Por Thales Viegas, do Blog Infopetro

Na postagem anterior apresentamos as relações entre os preços do petróleo cru e os custos da indústria petrolífera. Neste artigo iremos tratar do papel da gestão de custos para a competitividade e a eficiência em custos das petroleiras. O foco da análise é na esfera do upstream, envolvendo, especialmente, o desenvolvimento de reservas e a produção.

A primeira dimensão está associada ao Custo de Capital (do inglês Capital Expenditure ou CAPEX) despendido no âmbito do de Desenvolvimento de reservas. A segunda se refere ao Custo Operacional (Operational Expenditure ou OPEX). O fito do artigo é refletir sobre a capacidade das petroleiras aprimorarem sua eficiência em custos de modo autônomo, bem como discutir programas de padronização e redução de custos empreendidos por essas empresas.

A análise dos principais elementos de custo do upstream pode ser abordada a partir de três aspectos centrais, a saber: i) custos dos insumos; ii) disponibilidade de tecnologias e pessoal capacitado para operá-las; iii) processos e procedimentos (rotinas). Neste último merecem destaque as estratégias de procurement e negociação de contratos (relações de mercado). O primeiro possui um caráter exógeno, enquanto o últimoaspecto depende da capacidade endógena das empresas de gerir de forma mais custo-eficiente, já o segundo combina elementos endógenos e exógenos. A seguir abordaremos cada elemento supramencionado em separado.

Primeiro, os custos dos insumos básicos mais importantes são definidos em mercados concorrenciais, nos quais os compradores individuais têm pequena influência sobre os preços. Estes, por seu turno, são condicionados pela escassez relativa do produto, bem como pela estrutura de custos de sua produção. Os contratos de compra e venda de commodities realizados na esfera financeira também repercutem na precificação nos mercados spot. Todavia, os incrementos de custos oriundos de preço de insumos básicos não são passíveis de ajustes relevantes via melhoria na gestão de custos em si. Trata-se de variáveis incontroláveis do ponto de vista do gestor.

Segundo, grande parte das inovações tecnológicas verificadas na indústria é empreendida pelas para-petroleiras (empresas prestadoras de serviços e fornecedoras de equipamentos). A difusão dessas novas tecnologias não tarda a ocorrerentre as operadoras, que em muitos casos apenas se encarregam de se capacitar para absorvê-las. No entanto, os benefícios da inovação podem ser majoritariamente apropriados pelo agente inovador. Neste contexto o custo para o operador não se reduziria significativamente. Caso a petroleira seja a criadora do novo produto ou processo ela poderá se se diferenciar das demais e minorar custos de uma maneira consistente.

Por outro lado, inovações também podem gerar ganhos operacionais e aumento de custos. Resultado: novas tecnologias também não garantem incrementos na eficiência em custos da empresa. Ademais, elas podem requerer dispêndios adicionais com a formação de força de trabalho. Vale lembrar que é comum haver certa escassez de trabalhadores qualificados na indústria nos períodos ascendentes do ciclo do petróleo. Isso, por si só, contribui para pressionar os custos para cima. O desenvolvimento tecnológico desassociado de capacitação de recursos humanos também pode não promover os ganhos de eficiência esperados.

Na prática, não há grandes diferenças entre os equipamentos utilizados por distintos operadores.O estado da arte das tecnologias aplicadas na atividade petrolífera funciona como parâmetro de referência para toda a indústria. Essa característica reduz em alguma medida a capacidade autônoma das empresas de se tornarem mais eficientes em custos, embora ela ainda exista e seja relevante. Melhorias nos bens de capital são mais difíceispara as petroleiras, o que significa que a capacidade de manobra das empresas sobre o CAPEX tende a ser menor. A adequada negociação de contratos de e o desenvolvimento de novos materiais se mostrarameficazes na redução de custos para diversas empresas.

Terceiro, as petroleiras procuram adotar rotinas compatíveis com o que se convencionou chamar de melhores práticas (do inglês, best practices). Por um lado, a busca pela convergência de rotinas facilita os esforços de padronização tanto das operadoras quanto das para-petroleiras, o que ajuda a reduzir custos. Por outro lado, rigorosamente, não há práticas que sejam melhores para todos os casos, senão referências para procedimentos que tendem a variar de acordo com as condições do reservatório (localização, formação geológica e profundidade, por exemplo). Cada empresa opta por um conceito de desenvolvimento de reservas, mas cada projeto é único, mesmo quando se utiliza técnicas de replicação em sua elaboração.

Iniciativas de padronização de processos, procedimentos e insumos são desejáveis e os seus resultados podem ser observados logo após a implementação dos novos padrões, embora os ganhos sejam ainda mais evidentes ao longo de toda a curva de aprendizagem. Grandes empresas têm maiores condições de adotar estratégias dessa natureza. Elas empreendem um maior número de projetos e, portanto, também possuem uma maior capacidade de exigir dos fornecedores o atendimento de certas especificações. Entretanto, a padronização pode ser um limitador virtual do processo de inovação, podendo inibir o surgimento de métodos mais custo-eficientes. Esse é um trade-off importante e difícil de ser gerido no dia-a-dia.

A Petrobras recentemente anunciou que adotaria um programa de redução de OPEX. Essa não é uma iniciativa nova. Ao longo de sua história a empresa passou por alguns processos de restruturação organizacional e já adotou outros programas de padronização e de gestão de custos. Utilizando uma base de dados de custos interna, dotada de uma série de 12 anos, Gomes (2008) concluiu que a petroleira brasileira teria sido bem-sucedida na redução de custos das atividades de upstream entre 1994 e 2006. Ela teria logrado uma redução absoluta de 14% dos custos no upstream ao longo do período. O autor lembra que a característica dos reservatórios operados pela Petrobras vem mudando no sentido de estruturas mais onerosas. A despeito disso a empresa teria aprimorado a sua eficiência em custos.

Entretanto, a Figura 1 mostra a evolução do custo de extração da Petrobras tanto sem a participação governamental quanto com ela. Os dados agregados de custo de extração sem participação governamental aponta um aumento consistente entre o primeiro trimestre de 2006 e o segundo trimestre de 2012. Ele teria dobrado ao longo desse período. Ao longo desse período o índice UCCI de (CAPEX) do setor registrou aumento de cinquenta porcento. Já o índice UOCI (OPEX) se elevou em vinte e cinco por cento. Ambos abaixo dos patamares de custo registrados pela Petrobras.

Diversas variáveis incontroláveis interferem nesse montante apropriado pelo governo, por isso, ele não é relevante para a presente análise. No entanto, vale ressaltar que a gestão de CAPEX é em muitos aspectos mais desafiadora que a de OPEX (objeto do programa anunciado pela Petrobras). Isso porque as margens de manobra sobre aquela categoria de custos tendem a ser mais limitadas. (...) O texto continua no Blog Infopetro.

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