Petrobrás: o que está em jogo é a corrupção?
por Cibele Vieira, no site da FUP (Federação Única de Petroleiros), sugerido por João Antônio Moraes
Por mais que sempre ouçamos falar que o petróleo mundial vai acabar, a verdade é que, desde 2008, com a crise do capitalismo, vemos a demanda caindo ao mesmo tempo em que a oferta tem aumentado.
Houve novas descobertas como o pré-sal (Brasil e Argélia), o petróleo não convencional Xisto (EUA) e Areia Betuminosa (Canadá), assim como um aumento da produção nos países da OPEP devido a uma maior estabilidade política depois da “Primavera Árabe”. (Vale ressaltar que estudos apontam a inviabilidade da exploração do Xisto em longo prazo).
O que estamos vendo no mercado mundial de petróleo nada mais é do que a lógica de dumping: abaixa-se o preço para eliminar concorrentes e depois ter um maior controle sobre os preços. O valor do barril que chegou a ser mais do que U$120 agora está U$66.
Apesar do raciocínio ser esse, não é fácil sua caracterização porque a derrubada dos preços não necessariamente é abaixo do custo de extração que assim como a dependência da economia dos países produtores de petróleo variam. Sendo assim, países como Arábia Saudita e Estados Unidos podem trabalhar com um preço inferior do que Rússia e Venezuela, por exemplo.
O preço de exploração divulgado pela Petrobrás é de U$14 (sem participações governamentais) e estima-se U$50 somando tudo, inclusive os investimentos para a descoberta. Portanto, a exploração, mesmo com a queda dos preços, continua viável. Porém os investimentos de U$141 milhões por dia e o conteúdo nacional, nem tanto. Os investimentos que planejam colocar o Brasil como quarto ou quinto maior produtor mundial de petróleo.
É nesse contexto, de luta pelo controle do preço mundial, que se situam os ataques à Petrobrás, camuflados de combate a corrupção. Denunciamos no ano passado a espionagem americana no Brasil e no México (não à toa, houve a quebra do monopólio mexicano de petróleo).
Se as empresas estrangeiras não certificarem o balanço da Petrobrás, esta não poderá mais negociar ações e terá muitas dificuldades para financiamentos. No ano que vem já estão previstos dois leilões de petróleo no Brasil, dos quais estão fazendo de tudo para que a Petrobras sequer possa participar. O jornal “O Globo” já questiona abertamente a lei de partilha que garante a participação e controle da Petrobrás no pré-sal.
Se não conseguiram vencer as eleições, não conseguiram entregar de vez o nosso petróleo para o EUA, vão tentar inviabilizar a Petrobrás tanto nos investimentos quanto em conseguir novas reservas de petróleo. Se o mercado quer nos estrangular será que não é a hora de fazer o inverso e tornar a Petrobrás 100% pública?!
Cibele Vieira, petroleira e coordenadora geral do Sindipetro Unificado do Estado de São Paulo
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AS PROFECIAS AUTO-REALIZÁVEIS DOS MERCADOS
OU: AS CRISES PRÉ-FABRICADAS DO PETRÓLEO
ANALOGIA 2008 2014
Em Dezembro de 2008, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE)* elaborou
um estudo científico para o Ministério de Minas e Energia (MME) do Brasil,
intitulado “CONTEXTO MUNDIAL E PREÇO DO PETRÓLEO: UMA VISÃO DE LONGO PRAZO”,
tratando da evolução do preço internacional do Petróleo até o ano 2035,
fazendo projeções verdadeiramente espetaculares, quase premonitórias, visto que na época o Pré-Sal recém havia sido descoberto pela Petrobras
e nem se cogitava em falar de superprodução de Gás de Xisto nos United States.
Excerto 1:
Apresentação
Em meados de 2008, com os preços do petróleo (Brent) atingindo US$ 144/b, alguns analistas previram que as cotações de petróleo alcançassem US$ 150-200/b em final de 2008 e US$ 400/b em 2009.
Tal viés de alta nas projeções de preços do petróleo era reafirmado a cada nova revisão de boa parte dos analistas, a despeito do patamar já elevado dos preços, dos riscos crescentes de desaceleração da economia norte-americana e dos indícios de “destruição de demanda” por combustíveis nos países desenvolvidos (em particular, nos EUA).
Foi nesse contexto (maio-junho 2008), de viés de forte alta de cotações diárias do petróleo, que a EPE elaborou sua visão de longo prazo para os preços de petróleo.
Na visão da EPE, o preço médio anual do petróleo Brent dever–se-á estabilizar entre US$ 70/b e US$ 75/b em termos reais no médio prazo e retomar um viés moderadamente ascendente no longo prazo.
Ressalte-se que, embora a cotação diária se encontrasse acima de US$ 130/b em junho de 2008, a projeção do preço médio do Brent realizada pela EPE para 2008 foi de US$ 102,26/b (a preços contantes de maio/2007).
Estimativas preliminares indicam que a média anual do preço do petróleo Brent em 2008 deve fechar próxima a esse valor.
O acirramento da crise financeira dos EUA e o contágio da economia mundial devem afetar os preços do Brent projetados pela EPE para 2009 e 2010.
Todavia, a magnitude, a extensão (contágio para outros países) e a duração da crise econômica atual ainda se encontram em meio a muitas incertezas.
Por conseguinte, os próprios condicionantes das projeções dos preços de petróleo permanecem bastante indefinidos.
De fato, considera-se que ainda não houve tempo suficiente para se avaliar adequadamente os efeitos das ações governamentais em todo o mundo em reação à crise econômica, o que influenciará a magnitude, a extensão e a duração da crise e a própria dimensão da “destruição de demanda” por petróleo para 2009 e 2010.
Assim, se, em maio-junho de 2008, a equipe da EPE julgava haver uma exacerbação do viés de alta nas projeções de preços de petróleo (“overshooting”), a forte correção das projeções dos preços de petróleo
– no pânico, alguns analistas revisaram, de uma única vez, em 30-40% para baixo suas projeções de preços médios de petróleo para 2009 -,
em meio a tantas incertezas sobre as condições de contorno, sugere que pode estar havendo uma inversão demasiadamente forte das expectativas (“undershooting”) para 2009.
Obviamente, o impacto da crise econômica mundial sobre os fundamentos do mercado de petróleo pode vir a justificar tal revisão, mas, nesse momento, parece precoce empreender uma correção dessa dimensão, em poucos meses, e sem uma base de informações mais sólida (o prolongamento da recessão é um cenário possível, mas não é o único).
As necessidades intrínsecas de análises realizadas para agentes econômicos que operam no mercado de petróleo no curto prazo parecem justificar essas revisões tão bruscas, antes de se obter informações mais detalhadas sobre a magnitude, a extensão e a duração da crise.
Sobretudo, é fundamental ter em mente que as ações governamentais em todo o mundo podem contribuir decisivamente para atenuar os efeitos da crise sobre a economia real e, por conseguinte, sobre o mercado de petróleo.
Como o objetivo desse estudo é prover uma visão de longo prazo, que contribua para o planejamento do setor energético, optou-se por aguardar até a consolidação das estatísticas econômicas mundiais do quarto trimestre de 2008, previstas para março-abril de 2009, antes de se reavaliar as premissas utilizadas pela EPE na projeção de longo prazo do preço internacional do petróleo.
Afinal, já há “ruídos” demais no mercado em função da extrapolação de análises de curto prazo.
Nesse sentido, essa nota técnica foca na análise dos fundamentos de mercado para o ciclo de alta do preço do petróleo entre 2003 e meados de 2008, bem como projeta o preço do petróleo no longo prazo a partir da visão da EPE para os fundamentos de mercado nas próximas décadas.
1. Introdução
Nunca foi tarefa fácil prever a evolução dos preços internacionais de petróleo em função da complexidade de interesses dos agentes e dos fatores envolvidos: crescimento econômico mundial, evolução das reservas e da produção mundial, variação de estoques, evolução do perfil de demanda, eficiência energética, preços dos produtos substitutos, condições climáticas, ocorrência de eventos de geopolítica, estratégias de mercado dos produtores (em particular, da OPEP) e dos grandes países consumidores (política energética etc.), especulação nos mercados futuros e suas implicações sobre o mercado spot etc.
Em suma, as variáveis envolvidas são muitas e com um amplo leque de possibilidades de evolução, fazendo com que a resultante final seja repleta de incertezas.
Em alguns momentos, diversas dessas variáveis assumem trajetórias de evolução bem comportadas, facilitando o trabalho de projeção de preços de petróleo.
O momento atual, porém, caracteriza-se por grandes incertezas acerca do comportamento de diversas variáveis relevantes, tornando a projeção de preços particularmente desgastante.
Não é por outro motivo que a faixa de projeções de preços de petróleo tem se tornado, progressivamente, mais ampla nos últimos anos.
O presente trabalho enquadra-se no esforço, progressivo, da EPE de elaboração de estudos próprios de mercado e de preço internacional de petróleo no âmbito do planejamento energético nacional.
A relevância de se realizar estudos próprios ficou mais evidente nos últimos anos.
Isto porque o aumento da incerteza torna as projeções de preços mais sensíveis às visões de futuro das instituições que as executam, bem como ao risco de “tendenciosidade” na elaboração de cenários (conflito de interesses decorrente do fato de que algumas instituições também atuam nos mercados de futuros de petróleo).
Assim, o objetivo deste estudo é analisar os fundamentos de mercado que levaram a alta de preços de petróleo entre 2003 e 2008 para traçar os cenários de demanda e oferta de petróleo no longo prazo.
Para tal, esse trabalho encontra-se dividido em duas seções.
Na primeira, discutem-se os fatores que motivaram a alta dos preços do petróleo.
Na segunda, apresenta-se a visão da EPE para o comportamento desses fatores no longo prazo, bem como a projeção de preço de petróleo Brent realizada pela empresa.
(*) A EPE é uma empresa pública, vinculada ao MME, instituída nos termos da Lei n° 10.847, de 15 de março de 2004, que tem por finalidade prestar serviços na área de estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o Planejamento do Setor Energético no BraSil, tais como energia elétrica, petróleo e seus derivados, gás natural, carvão mineral, fontes energéticas renováveis e eficiência energética, dentre outras.
(http://www.epe.gov.br/Petroleo/Documents/Estudos_29/Contexto%20Mundial%20e%20Pre%C3%A7o%20do%20Petr%C3%B3leo%20Uma%20Vis%C3%A3o%20de%20Longo%20Prazo.pdf)
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ANALOGIA 2008 -> 2014
Ministério de Minas e Energia (MME)
Empresa de Pesquisa Energética (EPE)
“CONTEXTO MUNDIAL E PREÇO DO PETRÓLEO:
UMA VISÃO DE LONGO PRAZO”
Excerto 2:
2.2.3. Recrudescimento da Geopolítica:
Acesso às Reservas de Petróleo, Capacidade Ociosa e Eventos Sócio-Políticos
Outro fator que explica a progressiva alta dos preços internacionais do petróleo é o recrudescimento da geopolítica como elemento fundamental da produção mundial de petróleo.
Após um período em que o petróleo era visto como “uma commodity como outra qualquer”, fruto de uma dinâmica de mercado balanceada, os aspectos geopolíticos recuperaram sua relevância na determinação dos preços de petróleo.
Acesso às Reservas de Petróleo
Um dos aspectos geopolíticos que tem afetado a expansão da produção de petróleo no mundo nos últimos anos – e, por conseguinte, contribuído para a alta de preços –
é a dificuldade de acesso às reservas de petróleo de menor custo por parte
das Companhias Internacionais de Petróleo (International Oil Companies – IOCs):
[Exxon (U.S.A.), Chevron/Texaco (U.S.A.), BP (UK), Shell (UK/Holanda), Total (França)]
vis-à-vis as Companhias Nacionais de Petróleo (National Oil Companies – NOCs):
[CNPC (China), Gazprom (Rússia), National Iranian Oil Company (Irã), Petrobras (BraSil), PDVSA (Venezuela), Petronas (Malásia), Saudi Aramco (Arábia Saudita)]
Nos anos 70, as IOCs tinham acesso a 84% das reservas mundiais.
Esse quadro que se inverte já nos anos 80, com o acesso das IOCs se reduzindo a 18% das reservas mundiais.
Mais recentemente, no ano de 2005, aproximadamente 65% das reservas mundiais
estavam sob controle integral de companhias nacionais – NOCs,
sobretudo em países-membro da OPEP.
Em 2006, devido a alterações nos marcos legais de vários países
(Venezuela, Bolívia e Rússia, por exemplo),
o controle integral das NOCs alcançou 77% das reservas mundiais,
enquanto o acesso integral às reservas pelas IOCs atingiu apenas 6%
e o acesso em associações ou partilha com as NOCs manteve-se em torno de 11%.
Os 6% restantes ficaram com empresas independentes russas.
Essa maior dificuldade de acesso às reservas pelas IOCs tem tornado a produção de petróleo mais sujeita às estratégias de produção definidas pelos governos dos países produtores de petróleo (boa parte, países-membro da OPEP), que detêm o controle das NOCs.
Além das estratégicas dos governos, as próprias restrições financeiras e tecnológicas as quais várias das NOCs são submetidas, visto que devem disputar recursos financeiros com outras prioridades desses países, também limitam o ritmo de investimento em E&P.
Capacidade Ociosa
A retomada do poder de intervenção da OPEP sobre o mercado de petróleo
é outro aspecto fundamental para o recrudescimento da geopolítica
como elemento de determinação dos preços internacionais do petróleo.
Tal retomada é explicada, em boa medida, por condicionantes abordados anteriormente: crescimento robusto da demanda por petróleo e fraca expansão da produção em países Não-OPEP.
Estes condicionantes básicos de mercado, aliados ao realinhamento
político-estratégico dos países da OPEP a partir de 2000 [*],
ampliaram a dependência do mercado à provisão da oferta marginal
de petróleo pela OPEP (“call on OPEC”) e, por conseguinte,
o poder da OPEP de influenciar os preços internacionais.
*[O realinhamento político-estratégico da OPEP foi formalizado pela criação do mecanismo de bandas de preços para a cesta OPEP, na tentativa de estabilizar os preços de mercado no longo prazo.
Isto porque as crises econômicas nos anos 90 (México, Sudoeste Asiático, Rússia e Brasil) e as disputas por participação de mercado (market-share) entre os países-membro (em particular, Arábia Saudita e Venezuela) fizeram com que os preços do petróleo atingissem cotações bem abaixo dos US$ 20/b, em vários momentos (US$ 10/b em 1998), afetando, fortemente, os fluxos de caixa dos empreendimentos e as próprias finanças dos países da OPEP.
O objetivo do mecanismo de bandas era manter os preços do petróleo, melhor, da cesta de referência da OPEP (ORB), no intervalo de US$ 22-28/b (OPEC, 2003).
A partir de 2004, com o desbalanceamento entre oferta e demanda de petróleo, a cesta de referência da OPEP passou a registrar cotações consistentemente acima do teto da banda de preços (US$ 28/b), levando a OPEP a abandonar o mecanismo em 2005 (OPEC, 2005).]
Entre 2003 e 2004, a OPEP parece ter tentado estabilizar o mercado e os preços do petróleo, expandindo sua produção incremental para atender ao crescimento da demanda incremental, à custa da ocupação de sua capacidade ociosa.
No entanto, entre 2005 e 2007, a estratégia de produção da OPEP parece ter sido a de não prover integralmente a oferta marginal do mercado de petróleo (“call on OPEC”), deixando que a demanda incremental pressionasse os preços de petróleo e que o equilíbrio do mercado fosse alcançado pela entrada de produtores de líquidos com maior custo marginal – águas ultraprofundas, areias betuminosas, combustíveis sintéticos de gás (GTL) e carvão (CTL) e biocombustíveis.
Tal reversão de estratégia da OPEP contribuiu fortemente para a progressiva alta dos preços de petróleo.
Ressalte-se que, apesar da demanda robusta e da significativa redução da capacidade ociosa de produção em 2003-2005, não houve por parte da OPEP um esforço efetivo para expandir sua capacidade de produção de petróleo.
Assim, o mercado de petróleo permaneceu “apertado” (demanda muito próxima da capacidade de produção mundial), introduzindo uma pressão estrutural sobre os preços do petróleo. Isto porque, num mercado de concorrência imperfeita como o do petróleo, a capacidade ociosa, similarmente aos estoques, funciona como uma variável de “folga” para ajustar eventuais desbalanceamentos entre oferta e demanda, tornando o preço mais estável.
De tal forma que os eventuais desbalanceamentos de oferta e demanda de petróleo sobre os preços de mercado serão arrefecidos ou ampliados em função da existência ou não de capacidade ociosa.
Por conseguinte, a manutenção de baixos patamares de ociosidade levou a uma forte volatilidade dos preços nos últimos anos.
Mais ainda, com a capacidade ociosa num nível tão reduzido, a mera possibilidade de ocorrência de restrições de oferta (paradas de unidades de produção devido a acidentes, furacões e eventos geopolíticos) ou de um crescimento adicional inesperado da demanda (inverno mais frio ou maior mobilidade das famílias no verão) é suficiente, não só para gerar volatilidade, mas também para adicionar componentes de demanda por precaução (garantia do fornecimento futuro) e por especulação (arbitragem dos preços presente e futuro), exacerbando o viés de alta dos preços por petróleo.
Em outras palavras, o temor ou a expectativa de ocorrência de um evento negativo por si só já eleva o patamar de preços do petróleo.
De fato, num “mercado apertado”, já pressionado por custos mais elevados de E&P e com demanda pouco elástica ao preço, a correlação de forças no mercado fica a favor do vendedor, estabelecendo um viés de alta do patamar de preços.
Assim, à medida que a capacidade ociosa atinge níveis reduzidos, os preços de petróleo vão se tornando, progressivamente, mais altos e vice-versa…
Não por outro motivo, a baixa capacidade ociosa de produção da OPEP (na prática, da Arábia Saudita) tem sido apontada como um dos principais fatores que explicam a alta de preços do petróleo nos últimos anos (Shore e Harckworth, 2004; Shore e Harckworth, 2007; Al-Soof, 2007; Fattouh, 2007).
Cabe destacar o papel da modificação da estratégia de mercado e de investimentos da OPEP sobre a manutenção de um “mercado apertado”.
Historicamente, a OPEP assumia o papel de manter capacidade ociosa para estabilizar o mercado de petróleo.
Com uma capacidade ociosa de 4 milhões bpd, era possível assegurar uma boa margem para acomodar pressões de demanda de curto prazo.
Todavia, quando a demanda caía, a OPEP cortava a produção para sustentar o preço e, por conseguinte, ampliava sua capacidade ociosa bem além da margem de segurança (4 milhões bpd).
Naturalmente, a operação desse sistema e a antecipação dos investimentos para manter a margem de segurança têm custos financeiros associados, os quais eram assumidos basicamente pela Arábia Saudita, que realizava o papel de produtor swing – i.e., aquele que estabiliza o mercado: amplia a produção quando há pressão de demanda e restringe a produção quando a demanda arrefece.
A partir de 2003, contudo, a Arábia Saudita passou a expandir marginalmente sua capacidade de produção, sem buscar recuperar a margem de segurança de capacidade ociosa que foi ocupada para atender o forte crescimento da demanda dos últimos anos.
Tal movimento, como já mencionado, empurrou os preços de petróleo para patamares ainda mais elevados, pois não havia mais margem de acomodação no mercado internacional.
Eventos Sócio-Políticos
Por fim, cabe destacar que, se os fundamentos de oferta e demanda por si só já configuravam uma situação de mercado “apertado”, o surgimento de tensões sócio-políticas em áreas produtoras importantes como a Venezuela, a Nigéria, o Iraque, o Irã, e a Rússia gerou novas dificuldades para a expansão da produção mundial nos últimos anos.
Num mercado que já se encontrava “apertado”, tais eventos ampliaram a percepção de vulnerabilidade da oferta (maior risco de interrupção do fornecimento), o que, obviamente, somou um prêmio adicional significativo ao preço internacional do petróleo.
(http://www.epe.gov.br/Petroleo/Documents/Estudos_29/Contexto%20Mundial%20e%20Pre%C3%A7o%20do%20Petr%C3%B3leo%20Uma%20Vis%C3%A3o%20de%20Longo%20Prazo.pdf)
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Excerto 3:
2.3. Novos Fatores: Especulação e Eventos Climáticos Extremos
Especulação
O incremento de posições em petróleo no portfólio de investimento de fundos financeiros também adicionou um prêmio extra aos preços do petróleo no mercado internacional.
Esse movimento se iniciou com a crise da “nova economia” (simbolizada no forte ajuste da NASDAQ em 2000), segundo Machado e Szklo (2006) quando os investidores de mercado de capitais passaram a buscar alternativas financeiras para aplicar seus recursos.
Assim, tais investidores passaram a aumentar suas operações no mercado de futuro de petróleo, derivados e gás natural, bem como em outras commodities (alimentos, metais etc.).
O resultado desse movimento foi a adição de um forte componente especulativo à demanda de petróleo, buscando obter valorização financeira na arbitragem entre preços presente e futuro – os Mercados Futuros são utilizados de forma defensiva por produtores e consumidores (‘hedge’ de operações comerciais) e de forma especulativa por investidores financeiros (arbitragem de preços presente e futuro). Todavia, ‘hedge’ e especulação são duas faces da mesma moeda: é a especulação que fornece a liquidez necessária para o ‘hedge’.
Assim, o petróleo passou a assumir também uma função de reserva de valor (ativo financeiro).
Tal função foi ampliada em decorrência do processo de depreciação do dólar nos últimos anos, catalisado no primeiro semestre de 2008 pela crise da sub-prime e pelos déficits gêmeos (público e externo) crescentes nos EUA.
Por conseguinte, verificou-se no mercado um aumento drástico nas transações envolvendo papéis de petróleo nos últimos anos.
A relação de papéis de petróleo negociada no NYMEX para cada barril de petróleo vendido no mercado aumentou de 6 para 18 nos últimos cinco anos.
Em outras palavras, pode-se dizer que no início de 2008 já exista para cada barril “físico” de petróleo negociado o volume de 18 barris “de papel” no mercado de futuro (OPEC, 2008).
No contexto do mercado de petróleo (baixa capacidade ociosa, tensão geopolítica e demanda robusta) e de liquidez financeira dos últimos anos, “qualquer notícia” associada à capacidade de oferta ou a variações na demanda de petróleo geravam movimentos especulativos significativos (Machado e Szklo, 2006).
Tal fenômeno gerou não apenas maior volatilidade, ampliando a incerteza
sobre as cotações futuras, mas também elevou o patamar de preços de petróleo, associado à demanda especulativa no mercado futuro.
[A OPEP, em 2005, estimou em US$ 15/b o prêmio nos preços de petróleo decorrente de movimentos especulativos. O Senador norte-americano Joe Lieberman estimou, recentemente, que sem a demanda especulativa o preço do petróleo poderia cair de US$ 140/b para US$ 60/b, atribuindo o sobrepreço de US$ 80/b à especulação (Lieberman, 2008)].
Isto porque o especulador traz para o presente a condição de escassez ou abundância esperada para o futuro, buscando lucrar com a arbitragem dos preços (Bernanke, 2004; Short, 2008).
Em vários momentos, as posições contratadas se revelam compatíveis com os fundamentos de mercado em seu vencimento, e o especulador ganha; em outros momentos, as posições contratadas se mostram equivocadas na data da liquidação, e o especulador perde.
Num mercado apertado e marcado pela ocorrência de tensões sócio-políticas e eventos geopolíticos, não se deve estranhar que as posições especulativas se concentrem na perspectiva de elevação dos preços do petróleo.
Além disso, o próprio mercado spot passou a ser influenciado pelos movimentos no mercado futuro, contaminando o presente (Stevens, 2004; OPEC, 2005), bem como criando uma espécie de “Profecia Auto-Realizável”.
[Na teoria econômica, “Profecia Auto-Realizável” ocorre quando agentes econômicos estabelecem um cenário que altera suas próprias ações e, provavelmente de outros agentes, o que acaba por tornar verdadeiro o cenário estabelecido inicialmente. Por exemplo, se um conjunto de agentes acredita num cenário de preço alto de petróleo e, por isso, aumentam suas posições em petróleo, o preço do petróleo subirá. Posteriormente, se a premissa de alta de preços não se confirmar, haverá um ajuste na carteira de investimento, reduzindo a posição em petróleo, de tal forma que os preços cairão.]
Tal situação criou um espiral de alta de preços, exacerbando a visão de escassez estrutural no mercado de petróleo.
Eventos Climáticos Extremos
Além de fatores geopolíticos (como guerras, greves, decisões unilaterais de empresas ou governos etc.), aumento do risco de restrições adicionais de oferta de petróleo também se associou à ocorrência de eventos climáticos extremos que pudessem interromper as atividades de E&P no Golfo do México.
Assim, pode-se dizer que a maior freqüência e intensidade de furacões e tempestades tropicais no Golfo do México nos últimos anos também contribuíram para as oscilações e acirrar as altas no preço do petróleo.
No período de 1995 a 2001, ocorreram 26 eventos, sendo 2 de alta intensidade (nenhum de categoria máxima), que resultaram na interrupção do fornecimento de 4,6 bilhões de barris de petróleo no Golfo do México.
Já no período de 2002 a 2007 foram verificados 35 eventos, sendo 9 de alta intensidade (4 de categoria máxima), são eles: Isidore (2002), Ivan (2004), Katrina (2005), Rita (2005) e Dean (2007).
A produção de petróleo sacrificada neste período foi de 6,0 bilhões de barris, um valor 29% superior ao período 1995-2001.
Os números finais da passagem dos furacões Katrina (agosto/2005) e Rita (setembro/2005) foram 113 plataformas totalmente destruídas e 52 severamente danificadas e interrupção de 25% da produção de petróleo do Golfo do México (103 milhões barris).
No abastecimento (downstream), o custo da interrupção na oferta de derivados foi o equivalente a 6,9 milhões barris/dia, seja pela falta de petróleo para processamento, seja pela danificação direta das refinarias e da rede de distribuição (EIA, 2008e).
Naturalmente, deve-se considerar que a importância que a especulação e os eventos climáticos extremos adquiriram nos últimos anos está muito relacionada ao contexto de mercado apertado.
Num mercado folgado (maior capacidade ociosa), esses fatores não teriam a mesma relevância, pois haveria margem para a absorção dos choques de oferta e de demanda.
(http://www.epe.gov.br/Petroleo/Documents/Estudos_29/Contexto%20Mundial%20e%20Pre%C3%A7o%20do%20Petr%C3%B3leo%20Uma%20Vis%C3%A3o%20de%20Longo%20Prazo.pdf)
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Excerto 4:
3. Perspectivas de mercado e do preço do petróleo: visão de longo prazo
Após discutir os motivos que levaram a alta de preços de petróleo entre 2003 e 2008, cabe, então, avaliar as perspectivas de mudanças nos fundamentos de mercado nas próximas décadas.
O objetivo desta seção é apresentar a visão de longo prazo da EPE sobre a trajetória de evolução dos fundamentos do mercado de petróleo, bem como a própria projeção do preço do petróleo.
3.2. Cenário de Oferta
As premissas de crescimento da produção mundial de petróleo derivam das projeções realizadas em EPE (2008b).
No referido estudo, desenvolveu-se um método baseado num modelo matemático de processo de descarga aplicado a um estoque finito (caso de combustíveis fósseis e jazidas minerais), elaborado por Silva e Rodrigues (1996), a fim de projetar a produção mundial de petróleo.
Os resultados encontrados nos estudos indicam que a ocorrência do “pico de produção” de petróleo no mundo poderia se situar entre os anos 2018 e 2046, em função da adoção de premissas de incorporação futuras de reservas (se mais ou menos otimistas).
Para o presente trabalho, adotaram-se as previsões do cenário mais otimista, a partir de 2010, por considerá-la mais de acordo com o alto patamar de preços de petróleo vigente desde 2003, que estimula atividades de E&P, e com cenários de referência de produção mundial disponibilizadas por outras instituições, como por exemplo (EIA, 2007a; OPEC, 2007; IEA, 2006).
As expectativas subjacentes a estes cenários são de que haverá entrada de capacidade adicional de oferta de petróleo (sobretudo, na Arábia Saudita, Angola e na região do Cáspio) nos próximos anos, de tal forma que a queda de produção em áreas maduras (em particular, Mar do Norte e EUA) serão mais do que compensadas nos próximos anos.
As próprias descobertas ocorridas no horizonte geológico do Pré-Sal no Brasil parecem apontar nessa direção, isto é, que as áreas em declínio serão compensadas pelas descobertas nas novas áreas.
Nos anos de 2008 e 2009, considerou-se as projeções de expansão da produção mundial de petróleo realizadas pelo EIA.
A fim de qualificar melhor essas premissas, o gráfico 16 fornece a evolução da variação anual da produção mundial de petróleo no período 1984-2006 e as premissas de projeção.
[A Manutenção do Poder da OPEP e a Influência da Arábia Saudita]
Uma hipótese implícita no comportamento da produção mundial de petróleo é que, em virtude das evidências de destruição de demanda em vários países desenvolvidos em meados de 2008 devido aos altos preços do petróleo, a OPEP defina uma nova banda de preços, formal ou informalmente, e procure estabilizar o mercado de petróleo.
Essa nova estratégia seria consistente com a visão, outrora vigente na OPEP, de evitar a destruição de demanda no longo prazo.
Como a maior parte das reservas provadas de petróleo encontram-se na OPEP (vide Gráfico 17: http://imgur.com/KvMsuKH), parece razoável assumir que a OPEP terá no futuro um grande poder para “gerenciar o mercado”.
No que se refere à projeção da capacidade ociosa, assumiu-se que o mercado se torne progressivamente mais “folgado”, moderando os preços do petróleo, como resultado da maturação dos investimentos em E&P ocorridos nos últimos anos e da desaceleração da economia mundial.
A ampliação da capacidade ociosa de produção da OPEP também se justifica por motivos geopolíticos.
[Motivações Geopolíticas da Arábia Saudita]
A Arábia Saudita tem dois tipos de motivações geopolíticas para investir na manutenção de capacidade ociosa: uma global e outra regional (Oriente Médio).
A motivação global diz respeito à retomada do papel de produtor swing de petróleo visando os benefícios econômicos e de política externa associados.
Os benefícios econômicos estão relacionados à estabilização do mercado, garantindo que o preço de longo prazo seja adequado tanto a rentabilidade dos investimentos, quanto a manutenção de uma demanda mundial por petróleo robusta.
Tal estratégia era historicamente adotada pela Arábia Saudita, mas parecia abandonada nos últimos anos (2005-2007).
As evidências de “destruição de demanda” em 2007 e 2008 e as perspectivas de investimento em outros combustíveis líquidos parecem estar contribuído para uma reavaliação da estratégia produtiva da Arábia Saudita (Fattouh, 2008) a fim de retomar uma postura mais ativa no gerenciamento de longo prazo do mercado, ao invés de simplesmente atender à demanda.
Ademais, a retomada da estratégia de estabilização do mercado via a manutenção de capacidade ociosa apropriada também dota a Arábia Saudita de um instrumento de política externa relevante.
O gerenciamento da capacidade ociosa pode ser utilizado para a obtenção de contrapartidas de política externa em favor das aspirações de inserção internacional – em 2005, por exemplo, a Arábia Saudita entrou na OMC –
e desenvolvimento econômico do governo Saudita (diversificação para petroquímica etc.).
Já a motivação regional relaciona-se a preocupações da monarquia Saudita com a crescente influência do Irã na geopolítica do Oriente Médio.
De acordo com especialistas em Oriente Médio, devido ao preço do petróleo alto, o governo do Irã estaria conseguindo ampliar sua influência regional financiando grupos políticos xiitas no Iraque e no Líbano, bem como avançar em seu programa nuclear, o que estaria alterando a correlação geopolítica local (Obaid, 2006; Talley, 2007; Jaffe e Elass, 2007).
Tais eventos estariam causando preocupações na monarquia Saudita, de origem Sunita, acerca do balanceamento de forças entre os grupos Sunitas e xiitas, de tal forma que já haveria correntes internas defendendo a utilização da oferta de petróleo “como arma” (Obaid, 2006; Talley, 2007; Jaffe e Elass, 2007).
Nessa lógica, a Arábia Saudita expandiria sua capacidade produtiva ao ponto de manter a capacidade ociosa necessária para estabilizar o mercado num patamar mais baixo de preços.
Num patamar entre US$70-90/b, a Arábia Saudita ainda teria uma receita adequada às necessidades de recursos para o seu desenvolvimento econômico – o próprio presidente da OPEP, Ministro Chakib Khelil, declarou recentemente que uma banda ideal seria entre US$ 70-90/b (Fattouh, 2008), o que é consistente com uma eventual mudança de estratégia da Arábia Saudita, conforme discutido-, mas reduziria significativamente o excedente de receita do Irã e, por conseguinte, sua capacidade de influir na geopolítica regional.
Embora o governo Saudita tenha desmentido tal estratégia, tendo inclusive dispensado o consultor de segurança nacional que vinculou a notícia em artigo no Washington Post (Obaid, 2006), o Plano Estratégico de Longo Prazo da Arábia Saudita prevê investimentos significativos em E&P, propiciando um incremento na capacidade de produção de 3,6 milhões bpd em 2011 (EIA, 2008f).
A Saudi Aramco também tem anunciado que planeja manter uma capacidade ociosa entre 1,5 e 2,0 milhões bpd para lidar com eventos inesperados que possam restringir a oferta mundial de petróleo (Karan, 2008; Mufti, 2008).
Todavia, especialistas têm comentado que a capacidade ociosa pode ultrapassar 3,0 milhões bpd até 2011 (Talley, 2007).
Implicitamente, assume-se, portanto, que a Arábia Saudita adotará uma estratégia que favoreça a estabilidade do mercado e um patamar de preços que não comprometa investimentos da indústria e as necessidades de renda do país, nem leve à destruição de demanda no longo prazo.
Como conseqüência do aumento da capacidade ociosa, os preços de petróleo devem ficar menos sensíveis aos movimentos especulativos derivados de eventos negativos geopolíticos e climáticos extremos, que ajudaram a exacerbar o viés de alta dos preços entre 2003 e meados de 2008.
Como conseqüência do aumento da capacidade ociosa, os preços de petróleo devem ficar menos sensíveis aos movimentos especulativos derivados de eventos negativos geopolíticos e climáticos extremos, que ajudaram a exacerbar o viés de alta dos preços entre 2003 e meados de 2008.
3.3. Projeção do preço internacional do petróleo – Cenário de Referência
Conforme nos itens anteriores, o cenário de evolução do mercado mundial para as projeções dos preços de petróleo realizadas pela EPE levou em conta as seguintes premissas:
• Desaceleração do crescimento econômico mundial (sobretudo, devido aos países desenvolvidos) reduz a pressão sobre os preços nos próximos anos.
No médio e longo prazo, converge-se para a tendência histórica de crescimento mundial;
• Expansão da produção mundial em resposta ao ciclo de alta de preços dos últimos anos;
• Aumento da capacidade ociosa (Arábia Saudita) também contribui para tornar o mercado “menos apertado”, ampliando a capacidade de absorção de eventos negativos de oferta e estabilizando o mercado no longo prazo;
• Mercado físico “mais folgado” reduz a demanda especulativa e, por conseguinte, a volatilidade e o viés de exacerbação da alta dos preços;
O Gráfico 19 (http://imgur.com/ZNMgRqY) apresenta o resultado das projeções de preços de Brent da EPE para o horizonte de 2035.
Como resultado de um mercado mais “folgado” (capacidade de oferta mais distante da demanda) já em 2009, os preços do petróleo sofrem uma correção de patamar até 2015 (vide Gráfico 19: http://imgur.com/ZNMgRqY).
Entre 2016 e 2026, os preços se estabilizam no patamar de US$ 75/b, voltando a subir a partir de então (2026) devido aos aumentos nos custos de E&P decorrentes da maturidade geológica das atuais áreas de fronteira, maior peso dos custos dos óleos não convencionais e maior internalização de custos ambientais.
O patamar piso entre 2016 e 2026 fundamenta-se na avaliação de diversos especialistas de que houve uma elevação do patamar mínimo de preços para colocação de petróleo no mercado internacional.
Atualmente, considera-se que o preço de mercado que viabiliza a oferta do
produtor marginal [*], ou o custo marginal de produção do mercado, esteja em torno de US$ 65-70/b (Currie, 2008; Lescaroux e Saniere, 2008).
Em outras palavras, é necessário adicionar à oferta mundial a produção de petróleo de empreendimentos com custos mais elevados a fim de satisfazer o nível vigente de demanda mundial por petróleo.
Nesse sentido, mantido o contexto vigente (demanda adicional atendida por produtores de maior custo), mesmo que o mercado fique mais folgado no longo prazo, não se deve esperar uma queda nos preços para um patamar inferior à US$ 65-70/b de maneira sustentada.
*[Denomina-se produtor marginal o produtor que equilibra o mercado “na margem”, i.e., aquele que oferta os últimos volumes requeridos para igualar a oferta e a demanda de mercado.
De acordo com a racionalidade econômica, em geral, tal produtor tem custos maiores do que os anteriores, o que implica no aumento do preço de mercado quando sua oferta adicional é requerida para equilibrar oferta e demanda.
Ressalte-se que, no mercado de petróleo, há produtores da OPEP (sobretudo, a Arábia Saudita) que poderiam atender a demanda a custos mais baixos que o produtor marginal atual (óleos extra-pesados canadenses).
Todavia, faz parte da estratégia dos países da OPEP permitir que o atendimento da demanda adicional seja feito pelo produtor de maior custo, de tal forma que os países-membros da OPEP, com menor custo, se apropriem da renda econômica (ricardiana) gerada no mercado.]
http://www.epe.gov.br/Petroleo/Documents/Estudos_29/Contexto%20Mundial%20e%20Pre%C3%A7o%20do%20Petr%C3%B3leo%20Uma%20Vis%C3%A3o%20de%20Longo%20Prazo.pdf
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Textos Adicionais Recomendados:
http://www.valor.com.br/internacional/2578624/arabia-saudita-pode-elevar-producao-de-petroleo-em-25-se-preciso
http://exame.abril.com.br/economia/noticias/arabia-saudita-produz-menos-mas-aumenta-oferta-de-petroleo
http://br.investing.com/commodities/brent-oil-historical-data
http://jornalggn.com.br/fora-pauta/as-reservas-da-petrobras-e-motivos-para-a-baixa-do-petroleo
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Darci
A Petrobrás tem força. Os petroleiros muita força. É preciso lançar uma campanha nacional lançada pelos petroleiros – pelos trabalhadores. Camisetas, adesivos, folhetos explicativos.
FrancoAtirador
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Enquanto essa Mídia Rafua, Fascista e Impatriótica
estiver assolando o BraSil, em prol das Corporações
de Matrizes Colonizadoras Estrangeiras Rapinadoras,
o Governo correrá atrás da cola, como cachorro louco.
E a Esquerda Nacionalista, monologando em círculos…
É hora de salvar o que resta do Patrimônio Nacional.
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FrancoAtirador
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Vem aí o Mentirão III:
O Escândalo do BNDES.
O IV será o da Caixa…
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