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Eficiência de mercado ou resiliência econômica?
Em 2019, a Petrobras e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) firmaram um Termo de Compromisso de Cessação para os mercados de refino e gás natural. O pressuposto adotado pelo Cade era claro: alienar refinarias e reduzir a integração vertical da companhia ampliaria a concorrência e, por essa via, a eficiência.
Em 2024, o próprio arranjo foi revisto. Cessou a obrigação de vender os ativos remanescentes, e o foco regulatório passou a recair sobre acesso, monitoramento e não discriminação. Mais do que situar o tema no espectro ideológico, importa indagar se o Brasil tratou como mercado contestável um setor que, no plano internacional, nunca deixou de ser verticalizado, sobretudo no interior de estratégias de soberania e segurança nacional.
Como discutido em artigo anterior publicado neste JOTA, o tema desestabiliza a própria noção de eficiência de mercado. Sua principal métrica, pela ótica do consumidor, é o preço, que tende a ser pressionado para baixo à medida que aumenta a competição. Do lado da empresa, exposta à pressão do livre mercado, eficiência tende a significar ganho de produtividade e redução de custos. No horizonte curto do balanço, do bônus gerencial e da atração de capital de curto prazo, ela também pode vir por meio de desinvestimento, simplificação societária e redução do estoque de ativos.
Do ponto de vista do acionista, tudo isso pode fazer sentido. No horizonte estrutural, porém, a cadeia de petróleo, derivados, gás e fertilizantes interfere no custo do frete, safra, inflação, contas externas e margem de manobra fiscal. Em setores dessa natureza, a estrutura efetivamente eficiente vai além da maximização de resultados de curto prazo, exigindo também a preservação da capacidade de coordenação e resiliência diante de choques e instabilidades externas.
Ao insistir na aplicação da fórmula tradicional de eficiência de mercado ao setor de energia, tentou-se conferir à Petrobras uma fisionomia distinta da de seus pares. O setor internacional de energia raramente se parece com o modelo estilizado que sugere ganhos lineares entre pressão competitiva e eficiência. A firma relevante, nesse mercado, quase nunca atua isoladamente no refino, nem se assemelha a uma comercializadora contestável em sentido abstrato.
O que prevalece são ecossistemas articulados de produção, refino, transporte, trading, petroquímica, fertilizantes, logística portuária e acesso a financiamento. Esse é o sentido econômico da integração: menos um arranjo societário elegante do que uma forma de conservar poder de coordenação sobre elos-chave de setores com relevância estratégica.
Basta olhar para os grandes produtores. A Aramco se define como uma das maiores empresas integradas de energia e químicos do mundo, afirma operar um downstream estrategicamente integrado e, desde 2017, é proprietária exclusiva da refinaria de Port Arthur, no Texas, a maior da América do Norte.
A QatarEnergy, por sua vez, apresenta-se como corporação plenamente integrada, da exploração e produção ao processamento, refino, venda e entrega. Em Ras Laffan e Mesaieed, gás processado, refino, petroquímica, fertilizantes e logística portuária aparecem como partes de uma mesma arquitetura industrial. Nada disso a impede de operar em associação estreita com o capital internacional, já que a empresa descreve suas joint ventures com majors globais como elemento central do modelo.
A experiência norueguesa, ainda que com nuances, aponta na mesma direção. A Equinor foi parcialmente privatizada, é listada nas bolsas de Oslo e New York e preserva ampla base acionária internacional, sem prejuízo do controle acionário majoritário, de 67%, mantido pelo Estado norueguês.
Mesmo os Estados Unidos não conseguem oferecer o contrafactual de um setor pulverizado. A ExxonMobil descreve sua cadeia de combustíveis como integrada, da aquisição do óleo cru à manufatura, distribuição e venda, e informa operar 21 refinarias. Além do plano empresarial, quando o choque atual apertou, o governo autorizou a liberação de 172 milhões de barris da Strategic Petroleum Reserve. Ou seja, mesmo o padrão estadunidense combina grandes grupos privados verticalizados, capacidade industrial e um seguro público de última instância. Também ali o petróleo não é entregue a uma lógica puramente responsiva ao mercado spot.
Finalmente, no caso russo, o ponto relevante é mais específico. Em março, o país suspendeu por um mês as exportações de nitrato de amônio para priorizar o abastecimento doméstico durante o plantio de primavera. Isso atinge diretamente o Brasil, que importa a imensa maioria do nitrogênio utilizado na agricultura nacional e chega a adquirir até um terço da oferta russa.
O episódio mostra, em sua forma mais crua, a tensão entre resiliência e eficiência nesse contexto. Não é mais o sistema de preços que responde, em tempo útil, à interrupção de oferta em escala global, mas um horizonte produtivo marcado por sazonalidade e essencialidade. A safra não pode esperar, seja pelo ciclo biológico dos cultivares, seja por choques iminentes em segurança alimentar.
Se o problema ainda parece um devaneio de economia política, basta notar que nem mesmo o downstream privatizado ficou imune a esse tipo de fricção. Na crise recente, a operação federal de fiscalização encontrou indícios de prática de preço abusivo em distribuidoras, com 16 autos de infração e, em um dos casos, sinais de elevação de 277% na margem bruta do diesel. Entre as empresas autuadas está a Vibra, que nasceu da privatização da BR Distribuidora, então subsidiária da Petrobras até 2021.
À luz desses casos, o movimento brasileiro parece singular. Aplicou a um setor estratégico um ideal de concorrência atomizada num mercado mundial organizado por escala, integração, cartelização parcial e imenso poder estatal. O contrafactual relevante, no mundo do petróleo, é o player nacional ou regional altamente integrado, frequentemente aberto a capital privado, mas assentado em coordenação estratégica de longo prazo. O ponto aqui é reconhecer que, em petróleo, gás, refino e fertilizantes, a fragmentação pode transferir para a economia real os custos que o desenho institucional imaginou eliminar.
A Agência Internacional de Energia classificou a crise iniciada no fim de fevereiro como a maior disrupção de oferta da história do mercado global de petróleo. Antes da guerra, cerca de 20 milhões de barris por dia — em torno de um quarto do comércio marítimo mundial de petróleo — atravessavam Hormuz. No gás, quase um quinto do comércio global de GNL depende do mesmo estreito.
Diante de um setor com esse volume, centralidade e capacidade de irradiar custos para frete, indústria, agro e inflação, a pergunta relevante diz respeito a uma questão de governança. Trata-se de saber quais são os incentivos atribuídos a quem controla os elos que decidem abastecimento, preço e tempo de resposta quando o sistema entra em tensão.
