4 - Cooperação
“A análise dos fatores subjacentes a um melhor desempenho competitivo deve centrar-
se não apenas na empresa individual, mas principalmente na investigação das relações entre
as empresas e entre estas e as demais instituições” (Britto, 2002a, p. 345).
O entendimento do mecanismo de cooperação remonta à questão da globalização. As
transformações ocorridas nos últimos anos foram causadas, em parte, por ela. A globalização
abrange muitas dimensões diferentes, entre elas a globalização produtiva, que envolve o
avanço do processo de internacionalização da produção, a maior integração entre as estruturas
produtivas das economia nacionais e o aumento da concorrência internacional (Gonçalves et
alli, 1998).
Dentre os mecanismos de internacionalização da produção como forma de inserção
produtiva, destacam-se o investimento externo direto, que ocorre quando o agente atua dentro
da economia nacional e as relações contratuais, como os contratos de transferência de know-
how, patentes, franquias e alianças estratégicas. A partir da metade da década de 80, a atuação
das empresas transnacionais aumentou muito. Assim, os acordos de cooperação entre estas
empresas também cresceram (Gonçalves et alli, 1998).
As alianças estratégicas entre as firmas envolvem “acordos formais e informais entre
empresas que permitem um intercâmbio de informações e uma aglutinação de competências,
associando-se à estruturação de arranjos cooperativos – em geral de caráter pró-competitivos
– que permitem aos agentes explorar oportunidades tecnológicas e mercadológicas
promissoras” (Britto, 2002a, p. 353).
Para o autor, ao contrário do que se pode pensar, a minimização de custos não é o
principal fator do aumento do número de alianças estratégicas. Essas alianças fazem parte do
posicionamento estratégico das empresas e estão relacionadas à questão da tecnologia de
informação e da complexidade do processo de pesquisa e desenvolvimento.
Para Porter (1989), as vantagens das associações cooperativas são o compartilhamento
de custos de P&D, de produção, de comercialização e de estocagem; economias de escala, de
aglomeração, de diversificação (penetração em novos mercados) e de diferenciação (nova
27
marca ou produto); acesso a novas tecnologias de produto e processo; acesso a recursos
financeiros, equipamentos, instalações e a redes de distribuição. Além disso, o
compartilhamento de custos e riscos do capital também são benefícios proporcionados pela
cooperação.
Dentre as desvantagens das associações está a dificuldade da coordenação dos
objetivos, interesses e políticas das diferentes empresas que leva a uma exigência de
centralização. Além disso, as alianças também pressupõem a necessidade de haver
comprometimento e lealdade. Outros problemas são a elevação da barreiras à saída e o
aumento da probabilidade de haver práticas oportunistas (Porter, 1989).
1.4.1 - Cooperação na Indústria do Petróleo
A cooperação também é uma estratégia dominante na indústria de Petróleo mundial.
Alianças estratégicas e parcerias surgem a todo momento nesta indústria. As alianças no
Petróleo e Gás podem fazer a indústria crescer e a tendência é que o aumento do desempenho
venha mais de alianças do que de operações internas, pois elas oferecem a oportunidade de
melhorar o desempenho quando o corte de custos internos e os processos de reengenharia já
foram feitos à exaustão (Ernst e Steinhubl, 1997a).
A cooperação proporciona uma “reintegração vertical” entre as empresas produtoras e
as companhias internacionais (Chevalier apud Freires, 1996). Isso ocorre porque, com as
alianças estratégicas entre refinadores e produtores, uma empresa não é obrigada a atuar em
ambos os segmentos, o que permite uma cooperação entre rivais. Essa tendência é possível
devido ao estabelecimento de joint ventures entre empresas, como será visto a seguir.
Uma joint venture (JV) é a combinação de ativos das companhias em uma vasta área
de atividades. Os benefícios potenciais incluem uma maior eficiência no uso de equipamentos
e infraestrutura; menor custo de trabalho; extensão da vida dos campos de petróleo e aumento
das descobertas neles; maior poder de barganha com os fornecedores; e divisão das melhores
práticas operacionais. As joint ventures podem ter vantagens sobre as companhias
especializadas por causa dos custos operacionais mais baixos. Essa forma de operação é
indicada para áreas com estruturas operacionais fragmentadas e também para ativos maduros
como os no Mar do Norte (Ernst e Steinhubl, 1997b).
28
As JV podem ter várias formas: os parceiros podem fundir todas as suas operações,
ativos e reservas (underground) ou formar uma JV acima do solo (above-de-ground), em que
cada parceiro mantém a propriedade das reservas, licença de operação e até equipamentos. A
consolidação total de reservas e ativos físicos pode oferecer muito valor, mas também possui
mais obstáculos, como persuadir os acionistas minoritários a aceitar a consolidação. As
companhias devem agir rapidamente e decidir sobre assuntos chaves, como quem vai liderar e
como o capital será alocado, e ter certeza de que a transferência de habilidades trará
benefícios (Ernst e Steinhubl, 1997b).
A cooperação pode ser vertical ou horizontal. A primeira refere-se a subcontratações
entre petrolíferas e pára-petrolíferas, concessões e franquias. Já a cooperação horizontal
envolve joint ventures e são desenvolvidas quando as empresas têm um projeto produtivo
conjunto. Os acordos de cooperação na indústria de petróleo são, geralmente, de relações
contratuais de longo prazo. Nesses contratos, há um comprometimento entre as firmas e os
riscos, custos e benefícios são repartidos. A regulamentação da indústria também é um fator
determinante da cooperação. Só com a flexibilização é possível diminuir as barreiras à
entrada, permitindo a cooperação (Alveal e Pinto Jr., 1996).
Existe uma complementaridade entre os posicionamentos das companhias privadas e
das estatais. Como já mencionado, as primeiras estão concentradas no downstream enquanto
as estatais possuem maior parte do negócio voltada para o upstream. As estatais têm maior
disponibilidade de acesso às reservas, mas a capacidade de refino fica aquém de sua
produção. Por outro lado, o acesso ao mercado e a capacidade de refino são maiores nas
empresas privadas. Essa complementaridade entre majors e estatais, somada ao aumento dos
custos e ao nível de preços estagnados, que levaram a uma diminuição dos lucros desses dois
agentes, fizeram com que os movimentos de cooperação passassem a fazer parte da dinâmica
da indústria (Alveal e Pinto Jr., 1996).
Os benefícios da cooperação na indústria de petróleo são muitos. Em primeiro lugar,
ela possibilita que as estatais tenham acesso à tecnologia, aos investimentos e ao mercado das
empresas privadas, enquanto as empresas privadas tenham acesso às reservas das estatais, ou
seja, seu suprimento de matéria-prima fica garantido. Além dessa troca, o compromisso de
longo prazo entre as empresas é também responsável pela divisão de custos e mitigação de
riscos, além de proporcionar maior eficiência tecnológica e proporcionar maior capacidade de
conseguir recursos financeiros (Alveal e Pinto Jr., 1996).
29
Nos últimos anos, a tendência tem sido para aumentos de acordos de cooperação. As
alianças entre estatais e majors visa: (i) repartição dos custos irrecuperáveis (sunk costs); (ii)
melhor controle do processo de inovação tecnológica; e (iii) maior capacidade de mobilizar
recursos (Pinto Jr., 1997).
As alianças estratégicas trazem a promessa de benefício financeiro, mas, para isso, é
preciso utilizar tipos específicos de alianças para diferentes objetivos estratégicos, para cada
ativo e para cada unidade geográfica. No upstream, os tipos de alianças mais comuns são a
consolidação de joint ventures e as alianças com especialistas, embora existam outros tipos,
como relacionamento com fornecedores; redes de produtores e fornecedores; e
relacionamentos do tipo operado-por-outros (operated-by-others – OBO), (Ernst e Steinhubl,
1997b).
Apenas poucas empresas possuem as ferramentas para identificar e avaliar quais as
oportunidades de alianças disponíveis para si. Uma abordagem para desenvolver uma
estratégia de aliança coerente é classificar as regiões de produção de petróleo de acordo com o
que se oferece de vantagem estrutural, como escala e infraestrutura, e vantagem de habilidade,
que envolve conhecimento superior em geofísica ou habilidade de operar a baixo custo.
A aliança com especialistas combina capacidades complementares, como habilidade
de operar a baixo custo e experiência geográfica. Esse tipo de aliança une os recursos e a
tecnologia de uma grande empresa com o know-how, abordagens de negócios e estrutura de
custos de um pequeno operador especializado. Esse tipo de aliança, entretanto, precisa da
criação de uma cultura única. O desafio de uma grande empresa de petróleo é preservar a
cultura, as habilidades e as abordagens de seu parceiro especialista. As companhias parceiras
devem deixar de lado as operações diárias, mas controlar áreas críticas e também manter
talentos humanos. Deve-se garantir, por contrato, um nível ótimo mínimo de desempenho
para incentivar o parceiro (Ernst e Steinhubl, 1997b).
30
1.5 - Considerações Finais do Capítulo
Neste capítulo foram apresentadas as abordagens teóricas de estratégia, integração
vertical e cooperação. A integração vertical é uma estratégia muito comum na indústria de
petróleo porque garante o suprimento da indústria ao mesmo tempo em que proporciona
riscos e lucros médios para as empresas, uma vez que os segmentos menos mais arriscados e
lucrativos são compensados pelos segmentos menos lucrativos e arriscados.
A integração vertical, no entanto, tem sofrido críticas quanto a sua capacidade de
enfrentar os problemas da nova realidade da economia mundial. Por esse motivo, houve um
aumento dos processos de cooperação e desintegração. Por um lado, as estatais possuem
muitas reservas e pouca tecnologia e capacidade de investimento, e, de outro, as empresas
privadas enfrentam problemas na garantia de suprimento. A cooperação entre essas empresas
passou, portanto, a ser uma estratégia dominante do setor.
No próximo capítulo será apresentada a evolução da indústria de petróleo mundial e no
Brasil. É a partir do entendimento dessa evolução que será possível determinar quais as
estratégias tem maior possibilidade de ocorrer no País.
31
CAPÍTULO II - EVOLUÇÃO DO PADRÃO DE CONCORRÊNCIA NA INDÚSTRIA
Neste capítulo discute-se a indústria do petróleo de uma maneira geral, apresentando
as principais mudanças estratégicas ocorridas nessa indústria até a atualidade. Mundialmente,
as questões relativas aos choques do petróleo de 1973 e 1979 são abordadas, assim como o
contrachoque do petróleo em 1986 e as mudanças na dinâmica da indústria que se seguiram a
ele.
Aborda-se também o crescimento do setor no País, desde a criação da Petrobrás até o
início da produção na década de 70, e as barreiras que protegiam os produtores domésticos,
via intervenção governamental. A seguir, são analisadas as alterações no padrão de
concorrência com a flexibilização do monopólio estatal e a criação da ANP em 1997. Aborda-
se ainda a abertura do upstream e a entrada de novas empresas no Brasil. Por fim, analisa-se a
abertura total do setor a partir de 2002 e como essa mudança pode levar a reformulações de
estratégias.
2.1 - A Industria de Petróleo Mundial
Os primeiros poços de petróleo foram perfurados por volta de 1700, mas o produto
ganhou importância apenas em 1859, quando foi encontrado nos EUA. Foi, no entanto, a
invenção dos motores a explosão, que fez o petróleo tornar-se um produto essencial, com uma
demanda praticamente inelástica.
32
A oferta de petróleo, no entanto, era muito irregular. Preços altos somados às
pequenas barreiras à entrada, levavam a um aumento do número de ofertantes e a conseqüente
redução de preços, que faziam o número de produtores diminuir. Esse movimento cíclico
levava à grande incerteza e instabilidade do negócio. John D. Rockefeller adquiriu nesse
período muitos negócios na área de petróleo e em 1892, reuniu-os no truste denominado
Standart Oil, que respondeu ao aumento da demanda por petróleo, não inicialmente pela
produção, mas refinando e transportando o óleo dos produtores. A Standart Oil agia como
monopsônio e conseguiu estabilizar a oferta. Rockefeller passou a controlar quase a totalidade
da capacidade de refino, transporte e distribuição mundial. Essa dominação durou até a
legislação antitruste americana, em 1911, que desintegrou a Standart Oil em 33 empresas
(ExxonMobil, 2002).
Na Europa, a utilização do petróleo também começou a aumentar no final do século
XIX e início do século XX. Dentre as empresas européias, duas se destacaram, a Shell e a
British Petroleum. Na disputa entre as empresas americanas e européias por reservas e
mercados, venceu a Shell, que no início do século XX era responsável por 75% da produção
mundial fora dos EUA (Alveal, 1996).
A primeira guerra mundial levou a um fortalecimento dos EUA e a uma maior
participação do petróleo na matriz energética mundial. Novas jazidas passaram a ser
procuradas na América Latina, no Oriente e na Ásia, principalmente pelas sete maiores
petrolíferas do mundo, também conhecidas como as sete irmãs, que competiram
excessivamente até os acordos feitos em 1928, que racionalizaram a indústria e fizeram com
que os lucros aumentassem e a indústria crescesse. Esse cartel regulava a taxa de crescimento
da oferta e controlava os preços, tornando possíveis grandes investimentos e a dominação de
mercados e de boas jazidas (Alveal e Pinto Jr., 1996). As sete irmãs eram responsáveis por
90% das reservas de petróleo porque estabeleceram contratos de concessão com os países
detentores (Pinto Jr. e Fernandes, 1998).
Até a década de 70 a característica comum das maiores empresas de petróleo eram o
tamanho, a integração vertical, a internacionalização e a intensividade em capital. As
companhias eram multinacionais, bastante complexas por serem totalmente verticalizadas
(“do poço ao posto”) e possuíam uma grande gama de produtos. Essas companhias
enfrentavam dificuldades na coordenação de todos os estágios de produção, principalmente
em ajustar a produção no curto prazo aos seus custos. O tamanho e o risco de escala de tempo
33
dos investimentos das companhias de petróleo levavam a uma grande responsabilidade
gerencial de planejamento e investimento (Grant e Cibin, 1996).
Um agravante desses problemas é o fato das atividades da indústria do petróleo
possuírem uma grande interdependência. Verticalmente, a interdependência se dá entre as
diversas etapas da cadeia do petróleo e, horizontalmente, há a interdependência entre os
diversos produtos finais. Frente aos problemas dos enormes investimentos, do alto risco e da
grande interdependência, as companhias desenvolveram estruturas organizacionais mais
centralizadas do que as de outras indústrias. A Integração Vertical era importante pois evitava
as incertezas de mercados intermediários permitindo um gerenciamento do fluxo do petróleo e
dos produtos refinados do poço ao consumidor final. (Grant e Cibin, 1996)
Foi o excessivo poder das majors que levou a alguns Estados de países detentores de
reservas a atuarem nacionalmente a intervirem na indústria, controlando preços e quantidades.
Assim, o poder das majors começa a diminuir, havendo uma mudança nos agentes. O
surgimento das estatais e da OPEP fizeram com que houvesse desintegração vertical. Os
contratos de concessão foram revistos e os países que possuíam as reservas passaram a
controlá-las, vendendo o petróleo por contratos de longo prazo. Com isso, as reservas e a
produção ficaram concentradas nos países da OPEP e a organização industrial era baseada em
monopólios estatais protegidos por barreiras institucionais à entrada para a exploração e
produção (Pinto Jr. e Fernandes, 1998). Essa mudança, somada ao crescimento da demanda
por petróleo e a uma condição de guerra no Oriente Médio, levou ao Primeiro Choque do
Petróleo, em 1973 (Alveal, 1996).
O choque fez com que os preços do petróleo quadruplicassem (Gráfico 2.1), o que
significou um aumento dos lucros para os produtores, incluindo as estatais e as majors. As
grandes rendas diminuíram as barreiras à entrada porque pequenos produtores podiam, agora,
participar do negócio. Por outro lado, o choque do petróleo estimulou a busca por substitutos
para o petróleo, podendo-se citar, como exemplo, o programa do álcool brasileiro (Pró-
álcool). Além disso, com o aumento dos lucros, houve um estímulo maior ao esforço
exploratório uma vez que, mesmo com maiores custos, a produção valeria a pena (Alveal,
1996).
O Segundo Choque do Petróleo, em 1979, representou problemas para os
importadores. Os EUA, com problemas em seu Balanço de Pagamentos, aumentaram os juros,
piorando ainda mais a situação dos países importadores de capital, como é o caso do Brasil.
34
Em contrapartida, a situação dos produtores melhorava ainda mais. Para as estatais, a situação
era ótima e para as majors, esse aumento dos lucros mais do que compensava a piora no
acesso as reservas (Alveal, 1996).
Gráfico 2.1 - Preço do Petróleo Dubai no Mercado Spot (1972-2001)
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2002
A indústria do petróleo teve que reformular suas estratégias e estruturas gerenciais a
partir dos choques do petróleo de 1973/74 e 1979/80. Ao mesmo tempo em que os preços
aumentavam, ocorria o fim de um período de estabilidade econômica e surgiram problemas
no sistema monetário internacional. Assim, tornou-se mais difícil para as empresas de
petróleo obterem um crescimento vertical, geográfico e do escopo da produção. (Grant e
Cibin, 1996).
O primeiro desejo das companhias após as crises foi o de manter suas estratégias e
estrutura. Para que a integração vertical e o crescimento permanecessem, duas questões foram
importantes. A primeira foi a questão das reservas de petróleo. Como a produção era a razão
de ser das companhias e a estatização das reservas tinha feito as majors tornarem-se
compradoras de petróleo, houve um aumento do investimento em upstream, especialmente
35
depois do segundo choque. A segunda questão foi o incentivo à diversificação, pois a
indústria de petróleo passou a ser vista como uma indústria em decadência (Grant e Cibin,
1996).
A partir do início da década de 80, os preços do petróleo começaram a cair. O
contrachoque do petróleo freou o processo de crescimento da indústria e levou a uma
diminuição dos rendimentos. Para as estatais, os juros elevados eram um problema a mais,
pois aumentava o custo dos financiamentos. Um agravante dos baixos preços do petróleo foi o
esgotamento das melhores reservas. Como visto no Capítulo 1, quando isso acontece, os
custos de exploração e de produção sofrem uma elevação. Para tentar reduzir os custos, as
majors iniciaram um processo de fusões e aquisições (Alveal e Pinto Jr., 1996).
Com os lucros das majors declinando, houve uma tentativa de reestruturação
corporativa, com desinvestimento em ativos, redução no número de empregados e
reformulação de estratégias. As principais metas passaram a ser a maximização dos lucros ao
invés de metas operacionais de busca de reservas e de expansão geográfica. O escopo do
negócio também se flexibilizou e mudou de diversificação para foco. Houve concentração no
core business e as principais aquisições voltaram a ser em petróleo, gás e petroquímicos
(Grant e Cibin, 1996).
O aumento da competitividade e a diminuição dos preços do petróleo estimularam
ainda mais a eficiência de custos. Antes, havia a eficiência estática em que se usava
economias de escala, junto com planejamento operacional de fluxo dos produtos, para
otimizar e minimizar custos de transporte. Depois, as empresas passaram a preocupar-se com
a eficiência dinâmica tentando ajustar a capacidade à demanda, ajustar o mix de entradas e
saídas com mudanças nos preços diferenciais e minimizar os custos maximizando a
flexibilidade (Grant e Cibin, 1996).
A dinâmica concorrencial se modificou bastante com o contra-choque do petróleo. Os
membros da OPEP enfrentavam conflitos de interesse e dividiram-se em dois grupos. De um
lado, países com indicadores reserva/produção elevados e, de outro, países com esse indicador
mais baixo, que dependiam da renda para financiamento de déficits do setor público. O
conflito entre esses dois grupos impossibilitou a ação do cartel (Pinto Jr. e Fernandes, 1998).
As empresas petrolíferas não vinham apresentando equilíbrio no balanço interno de
atividades que estavam concentradas ora no upstream, como as empresas da OPEP, ora no
36
downstream, como as majors, o que indicava uma desintegração relativa, como pode ser
observado no Gráfico 2.2 (Freires, 1996). De acordo com Alveal (1996), essa desintegração
relativa da indústria levou aos acordos de cooperação horizontal, em um movimento de
reintegração vertical. Há, então, a troca entre a tecnologia e o capital das majors com as
reservas das estatais, incapazes de comercializar toda a sua produção.
A oferta mundial de petróleo começa a mudar a partir da segunda metade da década de
80 devido ao aumento da produção dos países da OPEP e não-OPEP, que foram estimulados a
reduzirem a necessidade de importação a partir da década de 70, como foi o caso do Brasil.
Pelo lado da demanda, a substituição de derivados, as regulamentações ambientais e a
contração do crescimento mundial fizeram com que esta começasse a crescer mais
lentamente. Assim, o contexto que era de uma oferta concentrada e limitada e de uma
demanda crescente, passa a ser de oferta menos concentrada e excedente e de uma demanda
estabilizada. Esse novo contexto levou a uma diminuição do poder de mercado dos países da
OPEP (Pinto Jr. e Fernandes, 1998).
Gráfico 2.2 – Petróleo OPEP versus não-OPEP (1997)
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Produção Reservas Refino
OPEP
OPEP
OPEP
NãoOPEP
NãoOPEP
NãoOPEP
Fonte: Pinto Jr. e Fernandes (1998, p.2)
Dois aspectos da dinâmica concorrencial da indústria de petróleo após 1986 são
apontados por Pinto Jr. e Fernandes (1998): (i) as inovações tecnológicas; e (ii) o
37
desenvolvimento de mercados futuros e as mudanças na forma de comercialização. Quanto às
inovações tecnológicas, é interessante ressaltar que as companhias internacionais começaram
o processo de inovações em gestão e automação antes dos países da OPEP. Assim, enquanto
as empresas privadas conseguiam melhores tecnologias e menores custos, os países da OPEP
reduziam sua receita de exportação e perdiam capacidade de auto-financiamento, o que levou
a um endividamento externo e a pedidos de ajuda ao FMI.
O segundo aspecto é o desenvolvimento de mercados futuros e as mudanças na forma
de comercialização. Para reduzir o impacto da volatilidade das taxas de câmbio e de juros,
foram desenvolvidas inovações para a diminuição de riscos financeiros. Dentre essas
inovações, destacaram-se a substituição relativa dos contratos de longo prazo e a ampliação
do mercado spot. A volatilidade dos preços após o segundo choque levou, ainda, ao
desenvolvimento dos mercados futuros de óleo bruto e de práticas de cobertura contra
flutuações, o hedge. Essas inovações financeiras foram boas para as decisões de investimento
e dificultaram o fortalecimento do poder de mercado. O mercado spot dificultou o
estabelecimento de preços de referência e o hedge fez o preço do petróleo variar dentro de
uma faixa larga, de US$ 13 a US$ 21 (Pinto Jr. e Fernandes, 1998).
Essas mudanças na dinâmica concorrencial levaram os países que possuem estatais a
mudarem a legislação petrolífera como forma de atrair as multinacionais. As empresas estão
se expandindo transnacionalmente, se diversificando e fazendo acordos de parceria e de
cooperação, ou seja, percebe-se um movimento de reverticalização das multinacionais. Tais
acordos visam repartição de riscos, custos e benefícios, um melhor controle do processo de
inovação tecnológica e um fortalecimento da capacidade de mobilização de recursos (Pinto Jr.
e Fernandes, 1998). Entretanto, as estatais estão em uma situação pouco privilegiada uma vez
que podem ter papéis secundários nos acordos de cooperação por não terem a mesma
capacidade gerencial das companhias privadas.
Como pôde ser observado, a indústria de petróleo mundial sofreu mudanças
significativas nas últimas décadas. Essas mudanças levaram a um redirecionamento das
estratégias e teve reflexos também na indústria petrolífera brasileira, como será visto a seguir.
38
2.2 - Antecedentes Históricos do Petróleo no Brasil
O petróleo começou a ter maior importância para o Brasil na década de 30, com o
movimento de industrialização. O primeiro registro de descoberta de petróleo no Brasil data
de 1939, na costa de Salvador, na Bahia. Em 1938 foi criado o Conselho Nacional de Petróleo
(CNP) e havia um regime de concessões para a exploração. No entanto, pela existência de
reservas nos EUA e no Caribe, as empresas não se interessaram em produzir o óleo aqui,
optando por importar. Mesmo com a descoberta do petróleo e a criação do CNP não se
cogitava, nessa época, a formação de uma companhia específica para o setor (Barreto, 2001).
A opção pela importação deixou o Brasil extremamente vulnerável a condicionantes
externos e, durante a segunda guerra mundial, por causa do racionamento, o País ficou
desabastecido. Iniciou-se, assim, uma discussão acerca da atuação do CNP, que era ineficaz.
A campanha do “Petróleo é Nosso”, somada às descobertas de novos campos, levou à criação
de uma frente política que defendia que o controle das atividades petrolíferas deveria ficar sob
a responsabilidade do Estado.
A estatização fazia parte do modelo desenvolvimentista brasileiro em que o Estado
tornaria-se responsável pela industrialização. Além disso, como em outros países, a
estatização seria a resposta brasileira ao cartel das sete irmãs. Assim, a Lei 2.004, de 1953,
estabeleceu o monopólio estatal sobre a exploração, produção, transporte e refino de petróleo
e gás no Brasil. A única empresa que possuiria concessão para atuar no País seria a Petrobras,
que se tornaria responsável pelo suprimento interno e pela organização do mercado. A
empresa tornou-se, em 1963, a única autorizada a importar e exportar derivados. O Estado
conseguiu, dessa maneira, reduzir a dependência externa pois, com a Petrobras, a atividade
aumentou imediatamente e a produção passou de 2.400 barris diários em 1953, para 150.000
em 1967 (Oliveira et alli, 2000). Como o preço internacional era baixo e estável, a Petrobras
optou por investimento na ampliação do parque de refino nacional.
No entanto, uma grande parte do petróleo consumido internamente ainda tinha que
ser importado. A situação agravou-se muito com a crise do petróleo e o conseqüente aumento
39
dos preços. Diante disso, a exploração em locais onde a extração é mais cara (offshore7) se
tornou viável, e o petróleo passou a ser procurado também em águas profundas (Oliveira et
alli, 2000).
Durante a década de 70, novas e grandes reservas foram encontradas no Brasil,
destacando-se entre elas as da Bacia de Campos, que representam atualmente mais de 70% da
atividade petrolífera no Brasil. A queda dos preços em 1986 fez com que a Petrobras
diminuísse as atividades de exploração. No entanto, o desejo de aumentar a produção
doméstica não diminuiu.
No Brasil, com o fim do regime militar, em 1985, as barreiras que protegiam os
produtores internos das demais indústrias domésticas durante o período de substituição de
importação foram, aos poucos, sendo removidas e a política econômica ficou orientada para
dar escolhas aos consumidores, encorajando a competição. No caso do petróleo, no entanto, a
nova constituição manteve o monopólio da Petrobras em petróleo e gás e a indústria
continuou marcada por forte intervenção governamental (Oliveira et alli, 2000).
O principal problema interno da Petrobras durante a década de 80 foi a queda nos
investimentos causada por políticas antiinflacionárias que mantinham as tarifas públicas em
um patamar inferior ao seu preço real. Além disso, a política de subsídios cruzados,
possibilitada pelo alto grau de verticalização da Petrobras, comprometia a capacidade de auto-
financiamento.
Assim como ocorreu em outros países, a recessão internacional da década de 80 e a
conjuntura externa desfavorável também levaram a Petrobras a passar por problemas com
investimentos. A solução encontrada para aumentar os investimentos e a concorrência foi a
flexibilização do mercado, com a eliminação gradual de barreiras institucionais à entrada.
Essa abertura possibilitaria também um maior incentivo à internacionalização da Petrobras,
pois, abrindo o mercado brasileiro às empresas estrangeiras, aumentavam as possibilidades da
Petrobras atuar no exterior, uma vez que ela possuía tecnologia para tal. Essas mudanças
significaram uma reformulação na legislação vigente, como será visto a seguir.
7 Exploração de petróleo no mar
40
2.3 - A Flexibilização do Monopólio Estatal
2.3.1 - A Década de 90
A década de 90 foi marcada por reformas institucionais que previam, entre outras, a
abertura financeira e comercial e privatizações. O Estado perderia o seu papel como indutor
do desenvolvimento e, portanto, não haveria mais monopólios estatais. Em relação à indústria
de petróleo, essas mudanças significariam a introdução da concorrência e um aumento nos
investimentos. As modificações ocorreram, até certo ponto, como forma de acompanhar as
tendências internacionais de flexibilização. Por outro lado, as alterações foram um modo de
adaptar o Brasil a um novo modelo de desenvolvimento econômico.
Os recursos do Estado eram escassos e a opção que se tomou foi a de deixar de
investir prioritariamente em infra-estrutura, pois este papel podia ser desempenhado pelo setor
privado. Os recursos obtidos com as novas concessões seriam utilizados para sanear finanças
públicas e haveria mais investimentos em áreas sociais, como saúde e educação (ANP,
2000b).
Em agosto de 1997, foi aprovada a nova Lei do Petróleo, que flexibilizou o monopólio
estatal após quase meio século de atuação apenas do Estado. A Agência Nacional do Petróleo
(ANP) foi criada pela Lei 9.487/97 e sua primeira diretoria tomou posse em janeiro de 1998.
A ANP é uma autarquia federal vinculada ao Ministério das Minas e Energia e é responsável
pela regulação, contratação e fiscalização das atividades da indústria do petróleo e seus
derivados e do gás natural. O monopólio da União, entretanto, não havia terminado. A
pesquisa de lavras e jazidas, o refino do petróleo nacional ou importado, a importação e
exportação de petróleo e gás natural e o transporte de petróleo, derivados e gás natural
permaneceram como monopólio da União, podendo ser concedidas ou autorizadas a empresas
pela ANP (ANP, 2000b).
Pouco tempo após o início do período de transição para a flexibilização do monopólio
pôde se observar o desenvolvimento da competição no upstream e no downstream. No
upstream, foram feitos processos licitatórios para concessão de áreas de exploração e
produção, conhecidos como rounds. Já no primeiro round, dez novas empresas passaram a
41
atuar no Brasil. Até o final de 2002 foram realizados quatro rounds, com mais de quarenta
empresas participantes. No anexo 1, estão apresentados os resultados dessas licitações. Além
disso, a ANP autorizou diversas empresas a fazer em levantamentos sísmicos, o que
contribuiu para acelerar o conhecimento geológico brasileiro (ANP, 2000b).
Para estimular a indústria nacional, a ANP associou pontos nos leilões para empresas
que se comprometessem a adquirir materiais e equipamentos no mercado petrolífero
brasileiro. A agência incentivou ainda a criação da Organização Nacional da Indústria do
Petróleo (ONIP) que é a instituição responsável por catalisar ações de cooperação para que a
indústria pára-petrolífera brasileira fosse desenvolvida (ANP, 2000b).
A distribuição, por outro lado, não estava sujeita ao monopólio estatal e a concorrência
no setor era oligopolista, com a dominação de um pequeno grupo de empresas, composto pela
Petrobras, Ipiranga, Shell, Esso e Texaco, que possuíam grande poder de mercado antes das
mudanças na legislação. Com a liberalização parcial de 1997, no entanto, as barreiras à
entrada de novas empresas foram diminuídas, o que permitiu a instalação de novas firmas no
País. Já no primeiro semestre do ano seguinte, o mercado de distribuição apresentou um nível
razoável de concorrência, e as empresas líderes perderam cerca de 10% de suas vendas para
pequenas distribuidoras (Rocha, 2002).
Já em relação ao refino e ao transporte, a concorrência ainda permaneceu fraca. Por
esse motivo, a ANP concedeu licenças autorizando algumas empresas a importarem petróleo e
derivados para que houvesse benefício de preço e qualidade. Para atrair investimentos
estrangeiros, a ANP decretou portarias que regulamentaram as atividades de exportação, de
construção de instalações de transporte ou transferência e de livre acesso a dutos de transporte
de petróleo, derivados e gás natural (ANP, 2000b).
2.3.2 - A Liberalização de 2002
A partir de janeiro de 2002, a ANP publicou doze portarias estabelecendo um novo
modelo regulatório, com a abertura total do downstream do setor. Terminando o período de
transição, os preços dos derivados e as importações foram liberados para aumentar o
suprimento interno.
42
Para o novo modelo entrar em vigor, aprovou-se o Projeto de Emenda Constitucional
no. 27, que determinou a criação de uma Contribuição de Intervenção do Domínio Econômico
(CIDE), um tributo que incide sobre os combustíveis produzidos internamente e sobre os
combustíveis importados. Esse novo tributo substituiu a Parcela de Preço Específica (PPE),
que não podia ser cobrada sobre a importação de derivados.
Após a liberalização dos preços, o mercado não respondeu satisfatoriamente às
expectativas do governo. Os preços dos combustíveis, com esforço governamental,
reduziram-se apenas 11%, quando o esperado era de 20%. As distribuidoras aumentaram sua
margem ao invés de repassar para o público a redução do combustível nas refinarias. O
governo determinou a redução dos preços da BR Distribuidora para forçar a baixa de preços
dos concorrentes e passou a monitorar o mercado para impedir a formação de cartéis
(Almeida e Silva, 2002).
A livre concorrência também não foi conseqüência imediata da liberalização das
importações de petróleo. A Petrobras controla quase a totalidade da estrutura logística, o que
dificulta a competição. Por outro lado, a intervenção estatal sobre os preços da BR fez
aumentar as incertezas para os entrantes. Algumas autorizações de importação foram
concedidas pela ANP, mas estas tornaram-se pouco lucrativas com a baixa dos preços da
estatal. A liberalização não significou perdas significativas para a Petrobras, que passou a
importar menos durante o ano de 2002 por causa do aumento de sua produção para 1,49
milhões de barris diários (Jockyman, 2002).
No curto prazo, a liberalização do downstream não significou mudanças drásticas na
competitividade da indústria, mas a tendência é de que, ao longo do tempo, a liberalização,
principalmente das importações, possa vir a ser um estímulo ao desenvolvimento da
concorrência na indústria.
A abertura causou, entretanto, alguns problemas relacionados à distribuição. Muitas
empresas entraram no segmento e a ANP teve dificuldades para fiscalizar e controlar a
qualidade dos produtos vendidos, o que pode prejudicar a imagem do setor. O problema mais
grave, no entanto, é a falta de estímulos ao investimento para o parque de refino brasileiro que
está operando quase com a capacidade instalada. Muitas refinarias também são antigas,
operando com tecnologia ultrapassada.
43
Quando a Petrobras detinha o monopólio, a decisão de investimento em refino
dependia de somente um agente e objetivava reduzir a dependência externa. Com a entrada de
novos agentes, entretanto, o investimento não depende apenas da Petrobras o que torna a
decisão mais descentralizada. O excesso de capacidade de refino no mundo desestimula ainda
mais a construção de refinarias no País (Silva e Pertusier, 2002).
2.4 - Considerações Finais do Capítulo
A indústria de petróleo mundial passou por mudanças significativas, principalmente
após os choques de 1973 e 1979 e o contrachoque de 1986. As estratégias tiveram que ser
reformuladas e a tendência à verticalização deu lugar a uma posição de maior cooperação
inter-firmas. O Brasil, acompanhando essas mudanças, flexibilizou o monopólio estatal da
Petrobras, incentivando a competição dentro do país. Essa flexibilização foi marcada por um
movimento de novas empresas em busca de parcerias para exploração de petróleo no País e
por modificações significativas no downstream. O grande problema brasileiro, entretanto,
passou a ser o refino.
No próximo capítulo serão analisados os efeitos dessas mudanças no ambiente
concorrencial brasileiro e quais as estratégias que foram adotadas pelas empresas após as
reformulações da legislação brasileira.
44
CAPÍTULO III - INTEGRAÇÃO VERTICAL E COOPERAÇÃO NA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO BRASILEIRA
O objetivo deste capítulo é identificar quais as estratégias que se seguiram à
flexibilização do monopólio estatal brasileiro. Assim, buscou-se apresentar os movimentos de
cooperação que ocorreram após a abertura do segmento e avaliar quais empresas tendem a
privilegiar a estratégia de integração vertical.
Para possibilitar esta análise, realizou-se um estudo sobre o setor, analisando o
ambiente concorrencial da indústria com base no modelo das cinco forças de Porter (1991).
Foram analisadas, ainda, as condições necessárias para competir com a Petrobras e os
movimentos estratégicos de três empresas no Brasil, buscando-se definir quem tem vantagens
competitivas no mercado brasileiro. As empresas pesquisadas foram a estatal venezuelana
Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), a Shell e a Repsol-YPF.
3.1 - Análise do Ambiente Concorrencial
As mudanças ocorridas na indústria de petróleo brasileira levaram a alterações no
ambiente concorrencial. O objetivo aqui é analisar o padrão de concorrência antes e depois
dessas mudanças, tomando como base as cinco forças de Porter (1991). No caso da indústria
de Petróleo, algumas destas forças podem existir com pouca ou nenhuma intensidade. Serão
identificadas e analisadas somente as forças de relevantes para os segmentos de upstream e de
distribuição da cadeia do Petróleo.
45
3.1.1 - Padrão de Concorrência antes da Abertura
Até a década de 90, o segmento upstream da cadeia de petróleo brasileira estava
fechado. Por este motivo, como o modelo só possuía uma empresa estatal, não parece fazer
sentido falar de concorrência dentro do setor. Realmente, quanto à ameaça à entrada, ela não
existia, pois a Petrobrás estava protegida por lei. No entanto, como se trata de uma fonte de
energia, uma outra fonte capaz de substituir tal recurso, de acordo com a força da ameaça à
substituição, pode ser considerada dentro de seu ambiente de competição. Além disso, a
Petrobras também poderia vir a sofrer a concorrência internacional, de outras empresas que
produziam petróleo, mas a estatal era a única autorizada a trazer óleo importado. Os
resultados da estatal dependiam apenas da tecnologia e da relação com o governo.
Já no segmento de distribuição do Petróleo, o padrão de concorrência antes da criação
da ANP tinha suas especificidades. Havia extensos limites à área de atuação de cada agente. O
controle governamental era forte, já que ditava preços, margens de comercialização e frete.
Neste setor, uma força significativa era a ameaça à entrada. Havia barreiras à entrada
elevadas, e o controle de preços agravava a questão do investimento. O número de subsídios
também era bastante elevado, o que causava distorções.
A ameaça de substituição também existia, pois outros recursos que não o petróleo são
seus substitutos como material combustível. O álcool etílico combustível, por exemplo, era
um forte substituto da gasolina automotiva, embora fossem as mesmas empresas que o
comercializavam.
Outra força de Porter aplicável à indústria era o poder de negociação dos fornecedores.
No Brasil as refinarias existentes eram as da Petrobras, as da Ipiranga e Manguinhos (da
Peixoto de Castro e YPF), sendo a capacidade de refino da Petrobras muito superior8 a das
outras duas. Assim, como fornecedora, a Petrobras tinha poder de barganha. Além do baixo
número de fornecedores, este poder vinha também pelo fato do produto do fornecedor ser
indispensável para o comprador, como mencionado no Capítulo 1. De maneira análoga, o
poder de negociação dos compradores era muito baixo.
A rivalidade entre os concorrentes também podia ser considerada como uma das forças
aplicável ao segmento de distribuição de petróleo, embora, ela não fosse muito intensa. Eram
cinco as grandes empresas do setor e, em termos de distribuição, estavam relativamente
8 A capacidade de refino da Petrobras era de 99%.
46
equilibradas. De um lado estavam as nacionais BR Distribuidora e o Grupo Ipiranga9, e, de
outro, as majors Shell, Esso e Texaco. O grande poder de mercado dessas empresas está
relacionado, entre outros, à limitação da expansão do número de postos pelo CNP, que só foi
extinto em 1988. Essa proibição causou uma valorização dos postos já existentes (Rocha,
2002).
Até hoje, a BR Distribuidora é líder, tanto em número de postos quanto em
distribuição e revenda de todos os tipos de combustíveis. Em segundo lugar, em número de
postos estava o grupo Ipiranga e em termos de venda estava a Shell. A Ipiranga era a terceira
em volume de vendas e a Shell a terceira em número de postos. A Texaco vinha em seguida e
tinha uma rede mais ampla de postos, e o volume de vendas de óleo diesel maior que a da
Esso. A Esso, apesar de ter uma rede menor, esta era mais concentrada em áreas urbanas,
tendo um volume de vendas significativo (Freitas, 2001).
3.1.2 - Padrão de Concorrência após a Abertura
A partir das mudanças ocorridas em 1997, o padrão de concorrência da indústria no
Brasil sofreu grandes alterações. No segmento upstream, ocorreram mudanças bastante
significativas. Com a abertura do segmento, foram assinados contratos de parceria entre a
Petrobras e outras empresas, e, posteriormente, realizadas licitações. Com estas mudanças,
cerca de 40 empresas passaram a atuar no país. O padrão de concorrência foi modificado.
Voltando às forças de Porter (1991), a ameaça à entrada foi a que mais se modificou. As
barreiras foram diminuídas, embora continuassem existindo.
Como a Petrobras já possuía economia de escala, essas barreiras, embora menores,
permaneceram. A diferenciação do produto, no caso do petróleo brasileiro não é tão
significativa, mesmo porque a maioria das empresas é capaz de explorar todas as variações
deste recurso. A necessidade de capital também continua sendo uma barreira a entrada, pois
os investimentos para atuar em Exploração & Produção são bastante elevados. Além dessas
barreiras, as empresas tem tido dificuldades em concorrer com a Petrobras devido à ampla
rede de escoamento da produção da empresa e também pelo know-how e pela tecnologia
adquiridos pela estatal ao longo dos quase 50 anos de atuação no País. Esse esforço no
9 que inclui as empresas CBPI e DPPI
47
desenvolvimento tecnológico deu à empresa excelência operacional em exploração e
produção de petróleo.
A ameaça de substituição, outra força mencionada por Porter, também continua
existindo. O gás natural pode ser aqui citado como substituto uma vez que a perspectiva é do
recurso passar de 2,8% para 12% de participação na matriz energética do País em 2010 (ANP,
2000b). O gás natural é um substituto relevante, pois possui vantagens frente aos demais
energéticos, como elevada oferta e maior vantagem ambiental. A Petrobras, por sua vez, é a
principal fornecedora de gás natural no Brasil, o que diminuiu a ameaça de substituição.
As forças restantes não parecem, em uma primeira análise, ter relevância no padrão de
concorrência do segmento upstream. O poder de negociação dos compradores não mudou e a
rivalidade entre os concorrentes, embora pudesse ser considerada inexistente no período
anterior, não chega a ser significativa.
O padrão de concorrência para o segmento de distribuição também sofreu algumas
modificações. Na década de 90, o segmento passou por um grande processo de
desregulamentação, que fez com que controles desnecessários fossem eliminados e que as
barreiras à entrada diminuíssem. Também foram bastante reduzidos os subsídios. A
competição no setor foi aumentada a partir do momento que a ANP conferiu, mediante o
cumprimento de requisitos, licenças para o exercício da atividade no País. As barreiras à
entrada diminuíram, mas não foram extintas completamente, uma vez que as grandes
empresas já participantes da indústria possuem, por exemplo, diferenciação de produtos e
serviços.
A ameaça de substituição dos derivados do petróleo também continuou existindo. No
caso brasileiro o álcool é o substituto mais relevante, entretanto, deve ser avaliado o aumento
do número de automóveis movidos à gás natural veicular (GNV), que é um combustível mais
barato e menos poluente. As distribuidoras, no entanto, são as mesmas dos derivados,
diminuindo essa ameaça. As demais forças não sofreram alterações tão significativas. Talvez
o poder de negociação dos fornecedores possa ser alterado quando o middlestream passar
efetivamente pelo processo de flexibilização.
48
3.2 - Cooperação no Brasil
Com a reestruturação da indústria de petróleo brasileira, o monopólio legal da
Petrobras foi removido, mas a empresa ainda possuía, na prática, uma posição de monopólio
no mercado. Praticamente todos os campos de produção de óleo e gás pertencem à Petrobras
assim como quase a totalidade da capacidade de refino, os terminais e os oleodutos. Ou seja,
ainda existiam elevadas barreiras à entrada no Brasil. Nesse sentido, a cooperação é
importante para que as parcerias acelerem a entrada de novas firmas no mercado de petróleo
brasileiro e assim possibilitem a criação de um mercado competitivo (Oliveira et alli, 2000).
No Brasil, as parcerias têm sido muito comuns. Para a Petrobras, as parcerias são
importantes para o financiamento e para a divisão dos riscos, além de possibilitar a produção
em novos campos e abrir a possibilidade da empresa atuar internacionalmente (Oliveira et
alli, 2000). A atuação internacional é uma das principais estratégias da Petrobras na
atualidade. Sua participação na América Latina vem crescendo muito, como pode ser
observado, notadamente, com a participação brasileira na Venezuela, na Bolívia, com grande
participação no refino do país, e na Argentina, com a compra da Perez Companc e da Santa Fé
e com a troca de ativos com a Repsol YPF, entre outros.
Por outro lado, para as companhias de petróleo que entraram no Brasil após a abertura
em 1997 havia duas opções, ou elas cooperariam com a Petrobras, aproveitando sua infra-
estrutura para explorar, produzir, transportar e eventualmente refinar petróleo, ou construiriam
sua própria infraestrutura, o que seria bem mais caro. Para tentar diminuir o poder de
monopólio da Petrobras, a Lei do Petróleo definiu que a empresa deveria oferecer o livre
acesso à sua infra-estrutura, negociando preços e condições para o uso dessa infra-estrutura
com as empresas entrantes (Oliveira et alli, 2000).
As parcerias, portanto, parecem fazer parte das estratégias de muitas empresas
presentes no Brasil. De acordo com os planos da Petrobras, dos US$ 32,9 bilhões que a
companhia investirá entre 2000 e 2005, 30% virá de parcerias (Oliveira et alli, 2000). Nos
gráficos a seguir estão apresentadas as porcentagens de parcerias nos blocos para Exploração
& Produção licitados pela ANP a partir de 1999. Pode-se perceber que as alianças fazem parte
49
das estratégias das maioria das empresas que participaram dos leilões da ANP e que uma
parcela significativa dessas parcerias são com a Petrobras.
Gráfico 3.1 - Porcentagem de Blocos Licitados com e sem Parcerias
Blocos com Parcerias
58%
Blocos sem Parcerias
42%
Fonte: Elaboração Própria. Adaptado de Anexo 1.
Gráfico 3.2 - Participação da Petrobras em Parcerias
0%
20%
40%
60%
80%
100%
Blocos Licitados
Parceria com Petrobras
Parceria sem a Petrobras
Sem Parcerias
Fonte: Elaboração Própria. Adaptado de Anexo 1.
50
3.3 - Análise Empresarial
Neste item, serão analisadas as estratégias de três empresas integradas verticalmente,
em nível internacional, mas que só iniciaram a participação no upstream ou downstream
brasileiro após a abertura. A Repsol-YPF e a Shell, que participaram das licitações da ANP e
são responsáveis pela exploração de alguns blocos, com e sem a parceria da Petrobras. E a
PDVSA, que não participou dos leilões, mas já entrou no downstream no Norte e Nordeste
brasileiro e é responsável por uma grande produção de óleo na Venezuela.
Existe uma tendência dessas empresas a se empenharem em estratégias independentes
em relação a Petrobras. Desta forma, analisando-se seus os movimentos no País, é possível
conjecturar acerca do futuro da indústria de petróleo brasileira.
3.3.1 - Condições de Rivalidade
A produção de óleo no Brasil é dominada pela Petrobras, que já tem infraestrutura
própria, know-how, profundo conhecimento da geologia brasileira e tecnologia avançada em
águas profundas, que é onde há maior ocorrência do petróleo brasileiro. Assim, de acordo
com a metodologia de análise da concorrência de Porter (1991), existem muitas barreiras a
entrada no upstream, mesmo após a abertura do segmento. A exploração do petróleo por
outras empresas é muito difícil e a cooperação com a Petrobras é a melhor maneira de
produzir óleo no Brasil. Por esse motivo, para uma empresa competir com a estatal no
mercado brasileiro, a condição inicial é a de importação de óleo. Como esta prática foi
autorizada pela ANP a partir de janeiro de 2002, desenha-se a possibilidade de grandes
empresas passarem a adotar a importação ao invés de comprar o produto refinado pela
Petrobras e se lançarem em uma estratégia de rivalidade, aproveitando-se da integração
vertical que possuem internacionalmente.
A concorrência no mercado de distribuição e comercialização com a Petrobras sempre
existiu porque o mercado nunca foi monopolizado pela União. No entanto, todas as empresas
51
eram obrigadas a comprar a produção das refinarias da Petrobras e esta empresa era a única
autorizada a importar o óleo e derivados, caso fosse necessário.
Após a abertura parcial, em 1997, a ANP autorizou a importação de petróleo,
derivados e gás natural à algumas empresas. A agência autorizou, entre outras, importações de
medanito para as refinarias privadas da Ipiranga e de Manguinhos, em 1999. O medanito, por
ser um tipo de petróleo mais leve, possibilitou uma maior eficiência dessas unidades de refino
(ANP, 2000b). Nos anos que se seguiram, a ANP liberalizou aos poucos a importação de
derivados, como o gás liquefeito de petróleo (GLP), o querosene de aviação, a nafta
petroquímica, o óleo diesel e a gasolina. Em janeiro de 2002, com a abertura total, todas as
importações passaram a ser permitidas, contanto que houvesse a autorização da ANP.
A questão do refino é mais complexa. As refinarias brasileiras são antigas e, por isso,
tem maiores custos e baixo grau de complexidade. Para melhorar essas unidades, seriam
necessários muitos investimentos que a Petrobras não está em condições de realizar sozinha.
Outro agravante é que as novas descobertas são de óleo extrapesados10, o que exige das
refinarias investimentos ainda maiores, para se ajustarem ao processamento de petróleos ainda
mais pesados. Ao mesmo tempo em que o Brasil pode chegar à auto-suficiência na produção
de petróleo, é provável, caso não haja investimentos, que o país não tenha capacidade de
refinar toda essa produção, ficando dependente de derivados importados.
A abertura do mercado para importação terá maior importância quando se esgotar a
capacidade de refino da Petrobras. Até o momento, as maiores importações brasileiras são de
diesel e de GLP. A gasolina, que é o produto mais lucrativo e de colocação mais fácil no
mercado, não precisa ser importada, uma vez que a Petrobras exporta o produto, por produzir
além da necessidade brasileira. A partir de 2005, no entanto, com esse esgotamento, as majors
devem começar a trazer de fora maiores volumes de petróleo e derivados para atender à
demanda. Por enquanto, a compra de produtos da Petrobras é mais barata e está satisfatória e,
até o momento, as importações para o Norte e Nordeste são as maiores oportunidades porque
ficam longe das refinarias. Além disso, a região Nordeste possui terminais privados que
podem ser utilizados para receber a carga. (Coelho, 2002b).
Além disso, as importações estão limitadas por outros problemas. A infra-estrutura
está quase toda nas mãos da Petrobras; os terminais instalados possuem disponibilidades
10 De acordo com Almeida (2002), petróleo pesado é aquele que possui grau API (Americam Petroleum Institute) abaixo de 21o. O grau API é uma medida de densidade do óleo.
52
menores do que o porte padrão dos navios; os custos de frete e despesas portuárias encarecem
a importação; os custos de manutenção de estoques no país são altos por causa dos juros e do
risco cambial; e a interferência do governo nos preços é possível, o que causa instabilidade. A
Petrobras, por outro lado, mesmo sem haver nenhuma ameaça real de importação de óleo por
outras empresas, já está tomando atitudes defensivas, com o aumento de sua participação no
mercado latino americano.
3.3.2 - Petróleos de Venezuela S.A.
O papel do petróleo na economia venezuelana tornou-se fundamental desde o início do
século XX. A Petróleos de Venezuela S.A. é responsável por mais da metade da arrecadação
fiscal da Venezuela, que tem a participação do petróleo em 80% das suas exportações. Só os
EUA importam 70% desse total, sendo a empresa a segunda maior fornecedora norte-
americana (PDVSA, 2002).
A estatal venezuelana é, atualmente, a terceira maior petrolífera do mundo, de acordo
com o ranking da Petroleum Intelligence Weekly (PIW), sendo responsável pela quinta maior
reserva de petróleo do mundo (cerca de 78 bilhões boe11). Sua capacidade de produção é de
3,8 milhões boe diários e a de refino é de 3,3 milhões boe diários, total proveniente das 24
refinarias da empresa, localizadas na Venezuela (6), EUA (8), Europa (9) e Caribe (1). As
vendas chegaram a 3,23 milhões de barris diários em 2001 e a receita da empresa foi de US$
57,2 bilhões, com lucro líquido de US$ 7,2 bilhões. Sua base de ativos é da ordem de US$ 56
bilhões (PDVSA, 2002).
A PDVSA passou por três fases distintas em busca da criação de vantagens
competitivas. Num primeiro momento, a PDVSA constituiu uma estrutura verticalmente
integrada e totalmente nacionalizada. Posteriormente, na década de 80, a empresa passou para
uma segunda fase, de internacionalização da produção em busca de maior participação no
downstream em mercados consumidores importantes. Por fim, na década de 90, a Venezuela
abriu seu upstream para investimentos estrangeiros, acompanhando a tendência mundial
(Rodrigues, 1995).
11 Barris de óleo equivalente
53
O processo de reestruturação da indústria de petróleo na Venezuela foi bastante
complicado. O acordo fifty-fifty, que repartia os lucros entre as empresas e o governo, foi
rompido em 1959 e o Estado passou a ficar com maiores parcelas, abrindo-se o espaço para a
estatização de toda a indústria. A situação era difícil porque, em represália à intensificação da
regulação, as concessionárias passaram a explorar predatoriamente os recursos petrolíferos do
país. A situação permaneceu assim por 17 anos, até a criação da PDVSA.
A Petróleos de Venezuela S.A. foi criada em 1975 e tinha a função de coordenar,
supervisionar e controlar as atividades de exploração, produção, refino e distribuição de
hidrocarbonetos. A PDVSA era uma holding que reunia quatorze subsidiárias, mas, para
evitar a falta de coordenação entre os interesses dessas empresas, esse número foi reduzido,
ainda na década de 70, para três. As operadoras da PDVSA passaram a ser a Lagoven, a
Maraven e a Corpoven, três companhias totalmente integradas verticalmente que disputavam
entre si fatias de mercado, mesmo a receita indo para a mesma entidade (Rodrigues, 1995).
Em 1978, a empresa iniciou um grande programa de investimentos que buscava o
aumento do número de reservas e a alteração da estrutura de produção. As refinarias herdadas
pela PDVSA não eram muito sofisticadas e não satisfaziam o padrão de demanda interna e
externa. A demanda por derivados mais leves não era atendida pois as refinarias processavam
óleos pesados com alto teor de enxofre, que é o tipo de óleo predominante na Venezuela. Esse
programa de investimentos durou até 1982 e conseguiu elevar as reservas e diminuir o ritmo
predatório de produção, fazendo aumentar a relação reserva/produção para 35 anos. Os
programas relacionados à modernização do parque de refino também foram satisfatórios, uma
vez que a produção de derivados leves aumentou.
Com os choques do petróleo, aumentou a produção de seus substitutos e de petróleo
em outras áreas. Assim, a demanda por petróleo produzidos nos países da OPEP se reduziu, e
isso fez com que os países membros, como é o caso da Venezuela, diminuíssem sua cota de
produção para tentarem manter os preços elevados. O país teve que baixar muito sua produção
e, conseqüentemente, suas receitas. Nesta época, embora as reservas de petróleo venezuelanas
estivessem aumentando, as reservas de óleos leves e médios decresciam rapidamente. Por esse
motivo, aumentos na produção de óleo só seriam possíveis com o aumento a produção dos
óleos pesados e extrapesados12. Como o óleo venezuelano possui ainda um elevado percentual
de enxofre, os processos de refino são muito caros e complexos, exigindo muitos 12 O petróleo da Venezuela possui grau API médio de 25 pontos, sendo o menor índice médio mundial. Na média de petróleo exportado, o grau API é ainda mais baixo, atingindo 23 pontos, uma vez que a produção de óleos leves é refinada no país e atende apenas a demanda interna (Blanco apud Rodrigues, 1995) .
54
investimentos para produzir derivados de qualidade aceitos no mercado internacional. Para
garantir a colocação de seu óleo no mercado, a Venezuela iniciou, em 1983, uma estratégia de
cooperação com empresas independentes, que buscavam proteção em relação às incertezas do
mercado e às variações nos preços do petróleo. (Blanco apud Rodrigues, 1995).
A partir de 1985, a Venezuela foi obrigada pela OPEP a reduzir ainda mais o nível de
produção pelo agravamento da situação dos países membros. Neste momento, a Venezuela
passa a se preocupar não somente com a colocação de óleos pesados e extrapesados no
mercado mas também de seus óleos leves e médios. Como possíveis soluções, a PDVSA
poderia: (i) reduzir o preço de seu óleo por ser de menor qualidade, mas isso significaria perda
de receita; (ii) realizar contratos de curto e longo prazo de fornecimento de óleo, mas que
poderia incentivar atitudes oportunistas; (iii) ampliação do parque de refino doméstico, mas
que não resolveria a colocação do óleo no curto prazo; ou ainda (iv) poderia fazer leasing ou
formar joint ventures com empresas de downstream, em que a PDVSA teria participação em
refinarias e sistemas de distribuição fora da Venezuela (Rodrigues, 1995).
A última opção foi a escolhida pela empresa, pois além de garantir a colocação do óleo
venezuelano por meio do refino, sem grande redução de seu preço, haveria compartilhamento
de ativos, custos, tecnologia e riscos. A formação de joint ventures pela companhia tinha as
vantagens da integração vertical para frente, e os benefícios da cooperação. A PDVSA entrou,
portanto, em um programa de internacionalização, sua segunda fase da busca de criação de
vantagens competitivas. De 1983 a 1993, a PDVSA passou a controlar, total ou parcialmente
16 refinarias e sistemas de distribuição e comercialização de petróleo. (Rodrigues, 1995).
A maior participação da PDVSA no downstream trouxe vantagens, como a
compensação de riscos do segmento upstream, estabilizando os lucros da empresa. Já a
diversificação geográfica da companhia proporcionou uma aproximação com os principais
centros consumidores do mundo. Com a cooperação, a empresa conseguiu melhor tecnologia
e maiores economias de escala, porém menores do que conseguiria com a integração vertical.
A empresa não se lançou internacionalmente como uma empresa completamente integrada
verticalmente, mas a cooperação proporcionou à PDVSA o compartilhamento de riscos,
custos e instalações que foram essenciais para o grande crescimento da empresa no período.
A terceira fase da PDVSA foi de abertura aos investimentos estrangeiros no upstream.
Essa estratégia tinha como principal objetivo aumentar os recursos da companhia e gerar
resultados positivos na balança comercial. Os baixos preços do petróleo durante a metade da
55
década de 80 levaram a uma deterioração fiscal do Estado e a uma maior intervenção estatal
na companhia.
A carga tributária sobre as atividades da companhia era bastante elevada, chegando a
85% de sua receita líqüida durante a década de 80 (Espinasa e Mora apud Rodrigues, 1995).
A alta incidência de impostos não permitia à companhia gerar recursos suficientes para
manter seu potencial de produção e reformar suas refinarias de modo a adaptá-las à nova
legislação ambiental. As dificuldades de auto-financiamento levaram a empresa a recorrer ao
endividamento a partir de 1991.
Frente a essa situação, o governo venezuelano aprovou em 1993 um projeto de lei que
diminuía a incidência de tributos sobre a empresa. Em 1996, todos os impostos sobre a
exportação de petróleo haviam sido eliminados. Essa mudança, no entanto, não foi suficiente
para resolver os problemas de geração de recursos para a produção e o desenvolvimento dos
campos. A solução encontrada pela empresa foi a reativação de campos inativos por meio de
licitações e de joint ventures com empresas estrangeiras no upstream venezuelano (Rodrigues,
1995).
A PDVSA, com a aprovação do Congresso Nacional venezuelano, realizou rodadas de
negociação e atraiu empresas estrangeiras, inclusive independentes. Tais empresas, em
contrapartida, se comprometeram a desenvolver novos processos tecnológicos para a
produção de óleos pesados.
Com a abertura do upstream ao capital privado, a produção de petróleo elevou-se
rapidamente. Em 1994, a produção da empresa era de 2,4 milhões boe diários e atualmente,
apenas oito anos mais tarde, esse patamar elevou-se para 3,8 milhões boe diários. Essas
associações, além de recursos financeiros, promovem também as vantagens de acesso a novas
tecnologias e compartilhamento de riscos, custos e lucros. Por outro lado, existem
desvantagens. As associações podem levar a um comportamento oportunista, a altos custos de
comprometimento e a aumento das barreiras à saída. O segmento upstream, no entanto, traz
ainda outros problemas, como a possibilidade de esgotamento progressivo das reservas se não
forem feitas novas descobertas. A perda de controle sobre a política energética e diminuição
da coordenação e controle de todas as etapas da cadeia produtiva são também conseqüências
negativas dessa estratégia (Rodrigues, 1995).
56
O presidente da PDVSA, Alí Rodrigues Araque (apud Castañeda e Guaregua, 2002),
vê na cooperação a melhor estratégia para a empresa. Segundo ele, a Venezuela não tem
nenhuma nova refinaria e possui obstáculos nos sistemas de distribuição interna, por isso
optou por fazer alianças produtivas de médio e longo prazo. Para possibilitar um aumento da
capacidade de refino, a nova Lei de Hidrocarbonetos abriu totalmente o segmento de refino
para investimentos privados. A intenção é de que a empresa aumente o percentual de
derivados exportado, que atualmente é de 30% enquanto a exportação de óleo cru é de 70%.
Exportando mais derivados, que possuem maior valor agregado, a situação econômica da
Venezuela no mercado mundial melhora.
Dentre as estratégias de internacionalização da PDVSA, estão incluídos planos de
intensificação de sua atuação na América Latina e Caribe, para somar suas vantagens
comerciais ao esforço de desenvolvimento sustentável e complementaridade energética na
região (Castañeda, 2002).
A atuação da empresa no Brasil faz parte das intenções da PDVSA de integração
energética da América Latina. Além disso, o Brasil, como os demais países importadores
latino-americanos são clientes potenciais e podem contribuir para a necessidade de
escoamento da produção venezuelana. Os aspectos atrativos desses países dizem respeito à
demanda crescente e à legislação menos restritiva.
Para a PDVSA, o Brasil é uma grande oportunidade de mercado e a empresa
venezuelana tem a contribuir porque possui boa base de recursos, vantagens geográficas,
qualidade e confiabilidade de suprimento. Os negócios da estatal no Brasil estão concentrados
no downstream, mas a empresa não descarta nenhuma opção de entrada no país, avaliando
todas as oportunidades. O objetivo da PDVSA é continuar no Brasil, desenvolvendo e
consolidando alianças (Castañeda, 2002).
A atuação da PDVSA no Brasil iniciou-se em 2000, quando a subsidiária Petróleos de
Venezuela do Brasil, foi aberta no Rio de Janeiro. Ainda em 2000 alguns planos de
aproximação da empresa com a Petrobras foram estudados. Tais acordos incluíam a atuação
conjunta no upstream de gás natural e em operações de refino. A cooperação entre as duas
empresas se daria com a participação da Petrobras na exploração de gás natural na Venezuela
e com a participação da PDVSA em um portfólio de negócios no Brasil. Ficou ainda definida,
na época, a criação da Petroamerica, uma possível joint venture entre a PDVSA e a Petrobras.
O foco dessa JV seria o estabelecimento de 600 postos de combustíveis nas regiões Norte e
57
Nordeste para o escoamento da produção das refinarias da Venezuela no exterior (Brasil
Energia, 2000a).
Essa parceria, no entanto, não se consolidou e a PDVSA passou a atuar
individualmente na região. Como parte de sua estratégia para o continente, a PDVSA, através
da CITGO Internacional Latin América, subsidiária da companhia para atuação no
downstream, decidiu colocar os lubrificantes e os combustíveis com a marca PDV no Brasil,
um dos primeiros mercados fora da Venezuela que receberá a bandeira (PDVSA, 2002).
A fabricação de lubrificantes no Brasil foi iniciada em outubro de 2002 com prioridade
para motores a diesel. O Brasil está recebendo 80 dos 400 produtos da PDV, que estão sendo
comercializados principalmente no Sudeste por uma rede de distribuidores independentes.
(Brasil Energia, 2002b).
Quanto aos postos de combustíveis, a intenção da PDVSA era inaugurar brevemente o
primeiro posto com a bandeira PDV. A rede deverá operar tanto com derivados fabricados no
Brasil como com importados, dependendo das condições de mercado. (PDVSA, 2002). A
abertura desse posto e o fechamento de contratos de fidelidade para fornecimento de
combustível para outros postos do Norte e Nordeste levam em conta a liberalização da
importação de derivados iniciada em janeiro de 2002. A PDVSA poderá trazer diesel da
Venezuela, via barcos, para portos da região e então distribuí-lo via postos da PDVSA e
mercado atacadista. A empresa pode ainda entregar o diesel importado à companhias
concorrentes no Norte e Nordeste e receber em troca, cargas equivalentes em outras regiões
do país, como o Sul e o Sudeste, o que faria a PDVSA se expandir ainda mais no Brasil
(Unicamp, 2002).
A Venezuela exporta óleo cru para o Brasil, portanto, em relação à Exploração &
Produção, a PDVSA não tem planos de atuação no Brasil, ficando todos os seus investimentos
concentrados em seu país de origem. Existe, entretanto, a intenção de se criar um grupo
petroleiro regional que inclua a Petrobras e outras firmas latino-americanas. Esse projeto
incluiria colaboração entre as companhias no Brasil, na Venezuela e em plataformas offshore
(PDVSA, 2002).
Como abordado no item 2.3.2, o Brasil está passando por problemas no segmento de
refino. Para tentar melhorar a situação, existem duas possibilidades para a construção de uma
nova refinaria no país, a Renor, no Nordeste, que é a região com maior déficit de oferta, ou a
58
Renorte, no Norte Fluminense, que responde pela maior parte da produção de petróleo do
Brasil (Coelho, 2002a). A PDVSA demonstra interesse em participar da Renor para processar
seu óleo pesado, mas exige, para isso, contrapartida governamental de 50%. Esse tipo de
negócio é importante para a empresa porque abre a possibilidade de aumento da capacidade
de processamento para atender a grande produção de óleo venezuelano. Até o momento,
entretanto, não há nenhuma parceria entre as duas empresas em relação a essa refinaria e a
PDVSA acredita que a taxa de retorno brasileira esteja aquém da taxa da indústria, o que é
uma dificuldade ainda maior (PDVSA, 2002).
Até o momento, a atuação da PDVSA no Brasil ainda é limitada. Para os próximos
anos, entretanto, a participação da empresa no Brasil deve crescer significativamente, com o
provável lançamento de parcerias com outras empresas, em especial com a Petrobras,
principalmente se houver a construção da refinaria. Em relação à importação de óleo, a
PDVSA se aproveitará de sua localização geográfica para escoar sua produção para o Norte e
Nordeste brasileiro. A PDVSA tende a atuar de forma mais independente, trazendo derivados
de seu país e distribuindo por redes próprias ou contratadas, sendo, portanto, rival da
Petrobras nestes mercados. No entanto, em outras regiões, a rivalidade com a Petrobras não
deverá ser grande, devido ao grande poder de mercado da estatal brasileira, sendo mais
provável uma estratégia de cooperação.
3.3.3 - Shell
A Shell teve origem em 1883, em Londres, como uma loja de artigos exóticos, como
conchas e antiguidades. Em pouco tempo, o negócio passou a envolver exportação e
importação e, posteriormente, em 1885, transporte e comercialização de óleo. Já a Royal
Dutch foi fundada na Holanda para desenvolver campos de petróleo na Ásia. Em 1892, a
empresa tinha seu próprio oleoduto e uma refinaria, mas isso era pouco para concorrer com os
baixos custos da Shell, então a empresa começou a construir petroleiros e locais de
armazenamento (Shell Brasil, 2002).
A grande rival das duas empresas, no entanto, era a Standart Oil americana. Por isso,
em 1907 as duas empresas decidiram fundir-se, passando a se chamar Royal Dutch Shell,
nome que mantém até hoje (Shell Brasil, 2002). Já em 1918, como visto no Capítulo 2, a Shell
59
respondia por cerca de 75% da produção mundial de petróleo, excetuando-se a norte-
americana (Alveal, 1996).
Durante o início do século XX, o grupo expandiu-se na Europa, África e América,
uma vez que a produção em massa de automóveis abriu um novo e grande mercado para as
petrolíferas. Com a Primeira Guerra Mundial, no entanto, alguns negócios da Shell foram
fechados, mas outros surgiram ou se expandiram, principalmente na América do Norte.
Durante as décadas de 20 e 30, as operações da empresa se expandiram ainda mais, até que,
durante a Segunda Guerra Mundial, a Shell perdeu novamente alguns ativos. (Shell, 2002).
Após as guerras, a Shell voltou a expandir sua produção, transporte e refino para
responder às pressões da demanda. Durante as décadas de 50 e 60 a produção de derivados e
as vendas aumentaram muito e a Shell chegou a responder por um sétimo de toda a produção
mundial de petróleo. Neste período, a empresa iniciou também o desenvolvimento do gás
natural como fonte de energia e na década de 70, fez grandes descobertas de óleo no Mar do
Norte. Com a alta dos preços, entretanto, a demanda procurou novas fontes de energia, como
por exemplo, o gás natural, que passou a representar 15% do consumo europeu. Nesse
momento, a Shell respondia por metade da oferta de gás na Europa (Shell, 2002).
Na década de 80, a empresa começou uma estratégia de diversificação e de inovações
tecnológicas, com novos produtos e serviços. Com os baixos preços da década de 90,
entretanto, a Shell concentrou-se em seus core-business de petróleo, gás e química. A
estratégia da major passou a de ser uma empresa de energia (Shell Brasil, 2002).
A Royal Dutch Shell se manteve como a maior empresa petrolífera privada do mundo
até a fusão da Exxon com a Mobil. O grupo Shell, atualmente, possui operações em 120
países e o faturamento anual da empresa é, em média, US$120 bilhões anuais, sendo que, no
Brasil, a empresa fatura US$4 bilhões. Os investimentos da empresa variam entre US$ 7 e
US$ 10 bilhões anualmente no mundo (Shell Brasil, 2002).
Em 2002, a Shell comprou a empresa independente inglesa Enterprise Oil. Com isso
ela assegurou uma ótima posição no setor, ficando bem próxima da líder das companhias
privadas a Exxon Mobil. Com essa compra, a produção mundial da empresa passou para 4,02
milhões boe diários e as reservas provadas totais a passaram a ser de 10,58 bilhões de boe
(Siqueira, 2002).
60
As atividades da Shell no Brasil iniciaram-se em 1913, com a autorização de Hermes
da Fonseca. O nome da companhia era “The Anglo Mexican Petroleum Products Company”.
Esse nome se modificou algumas vezes, até que, em 1961, foi adotado o nome Shell Brasil
S.A.. Atualmente, a empresa conta com uma rede de mais de dois mil postos de combustíveis.
Embora o número de postos seja menor que o da Ipiranga, a Shell está em segundo lugar em
volume de vendas. Destaca-se a penetração da empresa na Amazônia, pelo controle da
“Petróleo Sabbá” (Shell Brasil, 2002).
As atividades iniciais da empresa eram apenas de distribuição. A expansão industrial
iniciou-se em 1956, com a inauguração de uma fábrica de graxas. Em 1957 foi criada a
divisão de produtos químicos, que posteriormente transformou-se na Companhia Brasileira de
Produtos Químicos Shell. A Polibrasil, petroquímica associada à Shell, começou a operar em
1978. No final da década de 70, a Shell teve sua primeira experiência no upstream brasileiro.
A subsidiária Pecten assumiu contratos de riscos com a Petrobras e a parceria resultou na
descoberta do campo de Merluza, na Bacia de Santos. Atualmente, a Shell está presente nos
segmentos de distribuição de combustíveis, petroquímica e produção de lubrificantes. Suas
atividades em distribuição de GLP (gás liqüefeito de petróleo), gás canalizado e geração de
energia vêm se expandindo bastante nos últimos anos. (Shell Brasil, 2002).
No que tange ao downstream, a Shell é uma das maiores multinacionais instaladas no
País, uma vez que a distribuição é o segmento da empresa com maior peso no Brasil. A partir
do final da década de 90, entretanto, a empresa adotou uma nova estratégia por causa da
liberalização dos preços. Essa nova estratégia busca a concentração dos postos da empresa
nos centros urbanos e em locais onde a empresa tem participação expressiva. Assim, a
empresa vendeu postos e reduziu o número de bases de armazenamento. Em contrapartida a
essa diminuição de market share, a Shell decidiu investir em qualidade e fidelização e, ao
mesmo tempo, aumentar suas margens de lucro. Essa estratégia coincidiu com a entrada de
agentes regionais, que tinham uma política de preços baixos. Com isso, a empresa não
conseguiu bons resultados. (Gazeta Mercantil, 1999). A situação da empresa voltou a
melhorar em 2002, passando de cerca de 4.000 para 2.000 postos.
Com a abertura do upstream brasileiro, na década de 90, a empresa passou a se
interessar por atividades relacionadas à Exploração & Produção de petróleo, participando de
todas as rodadas da ANP e de contratos de parceria com a Petrobras. Na tabela 3.1, estão
apresentados os blocos com a participação da Shell. A exploração de petróleo no Brasil está
baseada em parcerias com a Petrobras, e está voltada para águas profundas.
61
Nos contratos de parceria com a Petrobras, a Shell participa como operadora do bloco
BC-10 e tem participação no BC-2, na Bacia de Campos e no BS-4, na Bacia de Santos. No
primeiro round, em 1999, a Shell saiu vencedora no bloco BM FZA-1, na Bacia do
Amazonas. Já em 2000, na segunda rodada de licitações, a Shell saiu vencedora no BM C-10,
na Bacia de Campos, com 100% de participação e no BM S-8, na Bacia de Santos. No Round
3, em 2001, a Shell mostrou também interesse pelo upstream brasileiro ao entrar em
consórcios para o bloco BM C-14 na Bacia de Campos. Por fim, em 2002, no quarto round da
ANP, a Shell venceu a disputa pelos blocos BM C-25, na Bacia de Campos e no BM S-31 na
Bacia de Santos, com 100% de participação.
É interessante perceber que, dentre os nove blocos em que a empresa saiu vencedora,
em sete existia parceria com a Petrobras, ou seja, apenas nos dois blocos em que a Shell tinha
100% de participação, não havia cooperação com a Petrobras.
Com a compra da Enterprise, que era uma empresa concentrada em Exploração &
Produção, a Shell aumentou bastante o número de blocos em que tem participação. A Shell
herdou da Enterprise os blocos BM S-17 e BM S-19, na Bacia de Santos e o bloco BM ES-10,
no Espírito Santo. Como herança, a Shell passou, ainda, a deter 80% de participação no
campo de Bijupirá-Salema, na Bacia de Campos. A Enterprise, anteriormente, havia
comprado a área de Exploração & Produção da Odebrecht, assim, a Shell herdou ainda os
blocos BM C-8, em Campos, BM SEAL-5, na Bacia Sergipe Alagoas e BS-2, em Santos
(Siqueira, 2002).
Com esses novos blocos a Shell se tornou a segunda maior petroleira no Brasil em
número de projetos de Exploração & Produção no Brasil. A empresa só fica atrás da Petrobras
e participa atualmente em 16 blocos, sendo operadora em seis. Os percentuais de participação
nos novos blocos, entretanto, são muito menores do que naqueles em que a Shell participou
sozinha, sendo provável que a empresa venda esses blocos ou tente aumentar sua participação
neles (Siqueira, 2002).
62
Tabela 3.1 -Blocos com participação da Shell
Contratos de Parceria com a Petrobras BLOCO Local Empresas Participação (%)
BC-10 Bacia de Campos
Petrobras Shell* Esso Mobil
35 35 15 15
BC-2 Bacia de Campos
Petrobras Elf*
Shell (Enterprise) Shell
35 35 15 15
BS - 4 Bacia de Santos
Petrobras Shell*
Texaco
40 40 20
BS - 2 Bacia de Santos
Amerada Hess* Petrobras
Britsh Borneo Shell (Odebrecht)
32 40 20 8
Bijupirá-Salema Bacia de Campos
Shell* (Enterprise) Shell (Odebrecht)
Petrobras
55 25 20
Primeira Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação (%)
BM FZA-1 Bacia do Amazonas
British Petroleum* Esso
Petrobras Shell
British Borneo
30 25 20
12,5 12,5
Segunda Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação (%) BM C-10 Bacia de
Campos Shell* 100
BM C-8 Bacia de Campos
Santa Fé* SK
Shell (Odebrecht)
45 40 15
BM S-8 Bacia de Santos Petrobras*
Shell Petrogal
50 40 10
BM SEAL-5 Sergipe Alagoas Amerada Hess* Shell (Odebrecht)
85 15
Terceira Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação (%)
BM C-14 Bacia de Campos
Total Fina* Petrobras
Shell (Enterprise) Shell
30 25
22,5 22,5
BM ES-10 Espírito Santo Shell (Enterprise)* 100
BM S-17 Bacia de Santos Petrobras*
Shell (Enterprise) Statoil
50 25 25
BM S-19 Bacia de Santos
Repsol YPF* Shell (Enterprise)
Statoil
50 25 25
Quarta Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação (%)
BM C-25 Bacia de Campos
Petrobras* Shell
40 60
BM S-31 Bacia de Santos Shell* 100 * empresas operadoras
Fonte: Elaboração Própria, adaptado de ANP (2002).
63
Até o momento, a Shell já investiu cerca de US$ 1 bilhão em exploração e produção
no Brasil. A maior parte do óleo encontrado, no entanto, é extrapesado, o que encarece e
dificulta a produção e o refino. No entanto, a Shell será a primeira empresa estrangeira a
produzir petróleo no Brasil. Em meados de 2003 a companhia deve começar a produzir 70 mil
barris de petróleo por dia no campo Bijupirá-Salema, que, ao contrário das outras descobertas
da Shell, possui um óleo menos pesado. Esse campo possui reservas de cerca de 130 milhões
de boe, em uma lâmina d’água de mais de 1.500 metros. (Shell Brasil, 2002).
A empresa, com essa nova capacidade, começou a pensar em construir uma refinaria
no Sudeste para processar o óleo que irá produzir, mas não há nenhum acordo concreto de sua
construção. Todos os planos da empresa, no entanto, precisam de contrapartida
governamental. Dentre as possibilidades da empresa estão a formação de parcerias para
ampliar a capacidade das refinarias já existentes no país, ou construir uma nova planta. A
grande produção da empresa na costa oeste africana, em parceria com a Agip, e a
possibilidade de começar a produzir petróleo em outros campos no Brasil, fortalecem a opção
pela construção de uma refinaria (Pertusier, 2002).
O refino, no entanto, não é a única estratégia para a empresa. A Shell não descarta a
possibilidade de exportar o óleo cru produzido no Brasil, assim como faz em outros países, e,
em troca, receber derivados importados. A empresa já pensa, inclusive, em importar óleo
diesel e gasolina para testar o mercado brasileiro.
A estratégia da Shell no Brasil, desde a década de 90, tem sido de diversificação de
seu portfólio de atividades. A empresa já estava bem posicionada no segmento downstream
brasileiro, e, com a compra da Enterprise Oil, a empresa ganhou papel de destaque também no
upstream. A participação majoritária no campo de Bijupirá-Salema coloca a Shell em posição
favorável, pois fortalece a atuação da empresa na Bacia de Campos e garante o acesso a um
grande volume de óleo (Pertusier, 2002).
A forte posição da Shell no downstream, associada a sua participação em 16 áreas de
Exploração & Produção dá à empresa a possibilidade de expandir ainda mais suas atividades
no país. A major tende a atuar com maior independência em relação à Petrobras.
64
3.3.4 - Repsol-YPF
A Repsol foi criada em 1986, na Espanha, e era controlada por órgão responsável
pelas privatizações no downstream no país até a conclusão do processo, em 1997. Já a YPF
(Yacimientos Petrolíferos Fiscales S.A.) era a estatal argentina de petróleo e líder no país.
Uma empresa verticalizada que atuava na Exploração & Produção, no refino e na
comercialização de petróleo e derivados. Em 1999, a Repsol comprou 97,5% da YPF por US$
15 bilhões e passou a se chamar Repsol-YPF. (Infopetro, 2002).
Essa compra fazia parte das estratégias de internacionalização da companhia e de
busca por um maior equilíbrio entre as atividades de produção e refino. Anteriormente, a
Repsol tinha suas atividades concentradas no downstream. Com a compra da YPF, a empresa
passou a atuar mais fortemente também no upstream, ampliando sua participação de 23% para
39% das atividades da companhia, como pode ser observado no gráfico 3.3, a seguir.
Gráfico 3.3 - Porcentagem da participação dos diversos segmentos da Repsol
E & P23%
Outros2%Química
6%
Gás Natural
27%
Refino e Comerc.
42%
E & P39%
Outros3%Química
4%
Gás Natural
16%
Refino e Comerc.
38%
Antes da compra da YPF Depois da compra da YPF
Fonte: Infopetro (2002). Disponível em http://www.ie.ufrj.br/infopetro
65
A Repsol YPF é, atualmente, uma companhia petrolífera totalmente verticalizada,
atuante em exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, transporte,
GLP, refino, distribuição e comercialização de petróleo, derivados e gás natural. A compra da
YPF representou um passo importante na transformação da companhia em uma multinacional
(Repsol YPF, 2002).
No final de 2001, as reservas da Repsol YPF eram de 5,6 bilhões de boe, a produção
de 1,01 milhões de boe por dia e a capacidade de refino de 1,18 milhões boe diários,
provenientes de suas cinco refinarias na Espanha, três na Argentina e uma no Peru, além de
participação em outra refinaria na Argentina e duas no Brasil, como será visto a seguir. A
empresa possui, ainda uma rede de mais de 7.000 postos no mundo todo. A Repsol YPF atua
em 28 países e mantém ativos de Exploração & Produção de petróleo e gás em 19, operando
em 16 deles (Repsol YPF, 2002).
Dentre as estratégias da companhia, estão a manutenção da liderança em atividades de
refino, distribuição e gás natural na Espanha, o aumento das atividades de exploração e
produção, desenvolvendo novos campos e adquirindo reservas, e a internacionalização da
produção. O crescimento das atividades da companhia na América Latina faz parte da
estratégia de internacionalização das atividades da Repsol YPF. A maior parte dos
investimentos da empresa estão indo para a Argentina, mas o Brasil é também um importante
alvo de seus investimentos (Repsol YPF, 2002).
As atividades de produção da Repsol YPF na América Latina representam cerca de
75% do total da companhia. A empresa atua na distribuição, tem atividades de GLP e E&P no
Equador, atua no segmento upstream da Colômbia, Bolívia, Trinidad y Tobago e Venezuela e
atua nos segmentos de refino e distribuição no Peru. Além disso, a empresa tem parcerias com
a estatal chilena Enap para Exploração & Produção, com a estatal cubana Cupet para E&P e
distribuição e, com o Paraguai, tem parcerias para a comercialização de derivados (Infopetro,
2002).
A Argentina, no entanto, é o país da América Latina onde estão concentradas as
principais atividades da Repsol YPF na região. No país, a empresa possui muitas reservas,
produzindo e refinando uma quantidade expressiva de petróleo e atuando por meio da
participação majoritária na empresa Astra, da Gás Natural BAN e da YPF, sendo, portanto,
responsável por atividades relacionadas a todas as etapas da cadeia do petróleo, de gás natural
e, ainda, de geração e distribuição de eletricidade. (Infopetro, 2002).
66
As atividades da Repsol YPF no Brasil cresceram muito nos últimos anos. Antes da
abertura, a empresa tinha apenas uma participação na refinaria de Manguinhos, no Rio de
Janeiro. No entanto, a empresa, em 2001, participou de uma troca de ativos com a Petrobras.
A Repsol YPF transferiu para a estatal brasileira a empresa argentina Eg3, que atuava no
mercado de distribuição de combustíveis e de refino. A Petrobras ficou, assim, com os mais
de 700 postos da empresa e a refinaria de Bahía Blanca. Em troca, a Repsol YPF passou a ter
participação em 30% da Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas, no Rio Grande do
Sul, com capacidade de refino de 180 mil boe diários. Além disso, a Repsol ficou com 280
postos de combustíveis no Brasil e com uma participação de 10% no Campo de Albacora
Leste, em Campos, com reservas estimadas em 1,3 bilhões de boe (Repsol YPF, 2002).
Quanto à refinaria de Manguinhos, a situação não é muito boa. A ANP autorizou os
planos de investimentos para a refinaria, que é bastante antiga. O problema é que, com a
concorrência da Petrobras, torna-se difícil o repasse desses investimentos para os preços, que
se tornariam pouco competitivos. As refinarias privadas brasileiras, desde a abertura total do
mercado estão operando com prejuízo e a refinaria de Manguinhos tem saldos negativos
mensais médios de R$ 5 mil desde janeiro de 2002 (Brasil Energia, 2000).
Em relação à distribuição no Brasil, a Repsol YPF assumiu toda a rede de postos de
combustíveis da Wal, que estava sob a administração da refinaria de Manguinhos. Assim, a
Repsol YPF passou a comercializar combustíveis pelos mais de 200 postos da empresa,
conseguindo aumentar ainda mais sua participação no downstream brasileiro. A venda de
GNV é um dos negócios que a companhia considera promissor, devido à grande
disponibilidade de gás natural na Bolívia e na Bacia de Campos e o número de automóveis no
Brasil convertidos ao GNV. A intenção da companhia é de responder, em 2004, por 10% da
distribuição de combustíveis no Brasil.
Em relação ao upstream, as atividades da Repsol YPF no Brasil também são
promissoras. Em 1998, a empresa assinou contratos para o bloco BES-3, no Espírito Santo,
onde é operadora. No primeiro leilão da ANP, a companhia venceu nos blocos BM C-3 e BM
C-4, na Bacia de Campos e no BM ES-2, no Espírito Santo. Já na segunda rodada a empresa
saiu vencedora no bloco BM S-9, na Bacia de Santos. Já no terceiro round, a Repsol YPF
venceu o leilão como operadora do bloco BM S-19, também na Bacia de Santos. Na tabela 3.2
estão representados os consórcios vencedores desses blocos (ANP, 2002). A empresa deve
investir de US$ 40 a US$ 50 milhões por ano em exploração no Brasil pois a intenção da
empresa é de começar a produzir óleo no Brasil a partir de 2005 (Repsol YPF, 2002).
67
Tabela 3.2 - Blocos com participação da Repsol YPF
Contratos de Parceria com a Petrobras BLOCO Local Empresas Participação
BES - 3 Espírito Santo
Petrobras Repsol YPF*
Devon Petróleo Trevo
Petroserv Sotep
35 31 19 10 3 1
Primeira Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação
BM C-3 Bacia de Campos
Petrobras* Agip
Repsol YPF
40 40 20
BM C-4 Bacia de Campos
Agip* Repsol YPF
55 45
BM ES-2 Espírito Santo
Unocal* Texaco
Repsol YPF
40,5 32
27,5 Segunda Rodada de Licitações
BLOCO Local Empresas Participação
BM S-9 Bacia de Santos
Petrobras* BG
Repsol YPF
45 30 25
Terceira Rodada de Licitações BLOCO Local Empresas Participação
BM S-19 Bacia de Santos
Repsol YPF* Enterprise
Statoil
50 25 25
* empresas operadoras
Fonte: Elaboração Própria, adaptado de ANP (2002)
Os planos da Repsol YPF para o Brasil são bastante ambiciosos, a empresa já está
atuando no gás natural e, embora timidamente, em todas as etapas da cadeia de petróleo no
Brasil, tendo começado, inclusive, a importar óleo em 1999. Até o momento, a atuação da
Repsol YPF no País tem sido baseada em parcerias com a Petrobras. A medida em que a
companhia expande suas atividades no Brasil, a Petrobras, que também em uma estratégia de
internacionalização, expande suas atividades na Argentina.
Embora existam estratégias de cooperação com a Petrobras, as duas empresas já
concorrem no Brasil. A Repsol YPF atua independentemente, mas suas margens estão sendo
diminuídas pelos baixos preços cobrados pelas refinarias da Petrobras. Além disso, se as
atividades exploratórias da empresa nos seis blocos onde atua derem resultado, a empresa
68
poderá abastecer as refinarias que já possui no país e, conseqüentemente sua rede de
distribuição. Assim, a Repsol YPF pode tornar-se fortemente integrada verticalmente no
Brasil, agindo de forma ainda mais independente e rival à Petrobras.
3.4 - Considerações Finais do Capítulo
Este capítulo procurou mostrar como as mudanças na regulação do setor de Petróleo e
Gás influenciaram o padrão de concorrência da indústria no País.
As barreiras institucionais à entrada foram eliminadas, mas ainda existem outras
barreiras à entrada, principalmente as relacionadas a know-how e aos elevados investimentos
necessários na indústria. Dessa maneira, o poder de mercado da Petrobras ainda coloca a
empresa em posição privilegiada no mercado brasileiro.
A liberalização da importação de petróleo e derivados proporcionou uma nova forma
de competir com a Petrobras, mas, pelo menos no curto prazo, não há nenhuma ameaça real
de aumento intenso da concorrência. No longo prazo, entretanto, se novas empresas,
detentoras de grande produção, passarem a atuar fortemente no downstream, como é o caso da
PDVSA, as importações de derivados poderão aumentar, o que significa, em certo grau, uma
intensificação da rivalidade com a Petrobras.
Para os próximos anos haverá urgência de construção de novas refinarias que podem
ser construídas com ou sem a parceria da Petrobras. Estas novas refinarias poderão ser
abastecidas com óleo cru importado, o que aumentará ainda mais a concorrência com a
Petrobras.
Por outro lado, a tendência à cooperação pôde ser observada com a abertura do
upstream brasileiro. A maioria dos blocos licitados foi arrematada por consórcios de empresas
e uma grande parte desses consórcios foram feitos com a participação da Petrobras. A estatal
ainda está participando de troca de ativos com algumas empresas na América do Sul, como a
Repsol-YPF.
69
Ainda que alguma empresa venha a competir com a Petrobras trazendo óleo de fora, é
pouco provável que haja uma competição muito acirrada no setor. A Petrobras é uma empresa
muito forte e possui vantagens competitivas superiores a das outras empresas dentro do
território brasileiro. Para uma empresa conseguir sucesso no Brasil, é provável que atue com
uma estratégia alinhada aos objetivos da estatal brasileira.
70
CONCLUSÃO
O mercado de petróleo sempre foi complexo e sujeito a variações repentinas.
Atualmente, entretanto, as mudanças estão ocorrendo cada vez mais aceleradamente e o
sucesso das empresas petrolíferas está vinculado à velocidade com a qual elas respondem aos
novos padrões de concorrência e competitividade. Assim, as estratégias a serem adotadas
pelas empresas devem estar de acordo com o ambiente no qual elas se inserem.
A característica principal das grandes petrolíferas é a integração vertical. As empresas
buscam atuar em todas as etapas da cadeia, explorando, produzindo, refinando, distribuindo e
comercializando o petróleo e seus derivados. Assim, o fluxo entre estes segmentos é garantido
e os riscos elevados relacionados ao upstream são compensados pelos baixos riscos no
downstream.
Percebeu-se, entretanto, que os choques ocorridos na década de 70 fizeram com que o
poder de mercado se desintegrasse em dois pólos. De um lado, as estatais da OPEP, com
controle sobre as atividades do upstream e, de outro, as majors e algumas independentes, que
tornavam-se cada vez mais fortes no downstream. As empresas, entretanto, não mudaram as
estratégias porque os altos preços do petróleo garantiam os lucros e os investimentos do setor.
Observou-se ainda que, com o aumento da oferta de produtos substitutos e da
produção de petróleo em países não-OPEP, houve uma reversão do processo de alta dos
preços na segunda metade da década de 80. O contrachoque do petróleo fez com que as
companhias buscassem novas oportunidades. As grandes reservas estavam se esgotando e as
estatais estavam passando por dificuldades tecnológicas e de financiamento.
Frente a essa nova situação, as empresas passaram a adotar estratégias de cooperação,
não só para repartir riscos e criar economias de escala, mas também como uma forma de
reverticalização, ou seja, as empresas privadas, para terem acesso às reservas, procuram
cooperar com países detentores dessas reservas. Já a maioria das estatais, sem mercados
71
consumidores que levem ao crescimento da indústria, se vêem obrigadas a buscar formas de
melhorar sua capacidade de financiamento e, encontram, também na cooperação, essa
possibilidade.
Para tornar possível a formação de alianças e parcerias, a regulamentação da indústria
de petróleo nos países que possuem estatais teve que ser reformulada. No Brasil, a
flexibilização da legislação começou em 1997, quando iniciou-se do período de transição para
a liberalização total do mercado e o monopólio estatal da Petrobras no segmento upstream foi
finalizado. Com as licitações dos blocos, percebeu-se um movimento de cooperação intenso.
As novas empresas que passaram a atuar no segmento preferiram a atuação em parcerias aos
investimentos individuais.
Terminado o período de transição, a indústria de petróleo foi totalmente aberta, sendo
possível a importação de petróleo, derivados e gás natural por qualquer companhia, desde que
tivesse a autorização da ANP. Com essa possibilidade, estratégias rivais à Petrobras tornaram-
se possíveis. No entanto, no curto prazo, não observou-se tal movimento. É possível,
entretanto, que no médio e longo prazo, algumas companhias ganhem poder de mercado em
outros segmentos da cadeia e, importando ou produzindo óleo cru ou derivados, possam
começar a agir de forma mais independente no país.
Analisou-se nesse trabalho as estratégias da PDVSA, da Shell e da Repsol-YPF no
Brasil. A estatal venezuelana está atuando, até o momento, apenas no downstream brasileiro,
e já cogita a importação de derivados da Venezuela como suprimento para os postos de
combustíveis que abrirá no Norte e no Nordeste. A empresa tem ainda planos de construir
uma refinaria na região, que será suprida, em parte, por óleo da Petrobras e, em parte, por óleo
importado da Venezuela.
Já a Shell possui 16 áreas de exploração e produção e será a primeira empresa
estrangeira a produzir óleo no Brasil. Somando essa produção com a possibilidade, ainda
remota, da empresa refinar no país, esta pode se integrar totalmente dentro do País, uma vez
que já tem uma rede de distribuição e comercialização forte no Brasil.
Por fim, a Repsol-YPF já atua no segmento de refino no país, com participação em
duas refinarias. A empresa tem ainda participação de 10% no campo de Albacora e em alguns
blocos licitados pela ANP. No caso de se iniciar, portanto, a produção nesses blocos, a
empresa também poderá se integrar verticalmente em território brasileiro. A empresa,
72
inclusive, já importou óleos mais leves para melhorar o desempenho da refinaria de
Manguinhos. A rede de distribuição da Repsol também está se fortalecendo no país, e a
integração vertical é possível, ou seja, no caso do petróleo, é possível que a empresa atue de
forma independente da Petrobras.
Com base no novo padrão de concorrência iniciado com a abertura da indústria de
petróleo brasileira, pode-se concluir que o momento é de cooperação entre as empresas. Isso
ocorre porque o poder de mercado da Petrobras é muito elevado. As barreiras à entrada
diminuíram com a abertura do segmento, mas a Petrobras possui conhecimentos geológicos,
know-how e tecnologia que a colocam em uma posição hegemônica em relação às empresas
entrantes. Assim, a estratégia de atuação individual no curto prazo torna-se mais difícil e
arriscada, alimentando à tendência à cooperação.
No longo prazo, principalmente com a urgência de construção de novas refinarias,
tende a haver uma atuação verticalmente integrada de algumas empresas e, portanto,
independente e rival à Petrobras. No entanto, a cooperação deve continuar a fazer parte das
estratégias das empresas no Brasil, uma vez que a Petrobras tende a permanecer em posição
favorável no País. A rivalidade não deverá ser muito intensa e tende a existir apenas em
relação a alguns mercado e produtos.
A estratégia de rivalidade não depende apenas de fatores técnicos, como a construção
de refinarias e a descoberta de novas reservas com possibilidade de produção. A rivalidade
com a Petrobras depende também de fatores políticos. O novo governo brasileiro pode ter
atitudes diferentes em relação ao estímulo à concorrência, dificultando, por exemplo, a
autorização de licenças para importação de óleo ou controlando os preços da Petrobras,
inibindo o estímulo a trazer óleo de fora.
As mudanças iniciadas na década de 90 apenas começaram um novo modelo de
organização da indústria de petróleo brasileira. O mercado ainda está em processo de
mudanças, que precisam ser avaliadas de maneira crítica para que as estratégias a serem
adotadas pelas empresas sejam as melhores para a concorrência da indústria e para o bem-
estar da sociedade.
A partir dos estudos realizados nesse trabalho pode-se ampliar a análise das tendências
estratégicas da indústria no País acompanhando os movimentos de outras empresas e
estudando estratégias alternativas, como a especialização.
73
ANEXOS
74
Anexo 1 - Resultado das Rodadas da ANP
Resultados da Primeira Rodada de Licitações
Cont. Local Bloco Empresa Bônus (R$)
Exp % Des % Pontos
BM-C-3 Petrobras*
Agip YPF
40% 40% 20%
6.121.123 25 20 100
BM-C-4 Agip* YPF
55% 45% 51.000.128 10 20 91,6
BM-C-5 Texaco* 100% 6.056.966 50 35 100
BM-C-6 Petrobras* 100% 5.032.437 50 60 100
BM-CAL-1 Petrobras*
YPF 50% 50% 824.327 5 20 100
Esso* 100% 19.226.900 5 15 90,4429BM-ES-1
Texaco* 100% 1.920.638 50 35 23,4909
BM-ES-2 Unocal* Texaco
YPF
40,5%32% 27%
31.742.736 50 35 100
BM-FZA-1
BP* Esso
Petrobras Shell
B. Borneo
30% 25% 20%
12,5%12,5%
13.060.490 20 20 100
BM-POT-1 Agip* 100% 8.000.601 10 20 100
BM-S-2 Texaco* 100% 28.263.463 50 35 100
BM-S-3 Amerada Hess*
Kerr-McGee Petrobras
45% 30% 25%
18.165.365 5 20 92,1571
BM-S-4 Agip* 100% 134.162.101 25 20 91,3
* empresas operadoras Fonte: ANP (2002). Disponível em www.anp.gov.br.
75
Resultados da Segunda Rodada de Licitações
Cont. Local Bloco Empresa Bônus (R$)
Exp % Des % Pontos
BM-C-10 Shell* 100% R$65.160.016 36% 30% 98,2857
BM-C-7 Pan Canadian* 100% R$4.693.577 35% 35% 100
BM-C-8 Santa Fé*
SK Odebrecht
45% 40% 15%
R$12.025.000 35% 40% 91,278
BM-CAL-4 Coastal* 100% R$2.214.556 50% 50% 100
BM-PAMA-1 Coastal* PanCanadian
50% 50%
R$9.225.077 50% 40% 97,6
BM-S-10 Petrobras*
BG Chevron
50% 25% 25%
R$101.995.032 35% 30% 98,2857
BM-S-11 Petrobras*
BG Petrogal
65% 25% 10%
R$15.164.232 35% 30% 100
BM-S-7 Chevron* Petrobras
65% 35%
R$67.635.032 35% 35% 95,5
BM-S-8 Petrobras*
Shell Petrogal
50% 40% 10%
R$51.450.054 35% 30% 98,2857
BM-S-9 Petrobras*
BG YPF
45% 30% 25%
R$116.278.032 35% 30% 97,9167
BM-SEAL-4 Petrobras*
Amerada Hess 60% 40% R$2.364.032 35% 30% 100
BM-SEAL-5 Amerada Hess*
Odebrecht 85% 15%
R$9.000.366 21% 36% 100
BT-POT-3 Rainier* 100% R$1.051.666 50% 70% 100
BT-POT-4 Petrobras* 100% R$658.789 50% 70% 100
BT-PR-4 Coastal* 100% R$4.680.001 50% 50% 100
BT-REC-1 Queiroz Galvão* Ipiranga
60% 40%
R$2.220.000 50% 70% 100
BT-REC-2 Rainier* 100% R$851.666 50% 70% 100
BT-REC-3 Rainier* 100% R$151.666 50% 70% 100
BT-SEAL-1 UPR* 100% R$902.374 40% 50% 95,9714
BT-SEAL-2 UPR* 100% R$256.212 30% 40% 59,0418
BT-SEAL-3 Rainier* 100% R$105.666 50% 70% 100
* empresas operadoras Fonte: ANP (2002). Disponível em www.anp.gov.br.
76
Resultados da Terceira Rodada de Licitações
Cont. Local Bloco Empresa Bônus (R$)
Exp % Des % Pontos
BM-BAR-1 Petrobras* 100% R$48.341.234 20% 30% 100
Total Fina* Petrobras Enterprise BM-C-14
Shell
30% 25%
22,5% 22,5%
R$5.750.355 20% 30% 100
BM-C-15 Ocean*
Amerada Hess 65,0% 35,0% R$74.000.000 31% 31% 100
BM-C-16 Petrobras* 100% R$428.353 20% 30% 100
BM-C-19 PanCanadian* 100% R$6.579.403 15% 20% 31,1742
Petrobras* Queiroz Galvão
Petroserv BM-CAL-5
El Paso
45% 18,3% 18,3% 18,3%
R$6.250.031 50% 70% 100
BM-CAL-6
Petrobras* Queiroz Galvão
El Paso Petroserv
45% 18,3% 18,3% 18,3%
R$231.234 50% 70% 100
BM-CE-1 Petrobras* 100% R$301.234 20% 30% 100
BM-CE-2 Petrobras* 100% R$345.678 20% 30% 100
BM-ES-10 Enterprise* 100% R$12.500.000 15% 30% 100
BM-ES-11 Phillips* 100% R$117.743.190 20% 20% 96
BM-ES-5 Petrobras* El Paso*
65% 35%
R$12.751.234 20% 30% 100
BM-ES-6 El Paso* 100% R$8.511.234 30% 40% 100
BM-ES-7 Wintershall* 100% R$50.417.000 16% 21% 90,16
BM-ES-9 Esso*
Petrobras Kerr-McGee
40% 30% 30%
R$10.856.132 5% 15% 100
BM-J-1 Petrobras* 100% R$842.345 20% 30% 100
BM-PAMA-2 PanCanadian* 100% R$6.377.824 16% 21% 100
BM-PAMA-3 PanCanadian* 100% R$2.633.107 16% 21% 16,9615
BM-S-12 Petrobras*
Queiroz Galvão 70% 30% R$5.321.234 20% 30% 100
BM-S-13 El Paso* 100% R$52.243.729 40% 50% 100
BM-S-14 Wintershall* 100% R$8.109.294 16% 21% 90,16
BM-S-15 Maersk* 100% R$614.550 20% 30% 100
BM-S-17 Petrobras* Enterprise
Statoil
50% 25% 25%
R$20.701.906 20% 30% 100
BM-S-19 Repsol YPF* Enterprise
Statoil
50% 25% 25%
R$24.021.132 15% 25% 100
77
BM-S-21 Petrobras* Petrogal
80% 20%
R$1.283.704 20% 30% 100
BM-S-22 Amerada Hess* Ocean
80% 20%
R$59.040.234 31% 31% 100
BM-S-24 Petrobras* 100% R$324.354 20% 30% 100
BT-ES-12 Petrobras* 100% R$624.156 50% 70% 100
BT-POT-5 Rainier* 100% R$2.266.666 50% 70% 100
BT-POT-6 Koch* 100% R$137.888 50% 70% 100
BT-POT-7 Koch* 100% R$1.736.848 50% 70% 100
BT-REC-4 Samson* Ipiranga
55% 45%
R$420.000 50% 70% 100
BT-REC-5 Petroserv* 100% R$151.031 50% 70% 100
BT-REC-6 Petroserv* 100% R$101.031 50% 70% 23,8532
* empresas operadoras Fonte: ANP (2002). Disponível em www.anp.gov.br.
78
Resultados da Quarta Rodada de Licitações
Cont. local Bloco Empresa Bônus
Exp % Dev % Pontos
BM-BAR-3 *Devon 100% R$6.750.000 20 35 100
BM-C-24 *BHP 100% R$13.500.000 15 30 100
BM-C-25 *Petrobras Shell
40% 60% R$9.555.959 25 35 100
BM-ES-20 *Newfield 100% R$1.390.800 20 20 100
BM-J-2 Queiroz Galvão 100% R$855.000 30 40 100
BM-J-3 *Petrobras Statoil ASA
60% 40%
R$13.201.777 20 35 99.4
BM-POT-11 Petrobras El Paso CGP
60% 40%
R$316.929 50 70 100
BM-POT-13 *Petrobras
Unocal El Paso CGP
40% 30% 30%
R$1.009.292 50 70 100
BM-S-29 *Maersk 100% R$15.148.000 15 30 99.25
BM-S-31 *Shell 100% R$13.907.300 25 35 100
BM-SEAL-9 *Petrobras
Partex 85% 15% R$6.314.021 50 70 100
BT-ES-14 *Partex 100% R$1.021.021 50 70 100
BT-ES-15 Petrobras 100% R$653.421 50 70 100
BT-POT-8 *Petrobras 100% R$2.853.274 50 70 100
BT-POT-9 Partex 100% R$215.021 50 70 100
BT-POT-10 *Dover 100% R$2.352.000 50 70 100
BT-REC-7 Starfish 100% R$121.700 50 70 100
BT-REC-8 *Queiroz Galvão 100% R$911.000 50 50 965.714
BT-REC-9 *Queiroz Galvão 100% R$850.000 50 50 965.714
BT-REC-10 *PetroRecôncavo 100% R$1.128.000 50 70 100
BT-SOL-1 *Petrobras 100% R$323.456 50 70 100
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Brasil Energia - www.brasilenergia.com.br
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Infopetro - www.ie.ufrj.br/infopetro
Oil & Gas Journal - www.ogjonline.com
Petrobas - www.petrobras.com.br
Petroleum Intelligence Weekly – www.piwpubs.com
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Repsol-YPF - www.repsol.com
Shell - www.shell.com
Shell Brasil - www.shell.com.br