quarta-feira, 25 de maio de 2016

Crise do Petróleo - Entende-a

A queda de 70% do preço do petróleo nos últimos meses reflete uma nova dinâmica, que combina esvaziamento do poder da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), maior oferta da commodity por países que não eram tradicionalmente grandes produtores, demanda orientada pelo crescimento das economias emergentes e uma nova política, de maior alcance, acertada na Conferência do Clima (COP-21), realizada em Paris, em dezembro. Nesse contexto, as cotações deverão se recuperar em algum momento entre o fim deste ano e o início de 2017, mas os dias em que o barril foi negociado acima de US$ 100 não deverão voltar, diante desse novo cenário, preveem especialistas ouvidos pelo Valor.

A nova conjuntura deverá elevar, no curto e médio prazos, o risco de incertezas políticas e econômicas no Oriente Médio, da mesma forma que na Venezuela e na Rússia, também grandes exportadores, além de reduzir o ímpeto sobre a produção de fontes não convencionais no Canadá e nos EUA, o que pode reduzir investimentos industriais na maior economia do mundo e desacelerar a retomada americana. “Os benefícios de um petróleo mais barato deixam de ser evidentes, como em outros tempos. A China está em desaceleração. O petróleo em baixa não ajudará o planeta e exacerbará riscos em diversos países, da Venezuela ao Brasil, passando pelo Oriente Médio”, diz o diretor para o Brasil do Eurasia Group, João Augusto de Castro. “No atual ambiente, as empresas produtoras vão rever as prioridades de seu portfólio de projetos e preservar o caixa, o que deverá resultar em adiamento de novos projetos e perfuração mais lenta nos já existentes”, analisa Robin Mann, sócio da Deloitte Canadá e líder da Deloitte Resources Evaluation and Advisory.
Para o Brasil, o desafio será maior. Preços baixos dificultam o desenvolvimento de novos projetos para explorar a camada pré-sal. Os Estados produtores – Rio de Janeiro e Espírito Santo, principalmente – deverão pressionar por alterações nas alíquotas dos royalties que recebem, o que pode encarecer a produção no país. Com o caixa apertado, a União não tem como fazer o Tesouro destinar recursos à capitalização da Petrobras, em grave situação financeira. Estados e Municípios, sob os efeitos da desaceleração da economia e da queda de arrecadação, já mobilizam suas bancadas no Congresso pela mudança da regulação, aprovada pelo Congresso em 2010, que impôs a obrigatoriedade de a Petrobras ser operadora única dos campos concedidos no pré-sal e ter participação mínima de 30% em cada campo. As particularidades da crise interna dificultam a concretização da expectativa de que o país exporte 1,5 milhão de barris/dia a partir da metade da próxima década, o triplo do volume embarcado hoje.
A perda de poder da Opep
Em 27 de novembro de 2014, em reunião da Opep, a Arábia Saudita, maior produtora de petróleo do mundo, decidiu manter estável sua produção, mais interessada em preservar sua participação de mercado do que em influenciar a formação de preços. A decisão marcou uma mudança histórica no país, sempre considerado fiel da balança na produção.
“Ao manter a produção, os árabes decidiram impor perdas a novas ofertas de produto, para inviabilizar esse aumento de produção dos países fora da Opep, principalmente dos EUA e do Canadá”, diz Rubens Ricupero, ex-ministro da Fazenda e diretor da Faap.
“Há dez anos, quando o petróleo custava entre US$ 60 e US$ 70 o barril, a Arábia Saudita produzia 10,4 milhões de barris/dia e os EUA extraíam pouco mais de 700 mil barris/dia das jazidas de xisto.recursos não convencionais. Em 2014, a Arábia Saudita produzia 10,8 milhões de barris/dia, quase o mesmo volume de 2006, mas os EUA já produziam 7 milhões de barris/dia. Isso forçou a mudança de posição da Arábia Saudita”, afirma Kjetil Solbraekke, vice-presidente sênior para a América do Sul da Rystad Energy.
Em 2014, pela primeira vez desde 1975, a Arábia Saudita e a Rússia foram desbancadas da liderança mundial de produção de petróleo pelos EUA. A exploração das jazidas de xisto provocou forte impacto na economia americana e mudou a formação de preços no mercado mundial.
“Nos próximos cinco anos, dificilmente o petróleo será cotado acima de US$ 100 e poderá ser negociado na faixa dos US$ 30 até o fim do ano, por causa do efeito centrífugo na Opep, com o fim das sanções do Irã”, diz Alexandre Szklo, professor do Coppe, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).O Irã deixou de exportar 1,5 milhão de barris/dia nos últimos dois anos. Esse volume, que era principalmente comprado pela União Europeia, China e Índia, foi suprido por Iraque, Nigéria, Arábia Saudita e Rússia. “Todos precisam de receita e querem manter seu mercado diante do aumento de produção dos EUA.”
EUA, reguladores da oferta
Enquanto o Brasil discutia no Congresso o sistema de partilha para exploração do pré-sal, uma revolução silenciosa se espalhava pelos EUA. Em 2008, centenas de empresas começavam a explorar a alternativa de perfuração de rochas de xisto, por fraturamento hidráulico, para a obtenção de petróleo e gás.
O acesso aos hidrocarbonetos em formações rochosas fez a produção de petróleo americana saltar de 5 milhões de barris/dia em 2008 para mais de 12 milhões de barris/ dia seis anos depois. Com isso, os americanos passaram a ser reguladores da oferta.
Em 2007, antes do início da crise econômica mundial, os EUA registravam déficit em contas correntes de 5% do Produto Interno Bruto (PIB), sendo metade resultante de importações de petróleo. Sete anos depois, a história mudou: as importações representam apenas 1% do PIB dos EUA, cuja produção interna atende a 90% da demanda de energia.
A exploração de gás não convencional permitiu a recuperação da indústria petroquímica americana, beneficiada pelo custo de US$ 4 por milhão de BTUs (no Brasil, está em US$ 13). Em junho, o Conselho Americano de Química previa que 238 projetos, com US$ 145 bilhões em investimentos, poderão sair do papel nos próximos anos nos EUA. A dúvida agora é sobre o impacto do cenário atual.
André Olinto, diretor-executivo de “upstream” da Accenture Energy para o Brasil e o Cone Sul, diz que o uso de sondas de perfuração de jazidas de xisto caiu 66% nos últimos meses nos EUA, e a produção de recursos não convencionais recuou 5%. “Novos projetos estão em compasso de espera, e a produção pode cair mais, mas uma reativação de um projeto pode levar sete meses, bem mais rápida que um campo de petróleo.”
Cotação e economia global
Havia uma crença entre economistas de que, quando a cotação do barril de petróleo caía, abria-se um contexto favorável à economia mundial, uma vez que as pressões inflacionárias sobre os países importadores seriam menores, os consumidores teriam mais dinheiro no bolso e as empresas ganhariam mais disposição para investir. Isso ocorria quando o preço do barril caía entre 10% e 20%, mas não em um cenário em que a redução é de 70%, escreveu o economista Paul Krugman, em seu blog no “New York Times”.
Para Krugman, a queda atual poderá ser negativa para a economia global, em um momento em que os EUA e o Canadá se tornaram grandes produtores. Com a indústria de recursos não convencionais, como o gás de xisto nos EUA, atrelada aos preços do petróleo, o declínio pode suspender investimentos privados na área de energia e na indústria. A cadeia têxtil começou a voltar para os EUA pelo custo de energia quatro vezes mais competitivo do que o da Índia.
“Um recuo de 70% tem efeitos drásticos sobre os produtores, que passam a sofrer mais com escassez de liquidez do que os consumidores. A Arábia Saudita é forçada a tomar medidas de austeridade, enquanto empresas de exploração de recursos não convencionais muito endividadas enfrentam problemas de balanço”, escreveu Krugman.
Relatório da CreditSights, companhia americana especializada em análise de dívida corporativa, indica que, entre 2015 e 2017, quase a metade das empresas americanas do setor de óleo e gás poderão falir. Cerca de US$ 155 bilhões em obrigações financeiras de empresas da cadeia do petróleo vencem em três anos, segundo a consultoria. “As empresas estarão pressionadas para ajustar suas operações, o que pode levar a falências e a redução de tamanho, seja nos EUA, Canadá, Oriente Médio ou Brasil”, prevê Edmar de Almeida, professor do Instituto de Energia da UFRJ.
A China, uma incógnita
A maior produção interna dos EUA combinou-se com o ingresso da China na Organização Mundial do Comércio, em 2001. De 2004 a 2013, o país asiático tornou-se o maior importador de petróleo do mundo, respondendo por 45% da demanda global, segundo cálculos de Daniel Yergin, diretor da Cambridge Energy Research Associates. Hoje, os chineses respondem por cerca de 15% do consumo mundial anual de petróleo. A matriz energética chinesa é baseada em carvão, transportado por ferrovias, que usam muito diesel, e o país ainda tem grande demanda de petroquímicos.
Mas o apetite chinês caiu nos últimos meses. Depois de mais de uma década com expansão superior a dois dígitos, a China deve crescer menos de 7% neste ano. “O foco da demanda estará na Ásia nos próximos anos, mas a sobredemanda da China se esgotou”, afirma Luiz Pinguelli Rosa, diretor de relações institucionais da Cordenação dos Programas de Pós-Graduação em Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro.
Apesar da retração, o interesse chinês em ter acesso a grandes reservas de petróleo no médio e longo prazos tem feito as empresas estatais investirem em diversos países, como o Brasil. Em outubro de 2013, o governo brasileiro realizou a primeira rodada de licitação do pré-sal, com poços do megacampo de Libra, na Bacia de Santos. As estatais chinesas CNPC e CNOOC, a Shell e a francesa Total foram vencedoras da licitação com a Petrobras, que detém 40% do consórcio.
“A Agência Internacional de Energia projeta que a demanda total de energia da China será o dobro da americana em 2040, mas ainda é preciso avaliar as mudanças de política doméstica e como o país fará a transição da economia para um modelo menos intensivo em energia”, diz John England, sócio-líder de Óleo e Gás da Deloite US e líder do Deloitte Center for Energy Solutions.
Os olhares chineses se estendem ao setor de gás no Brasil também. No primeiro processo de desinvestimento aprovado pela Petrobras no fim do ano passado, a venda de 49% de participação na Gaspetro, cujas distribuidoras comercializaram 33,2 milhões de metros cúbicos por dia no ano passado, o equivalente a 53% do mercado de distribuição de gás natural do país, duas empresas apresentaram propostas para a oferta final: a chinesa Beijing Gas e a japonesa Mitsui. A Mitsui foi a vencedora, mas os chineses estão observando o mercado nacional. “Os chineses estão interessados em participar do mercado de gás, que deve ter um forte crescimento com a exploração do pré-sal, onde eles integram o consórcio vencedor do campo de Libra, ofertado em 2013”, diz um executivo da área.
Consolidação deve avançar
Quando o preço do petróleo cai, o movimento de fusões e aquisições na cadeia de óleo e gás cresce. No fim dos anos 90, quando o barril custava cerca de US$ 10, uma série de operações foi anunciada: a Exxon se uniu à Mobil; Total, Elf e Petrofina juntaram forças e Chevron e Texaco se fundiram em 2000. É possível que o cenário se repita com vigor nos próximos meses. Um primeiro passo nessa direção foi divulgado no ano passado, quando Shell e BG anunciaram a fusão de suas operações, com destaque para as sinergias das duas empresas no Brasil, onde detêm operações na camada pré-sal.
“O cenário pode se repetir com esse preço baixo e a pressão será maior ainda na cadeia de fornecimento, por causa da redução dos planos de investimento das operadoras”, afirma José de Sá, sócio da Bain & Co.
No Brasil, o quadro para os fornecedores é ainda mais delicado. Primeiro, a Petrobras tem reduzido seu plano de investimentos. O mais recente, divulgado neste mês, aponta investimentos de US$ 98,4 bilhões entre 2015 e 2019, com redução de 24,5% em relação à meta anterior. Segundo, grandes construtoras são investigadas na Operação Lava-Jato. Terceiro, estaleiros, fabricantes de sondas e de bens de capital, como Iesa, Lupatech, Sete Brasil, EAS, estão com caixa apertado ou em processo de recuperação judicial.
Novo patamar de preços?
Há uma pergunta de US$ 1 bilhão no mercado: até quando esse patamar de preços baixos se manterá? No momento, o setor opera com excesso de um milhão de barris diários no balanço entre oferta e demanda – e o Irã poderá elevar a produção em 300 mil barris diários no fim do primeiro trimestre. “Pode ser que haja uma recuperação para o patamar dos US$ 50 a US$ 60 no fim do ano ou início de 2017, mas o desafio de reduzir o excesso de oferta é grande, com a desaceleração da China e o impacto que os preços baixos poderão ter sobre empresas. Os bancos já se preocupam com os efeitos da situação, observa Lavinia Rocha de Hollanda, coordenadora de pesquisa da Fundação Getúlio Vargas (FGV) Energia. Menor geração de caixa das empresas pode elevar o endividamento, o que impediria que saldassem seus compromissos financeiros.
Para Kjetil Solbraekke, da Rystad Energy, o preço deve retomar força no fim do ano. No entanto, ele pondera, a recuperação das cotações poderá ser postergada por uma eventual nova desaceleração da economia chinesa, possibilidade que não se deve afastar em meio às muitas incertezas que subsistem.
Na visão de Carlos Assis, líder de energia da E&Y, em algum momento o mercado deverá restabelecer os preços em um patamar que torne viáveis os projetos de ampliação da capacidade. Entre os anos de 2000 e 2014, a participação de óleo e gás na matriz energética mundial caiu de 61% para 57%, com a ampliação da presença das fontes renováveis.
“No entanto, vai demorar muito para a matriz mundial deixar de ser abastecida por combustíveis fósseis. Antes da crise, projetava-se que a indústria receberia US$ 20 trilhões em investimentos até 2035. O preço terá que se reequilibrar.”
Oriente Médio mais instável
A queda do preço do petróleo deverá trazer mais instabilidade à região que reúne 30% da produção mundial da commodity. O governo saudita deve reduzir em 20% seu orçamento neste ano e já cogita a abertura de capital da estatal Aramco, detentora das maiores reservas de petróleo do mundo. “O risco político e econômico cresce no Oriente Médio e no mundo, em países como Venezuela, Brasil e Rússia”, afirma o diretor para o Brasil do Eurasia Group, João Augusto de Castro Neves.
A queda do preço do petróleo cria dificuldades de investimentos públicos de grandes produtores, reduz o caixa das empresas de energia e pode elevar o desemprego na indústria. Essa combinação poderá trazer mais volatilidade ao mercado de petróleo e pressões de curto prazo sobre o preço da commodity.
“O Oriente Médio continuará sendo um barril de pólvora e novas instabilidades podem surgir, o que pode retirar do mercado, de um momento para outro, um ou dois milhões de barris/dia, o que elevaria o preço no curto prazo”, afirma o professor Edmar de Almeida, da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
Acordo sobre clima
A reunião sobre o clima, realizada em Paris em dezembro, reforça uma nova realidade para o setor: o petróleo perderá sua relevância, gradualmente, ao longo das próximas décadas, com investidores e governos analisando investimentos em fontes renováveis.
Os 195 países representados na Conferência do Clima chegaram a um acordo, que valerá a partir de 2020, pelo qual se obrigam a participar do controle dos efeitos das mudanças climáticas. O objetivo de longo prazo do acordo é manter o aquecimento global abaixo de 2º C. O acordo faz referência a esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5º C.
Em paralelo, crescerá a pressão sobre as empresas. Após o encontro, fundos de pensão dos EUA, como o New York State Common Retirement e o de aposentados da Universidade da Califórnia, começaram a exigir das petroleiras nas quais investem informações sobre o que fazem para se preparar para a economia de baixo carbono.
Neste mês, aqueles fundos requisitaram à Exxon Mobil, na qual têm mais de US$ 1 bilhão investidos, relatórios sobre o impacto que as políticas de contenção do aquecimento global terão sobre os ativos da petroleira. “Isso deve ter uma evolução lenta, mas o clima é uma variável essencial para se compreender o novo contexto do petróleo que vivemos”, diz Lavinia Rocha de Hollanda, da FGV Energia.
Renováveis ganharão espaço
Além de indicar um futuro em que os combustíveis fósseis perdem gradualmente importância, o acordo de Paris deve mudar uma regra usual no setor de petróleo: quando a cotação do barril disparava, investimentos em energias renováveis eram acelerados; quando o preço caía, os incentivos eram reduzidos. “O petróleo funcionou por décadas como preço diretor das fontes de energia, mas agora podemos assistir ao início do fim dessa era”, diz Helder Queiroz, ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP). Hoje, essas fontes respondem por 3% da matriz energética mundial, mas com tendência de expansão. Para Queiroz, a velocidade de penetração de novas tecnologias, como o carro elétrico e a energia solar, dependerá da criação de políticas públicas de incentivo para essas fontes.
No Brasil, o acordo deverá reforçar investimentos em energias alternativas, como eólica e solar. Em 2024, a energia hidrelétrica responderá por 58% da matriz energética do país, distribuindo-se o restante entre eólica (11%), solar (3%) e térmica (14%), segundo estimativas preliminares da Empresa de Pesquisas Energéticas.
O desafio do Brasil será destravar um novo ciclo de investimentos no setor sucroalcooleiro, atingido pelo alto endividamento e pela política de controle dos preços dos derivados de petróleo, vigente entre 2009 e 2013. Mais de 60 usinas de açúcar e álcool fecharam as portas nos últimos quatro anos, e o país teve que importar etanol de milho dos EUA, em alguns momentos. “O mercado mundial de biocombustíveis também não decolou, o que reduziu o incentivo aos produtores nacionais”, diz Daniel Rocha, diretor-executivo da Accenture Strategy e líder da indústria de energia.
Fim do petróleo está longe?
Salvo alguma revolução tecnológica de grande impacto, o petróleo continuará liderando a matriz de energia mundial, pelo menos nos próximos 20 anos. As economias emergentes, principais motores da demanda, são altamente dependentes de combustíveis fósseis. No Brasil, que responde por 3% do consumo de derivados no mundo, metade da demanda energética se origina do setor de transportes, com as rodovias respondendo por 60% da circulação de mercadorias.
Mesmo nos países desenvolvidos, a fatia dos combustíveis fósseis ainda é elevada. Nos EUA, que elevaram sua produção com a exploração do xisto e reduziram as importações, o preço dos combustíveis vendidos no mercado interno caiu. “Resultado: a venda de carros utilitários que consomem diesel respondeu, em 2015, po 58% do mercado de veículos, acima dos 50% verificados entre 2009 e 2012. E o número de milhas percorridas pelos americanos cresceu 3,5% no ano passado”, observa Ricupero.
A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que, em 2035, o petróleo, o gás natural e o carvão fornecerão 75% da energia consumida no mundo.
Mais desafios para o Brasil
Previa-se que, na metade da próxima década, o Brasil poderia exportar 1,5 milhão de barris/dia, o triplo do patamar atual, tornando-se um dos dez maiores produtores e exportadores do mundo e resolvendo dois problemas históricos da economia: energia e balanço de pagamentos. “O crescimento da curva de produção deve ser visto com cautela. Novos projetos terão dificuldade de implementação”, afirma Olinto, da Accenture Energy.-
Para Szklo, da Coppe/UFRJ, o país deve exportar entre 800 mil barris/dia e um milhão de barris/dia, e não 1,5 milhão, antes previstos, principalmente por efeito da alta produtividade de alguns campos do pré-sal, como o de Libra. Hoje, são exportados 500 mil barris/dia. Com os projetos de novas refinarias paralisados e as ampliações em atraso, a capacidade de refino deve ficar praticamente estagnada, aumentando apenas cerca de 10%, para 2,3 milhões de barris/dia processados. Enquanto isso, a produção de petróleo deverá chegar a 3 milhões de barris/dia, o que faz com que a fatia da exportação possa crescer.
Enquanto a taxa de declínio de produção dos poços da Bacia de Campos está em 15%, o pré-sal já responde por quase 900 mil barris diários, quase 40% da produção nacional.
Os preços baixos devem atrasar novos projetos. Nas simulações da Coppe/UFRJ, a viabilidade do campo de Libra está em US$ 30, enquanto o de Júpiter é inviável a US$ 40. “O pré-sal não é heterogêneo. Há campos que são bilhetes premiados, outros nem tanto e alguns são armadilhas. Quanto mais tempo o preço ficar baixo, mais os projetos podem atrasar”, afirma Szklo.
O preço do petróleo em baixa reduz a geração de caixa da Petrobras, que enfrenta alto endividamento (no terceiro trimestre, a relação entre endividamento líquido e geração de caixa ajustada chegou a 5,2 vezes, bem acima do ideal, que seria três vezes). Em um dos cenários com que trabalha, Daniel Rocha, diretor-executivo da Accenture Strategy, prevê que a Petrobras pode chegar ao início de 2017 com um déficit de US$ 20 bilhões em caixa, em uma simulação com o preço do petróleo a US$ 50. Isso exigiria uma capitalização de R$ 100 bilhões, com exigência de participação da União, controladora, em um momento de dificuldades do Tesouro.
Abertura no mercado nacional
Para reduzir a dívida, a Petrobras pretende se desfazer de US$ 57 bilhões de ativos, entre campos de petróleo, participações em térmicas, em gasodutos e na petroquímica Braskem. “Isso pode representar uma nova abertura do setor de petróleo, depois da lei 9.478, de agosto de 1997, que quebrou o monopólio da Petrobras no setor, mas atrair investidores dependerá da mudança de regras. A concorrência é grande. O México tornou-se um importante polo de atração de investimentos depois que abriu a exploração e a produção de petróleo à iniciativa privada. Nos EUA, as possibilidades trazidas pelo xisto também estimularam o interesse por investimentos, diz Castro Neves, do Eurasia Group.
Sancionada pelo Congresso em 2010, quando o barril era negociado a US$ 100, a regulação vigente estipula que, nos campos a serem ofertados no pré-sal, a Petrobras seja operadora única e detenha participação mínima de 30% nos blocos. “A mudança será feita por necessidade e não por convicção”, observa Castro Neves. Em sua visão, governadores e prefeitos de cidades dependentes de royalties vão defender alterações na legislação, sob uma matemática simples: mais empresas investindo no pré-sal, mais produção, mais dinheiro na economia, mais royalties para o caixa.
O petróleo em baixa deve reduzir a pressão sobre as contas externas. Nos cálculos do economista Fabio Silveira, da GO Associados, o déficit do setor, que inclui as importações de gás, deve cair para US$ 7,5 bilhões em 2016, depois de ter chegado a US$ 11,2 bilhões. “A estagnação da produção nacional de óleo e derivados impedirá uma redução ainda maior”, observa. O impacto nas contas externas já foi muito maior: em 1981, as importações de petróleo respondiam por metade das compras externas brasileiras.
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