Evolução do preço dos principais combustíveis rodoviários (2004-2014) - Parte 2/2

Na sequência da análise preliminar feita aqui, segue uma análise mais técnica da (co-)relação entre os preços dos combustíveis rodoviários e o preço do petróleo.

É curioso constatar que nas 574 observações analisadas (observações semanais entre 2004 e 2014), o número de semanas em que houve aumentos de preços foi praticamente idêntico ao número de semanas em que houve descidas (nos preços dos três produtos).

Movimento	Gasolina	Gasóleo	Brent
Subida	52%	51%	49%
Manutenção	6%	5%	0%
Descida	42%	44%	51%

Quadro 2 – Percentagem de casos de subida, descida e manutenção de preços para a gasolina 95, gasóleo e Brent

Como é expectável que, dado o processo produtivo dos combustíveis, as oscilações do preço do crude não tenham impacto imediato no preço dos combustíveis calcularam-se as correlações admitindo diversos desfasamentos temporais (em semanas).

Desfasamento	Gasolina	Gasóleo
0 semanas	0,979	0,979
1 semana	0,982	0,984
2 semanas	0,979	0,984
3 semanas	0,973	0,981

Quadro 3 – Coeficientes de correlação entre o preço dos combustíveis e o preço do Brent (valores absoluto de 1 significa correlação linear perfeita e 0 significa ausência de correlação)

Os coeficientes de correlação são sempre superiores a 0,97 (pelo menos até às 3 semanas de desfasamento). O desfasamento de uma semana é o que origina maiores coeficientes de correlação nos dois combustíveis, algo que é claramente confirmado quando se repete a análise das séries em diferença e em taxas de crescimento. A estimação de modelos econométricos permite confirmar que os preços de uma determinada semana são significativamente afectados pela evolução verificada para o crude nessa semana e nas três anteriores mas o maior impacto vem do preço do crude da semana anterior. Há também forte evidência que suporta uma relação de longo prazo entre o preço dos combustíveis e o preço do Brent que aponta para que, em média, o preço da gasolina varie 0,7 cêntimos por litro por cada Euro de variação de um barril de Brent e 0,8 cêntimos por litro no caso do gasóleo.

Focando-nos na resposta dos preços dos combustíveis a variações ocorridas no preço do crude da semana anterior, observa-se o seguinte:

 Figuras 4 e 5 – Gráficos de dispersão que comparam a variação do preço do crude na semana t-1 com a variação do preço da gasolina e do gasóleo, respectivamente, na semana t

A correlação é clara e corrobora que variações do preço do crude têm um impacto ligeiramente superior no preço do gasóleo que no preço da gasolina. Outro aspecto que sai desta análise é que, em média, se verifica que o preço dos combustíveis sobe (entre 0,02 e 0,03 cêntimos por litro a cada semana) independentemente da subida ou descida do crude. Mas convém não esquecer que esta análise se refere a apenas um desfasamento e que quando se analisam a totalidade dos desfasamentos significativos a constante não é significativamente diferente de zero.

Os quadrantes Noroeste e Sudeste dos gráficos representam os casos em que as variações dos preços tiveram direcções opostas e, no caso desta análise desfasada em uma semana, o número de casos em que os combustíveis sobem quando o crude desce é ligeiramente superior ao do fenómeno oposto.

Estimou-se um modelo simples para permitir reunir evidência que confirme se as variações, apenas com desfasamento de uma semana, são idênticas para as subidas e para as descidas do crude. O modelo econométrico estimado valida a hipótese de assimetria da resposta (mas convém recordar que estamos apenas a analisar o desfasamento mais importante e não uma análise total que se revestiria de maior complexidade). Só que, ao contrário da opinião mais comum, as evidências vão no sentido de uma maior sensibilidade dos preços nas descidas do que nas subidas.

Figuras 6 e 7 – Funções estimadas para a relação entre a evolução dos preços da gasolina e do gasóleo com o preço do crude no momento t-1 com base em observações semanais entre 2004 e 2014

Em média, o preço da gasolina é 3 vezes mais sensível nas descidas do que nas subidas ao passo que o gasóleo é 2 vezes mais sensível na primeira situação do que na segunda. No quadro seguinte mostra-se qual foi, em média, o impacto nos combustíveis de variações no preço do crude com base nos resultados deste modelo (limitado).

Sensibilidade média dos preços a variações no preço do Brent (EUR)

Variação Brent (EUR/barril)	Variação Gasolina (EUR/litro)	Variação Gasóleo (EUR/litro)
-10	-0,043	-0,036
-5	-0,020	-0,017
-2	-0,007	-0,006
-1	-0,002	-0,002
0	0,002	0,002
1	0,004	0,004
2	0,006	0,006
5	0,011	0,011
10	0,019	0,021

Quadro 4 – Simulação das variações nos preços dos combustíveis com base nas funções estimadas

Em resumo, da análise realizada é possível demonstrar que em Portugal:

·    O preço dos combustíveis antes de impostos se encontra fortemente correlacionado com a evolução do preço do Brent

·    No cálculo dos preços dos combustíveis está contida informação da evolução do preço do crude até, pelo menos, às 3 semanas anteriores

·         O preço do crude na semana anterior à fixação de um novo preço é o que tem maior peso

·      Não existe evidência de que os preços dos combustíveis sejam mais sensíveis às subidas do que às descidas no preço do crude

Com base nestes resultados pode concluir-se que a fiscalidade tem servido de filtro do sinal de preços que é percepcionado pelos consumidores. Se é verdade que traz o benefício de reduzir a volatilidade nos preços, também é verdade que tem um impacto muito significativo no preço final com as devidas consequências nas opções de consumo e poupança bem como o efeito de transmitir a ideia de uma desconexão entre o preço do petróleo bruto e dos combustíveis.

Evolução do preço dos principais combustíveis rodoviários (2004-2014) - Parte 1/2

É comum ouvir-se tanto em conversas de café como nos media a ideia de que há uma assimetria no ajustamento dos preços da gasolina e do gasóleo em relação ao preço do petróleo. Existe a percepção de que os preços da gasolina e do gasóleo nem sempre descem quando o crude desce e que as subidas são sempre mais rápidas e intensas do que as descidas. Esta percepção está errada (algo que este artigo, dividido em duas partes, pretende demonstrar) e, mesmo que estivesse certa, esquece que há mais factores para além do crude a determinar as variações no preço dos combustíveis.

Comparando a evolução semanal dos preços do Brent e dos dois principais combustíveis líquidos, expressos em euros para expurgar o efeito cambial, constata-se uma correlação significativa entre os três.

Figura 1 - Evolução semanal do preço do Brent (valores no eixo da direita), da gasolina 95 e gasóleo (valores no eixo da esquerda) expresso em Euros.

Valores para o preço do Brent foram obtidos no site da U.S. Energy Information Agency (http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=w) e os preços da gasolina e gasóleo em Portugal foram extraídos do site da Direção Geral de Energia e Geologia (http://www.dgeg.pt/ Estatísticas e Preços -> Preços de Combustíveis -> “Preços de Combustíveis Líquidos (a partir de 2004)”).

Constata-se igualmente que a trajectória do preço do crude é manifestamente mais volátil que a dos combustíveis e que há um grande paralelismo entre o preço do gasóleo e da gasolina mas com algumas excepções. Os preços acima ilustrados são preços de venda ao público pelo que são afectados pela componente fiscal. A figura seguinte compara os preços antes e depois de impostos.

Figura 2 - Evolução semanal do preço da gasolina 95 e do gasóleo com e sem impostos (IVA, ISP e outros).

Do gráfico conclui-se que o PVP da gasolina é constituído por cerca de 60% de impostos (IVA, ISP e outros) e o do gasóleo por cerca de 50%. Expurgado o efeito fiscal, os preços da gasolina e do gasóleo são praticamente idênticos tendo-se verificado, neste período, que o gasóleo se situa ligeiramente acima da gasolina. A longo prazo as opções fiscais induzem um comportamento no preço dos combustíveis que é bastante distinto do preço antes de imposto e que é o que está, de facto, ligado aos custos de produção e vicissitudes do mercado dos combustíveis fósseis. São, portanto, estas séries que devem ser comparadas com a evolução do preço do crude para que se possa retirar alguma conclusão no que toca à dinâmica dos preços.

Figura 3 – Comparação do preço da gasolina 95 e do gasóleo sem impostos e o Brent (valores no eixo da direita)

Se na Figura 1 a correlação entre o Brent e os preços dos combustíveis era forte, agora parece quase perfeita. Constata-se por isso que a volatilidade dos preços antes de impostos é superior à dos preços de venda ao público.

Na segunda parte irão ser apresentados os resultados de uma análise mais científica à relação entre estas séries.

(Continua)

Redução de investimentos e de produção

Começam a sentir-se os primeiros efeitos reais da queda do preço do crude na produção mundial. Como se suspeitava a produção norte-americana foi a primeira a reagir, quer pelas características especiais do shale oil quer pela maior dinâmica dos seus operadores.

EUA:
De acordo com a Baker Hughes, um dos maiores prestadores de serviços mundiais na indústria petrolífera, o número de plataformas nos EUA baixou para o valor mais baixo desde 2013 com uma redução de 253 plataformas nas últimas 7 semanas (equivalente a mais de 10% da totalidade de plataformas existentes no início de Dezembro).
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=79687&p=irol-rigcountsoverview

O CEO da Penn West Petroleum, David Roberts, sugeriu que cerca de metade das plataformas nos EUA poderiam ser desactivadas na primeira metade de 2015 caso os preços de crude se mantivessem a este nível.

Mar do Norte:
Várias empresas anunciaram cortes de pessoal na sua actividade no Mar do Norte. Nesta lista encontram-se a BP, a ConocoPhillips, a Talisman-Sinopec e a Schlumberger, tendo o dono do Wood Group, outra empresa do sector, alertado o governo britânico para a necessidade de redução fiscal na actividade, sob risco de pôr em causa cerca de 15.000 empregos de um total de 375.000 trabalhadores na indústria petrolífera do Mar do Norte.
http://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/More-Job-Cuts-For-North-Sea-As-Oil-Price-Havoc-Continues.html

Rússia:
O vice-primeiro-ministro russo, Arkady Dvorkovich, anunciou à margem do Fórum Económico Mundial que decorreu em Davos que a manutenção dos preços de crude em torno dos $50/bbl poderia conduzir a Rússia a uma redução máxima de 1 milhão de barris/dia de crude.

http://www.reuters.com/article/2015/01/21/davos-meeting-russia-crisis-idUSL6N0V014020150121

A Rússia é o maior produtor mundial, tendo atingido uma produção máxima em 2014 de 10,6 Mbbl/d.

Sobre projecções, ilusões e decisões de milhões

A Energy Information Agency (EIA), parte integrante do Departamento de Energia dos Estados Unidos e responsável pelo tratamento de dados e estatísticas de Energia, tem estado debaixo de fogo por parte de alguns especialistas em energia e geologia pelas projecções de longo prazo para produção de petróleo e gás nos Estados Unidos apresentadas no seu recente International Energy Outlook 2014 (que referi aqui) fortemente suportadas em produção não convencional (óleo e gás de xisto).

Segundo os críticos, estas são muito optimistas e podem conduzir a decisões estratégicas erradas e irreversíveis para os EUA. O sumário executivo do relatório "Drilling Deeper; A reality check on U.S. Government Forecasts for a Lasting Tight Oil & Shale Gas Boom" do Post Carbon Institute apresenta números concretos que visam demonstrar esta percepção e a revista Nature publicou no início de Dezembro um artigo chamado "Natural gas: The fracking fallacy" em que de forma exaustiva e suportada em dados estatísticos e informação geológica  da responsabilidade do Bureau of Economic Geology da Universidade do Texas at Austin (UT) apresenta uma projecção de produção muito mais moderada:









































Importa perceber que os dados da EIA são usados por inúmeras empresas e organizações (a começar pelo governo norte-americano) como suporte à tomada de decisão relativa a políticas energéticas e ambientais.

A projecção de maior ou menor quantidade de Gás Natural a produzir nos EUA é fundamental para a tomada de decisão de encerrar centrais eléctricas a carvão nos próximos anos, de avançar para investimentos em terminais de GNL para exportação de excedentes ou para a definição de estratégias relativas ao cumprimento de obrigações de emissões, para apenas enumerar alguns aspectos (a este respeito ler, por exemplo, o artigo de Arthur E. Berman no Petroleum Truth Report).

Em consequência das reacções ocorridas e mais concretamente em resposta ao artigo da Nature, o Director-adjunto da EIA, Howard Gruenspecht, veio a público referir que a Agência não fazia projecções, apenas construía cenários, num exercício de contorcionismo de difícil execução e procurando sacudir a água do capote no que diz respeito a responsabilidades futuras da EIA.

Esta posição é facilmente desmascarada por Kurt Cobb num artigo publicado no Oil Price na passada quarta-feira e intitulado "A Word Of Warning About EIA Forecasts".



Estamos perante uma espécie de "Shalegate", que parece evidenciar algumas debilidades na construção de cenários da EIA, uma das grandes referências nesta matéria. Este caso ajuda também a compreender a importância da qualidade de informação, num sector em que as decisões tomadas têm impactos previsíveis de milhões de dólares e durante décadas. As projecções aparentemente exageradas da EIA poderão conduzir à conversão de terminais de GNL para exportação e encerramento de centrais a carvão num cenário de défice de gás natural, deixando os EUA a prazo numa situação geopolítica muito fragilizada.

A exploração petrolífera na fronteira do conhecimento

A Quartz publicou uma reportagem sobre a pesquisa de petróleo no offshore da costa da Nova Escócia, no Canadá, que permite compreender a complexidade científica e tecnológica por trás das descobertas de novas jazidas nos últimos 10 anos e que nos faz andar milhares de milhões de anos para trás, até aos tempos da Pangea, em que a costa da Península Ibérica estava no coração desse supercontinente, colada ao que é hoje a zona de Newfoundland - onde existe petróleo.
No fundo este artigo vem explicar a razão pela qual se retomou a pesquisa de petróleo em Portugal, mais concretamente no offshore da costa alentejana e ao largo de Peniche. Explica também a enorme dificuldade em ter certezas nesta matéria, os inúmeros passos necessários até se fazer o primeiro furo, os avanços ocorridos com o aumento da capacidade de processamento dos últimos 15 anos e os desafios que se colocam a uma região perante a possibilidade de se ver a braços com uma corrida ao ouro (negro). Grande trabalho.

http://qz.com/318755/how-one-mans-wild-geological-treasure-hunt-could-set-off-a-new-great-oil-boom/

Os vários breakevens do crude

Em jargão económico a expressão inglesa breakeven é usada para identificar o ponto de equilíbrio em que não se ganha nem se perde com uma dada operação ou investimento.
Assumindo que os agentes económicos são racionais, define também o ponto abaixo do qual deixa de fazer sentido manter uma operação em curso ou realizar um investimento.

No caso da produção de petróleo bruto, o breakeven é o preço de mercado a partir do qual deixa de compensar produzir petróleo num dado bloco ou jazida. Este depende fortemente da fase em que se encontra a exploração desse recurso.

A produção de petróleo bruto é uma actividade de capital intensivo e de forte investimento inicial. Qualquer projecto que esteja ainda em fase embrionária entrará em conta com todo o investimento necessário em bens de capital (chamado Capex, diminutivo de Capital Expenditure) e também com todos os custos de operação (chamado Opex, diminutivo de Operational Expenditure). Para que todos estes custos sejam devidamente remunerados será necessário que o petróleo bruto esteja a um dado preço que para efeito desta explicação assumiremos como $70/barril. É este o racional que as empresas petrolíferas terão aquando da avaliação de novos investimentos e é por isso que muitas delas já reduziram fortemente o seu orçamento de 2015 face à queda súbita do preço do crude.

No  outro extremo da análise estarão operadores em blocos que se encontrem em plena produção e em que o Opex tenha um peso muito superior ao do Capex. Nestas circunstâncias, quem explora este recurso e precisa de avaliar se faz ou não sentido manter o bloco em produção não deverá entrar em conta com os investimentos já realizados pois esses já não se podem reverter. Apenas os custos futuros serão tidos em conta, o que fará com que o seu breakeven seja muito mais baixo, digamos $20/barril. Isso não significa que venham a remunerar devidamente o investimento realizado, poderão mesmo perder dinheiro quando analisarem a totalidade do negócio. Mas enquanto o preço do crude não atingir o breakeven de operação perderão menos dinheiro continuando a explorar esse activo do que parando a sua exploração.

Na realidade, cada operador encontrará o seu próprio preço de equilíbrio em função das suas expectativas de custos e retornos futuros, os quais são incertos e dinâmicos.

Esta questão é fundamental para que se compreenda o que vai suceder à produção petrolífera em função da evolução do preço do crude. No curto prazo, muito poucos operadores pararão a sua produção pois o breakeven de operação é muito baixo. Caso os preços se mantenham baixos, à medida que for sendo necessário realizar novos investimentos num bloco para manter a mesma produção, o preço de breakeven subirá, levando em média à redução da produção acumulada. Caso, por razões relacionadas com o comportamento da procura, o preço não reagir, cada vez mais produção será suspensa até um momento que que a curva de oferta e procura obrigará o preço a subir.

Não nos podemos esquecer que vimos de um ciclo longo de preços altos que conduziram a fortes investimentos, muitos deles já realizados, pelo que é natural que demore algum tempo a sentir-se o efeito da falta de investimento na produção. Mas da mesma forma que há um efeito retardado na reacção à queda do preço o mesmo sucederá aquando da sua subida, pois novos investimentos levarão anos a ser realizados, pelo que  teremos muito provavelmente uma nova escalada do preço do crude, para valores superiores aos dos últimos anos.

Cenários para o crude em 2015

Estamos a poucos dias do final de 2014 e os últimos 5 meses foram uma autêntica vertigem no mundo do petróleo, com o Brent a descer dos $110/bbl de Julho para os $60/bbl em que estabilizou em meados de Dezembro. Em simultâneo assistimos também a um fortalecimento do dólar americano face à generalidade das moedas (no mesmo período o Euro caiu 10% face ao USD).

A pergunta para que todos gostariam de ter resposta é qual será o preço do crude daqui a um ano. Muitos especialistas em energia têm enchido páginas e ecrãs com a sua análise dos factos e a sua previsão do futuro próximo. Nesse registo recomendo a leitura do artigos "Black Gold and Black Swans", de Keith Johnson, na Foreign Policy e "Oil Price Scenarios for 2015 and 2016", de Euan Mearns, no site Oil Price. Ambos procuram identificar os balanços entre oferta e procura mundiais em 2015. Se a evolução da procura apresenta uma forte correlação com alguns indicadores macroeconómicos (como o crescimento do PIB), a oferta está mais dependente de fenómenos e decisões menos previsíveis e que Johnson procura listar. 

A falta de capacidade financeira decorrente da queda do preço do crude pode ter várias consequências negativas para os países produtores de petróleo. A estabilidade política em muitos desses países é habitualmente comprada com a receita da venda do ouro negro que vai parar - normalmente de forma assimétrica - aos bolsos dos cidadãos. Desde as chamadas políticas sociais (jargão que serve para justificar quase todas as medidas, muitas delas populistas, que visem manter as massas populares satisfeitas independentemente da sua bondade futura) ao orçamento das forças armadas ou à distribuição de rendimentos chorudos pelas elites de poder, tudo é financiado pelo petróleo e a redução dessa receita pode catalisar a ocorrência de revoltas, insurreições e golpes de estado que habitualmente conduzem a perdas súbitas de produção.

Como a recuperação de produção é quase sempre lenta e incremental e as perdas de produção quase sempre rápidas e expressivas, a incerteza associada à oferta é muito maior para baixo (menor produção) do que para cima (maior produção), conduzindo a cenários  de produção futura assimétricos. Adicionalmente, quanto mais tempo passar com o crude a baixo preço maior parece ser a probabilidade de ocorrerem perdas de produção, no que podemos chamar de sistema involuntário de auto-ajustamento.

Assim, num mundo em que nada de anormal acontece os preços devem continuar baixos na medida em que é visível um excedente produtivo mundial com o forte aumento da produção nos EUA, que deverá demorar cerca de 2 anos a absorver pelo consumo mundial.
No entanto, coisas anormais acontecem com uma frequência estranhamente normal, e qualquer disrupção significativa poderá reduzir fortemente o excedente produtivo e fazer disparar os alarmes dos mercados, gerando uma súbita espiral de subida do crude. Esta parece, por tudo isso, uma boa altura para ir às compras...

Equívocos comuns na análise da queda do crude

Os mercados são por definição alérgicos à incerteza. Não saber o que vai acontecer amanhã deixa os investidores nervosos, retraídos, com tendência para guardar o dinheiro debaixo do colchão. Não da Pikolin mas quase, pois acaba por ir parar habitualmente à dívida de países com economias seguras, como a Alemanha, com retornos perto do zero. Esta é, a meu ver, a principal consequência negativa da queda acelerada do preço do crude, que está a abalar fortemente a economia dos países produtores, em especial daqueles com economias muito pouco diversificadas e com execuções orçamentais completamente dependentes desta variável exógena. Os agentes económicos, em especial em áreas de investimento de longo prazo, precisam de estabilidade que lhes permita ter garantias  de retorno. Quando ela não existe, muitos investimentos são suspensos (apenas para serem retomados alguns anos depois, quando o vento mudar). Em síntese, incerteza=>risco=>redução do investimento=>recessão.

Mas este é apenas um dos lados da moeda. Em primeiro lugar há que compreender as causas para esta queda do preço do crude e elas não estão apenas do lado da procura, que poderia significar uma retracção súbita da economia mundial. Boa parte do contributo para o desequilíbrio entre oferta e procura deveu-se ao forte aumento não totalmente previsto da produção nos EUA a partir do óleo/gás de xisto. Este aumento nada teve a ver com tendências recessivas, foi puro desenvolvimento tecnológico que, pela abundância gerada, permitiu baixar o custo da energia. E isso é estruturalmente bom para a economia global. Se nos perguntarem se preferimos o crude a $10/bbl ou a $200/bbl (não tendo em conta as previsíveis consequências futuras nos investimentos do sector) a nossa resposta parece óbvia. Por isso, qual é o drama? Claro que partes relevantes da economia estão a ser abaladas por esta queda, em especial nos países produtores (como já referi acima) e em todo o sector relacionado com a exploração e produção destas matérias-primas. Para muitas empresas portuguesas pode ser negativo pela acrescida exposição à economia angolana, por exemplo. Mas a grande maioria dos sectores de actividade são afectados positivamente por esta queda do custo da energia. Se a queda do crude pode estar parcialmente relacionada com alguma retracção económica, um custo energético mais baixo apenas pode potenciar crescimento económico face ao cenário base. Os países importadores de energia vão poupar triliões de dólares que ficarão disponíveis para investimento em outros sectores.

 Se há algo de preocupante em relação a esta queda do preço do crude, não são as consequências imediatas da mesma mas o facto de esta não ser sustentável. Estruturalmente, a longo prazo e tendo em conta o custo médio de exploração em novos locais, o crude deverá andar em torno dos $100/bbl. Um período anormal de preço mais abaixo vai provocar o atraso em investimentos fundamentais para o futuro do aprovisionamento e, em simultâneo, um atraso nos investimentos em alternativas pois o crude barato é como um eucalipto que seca tudo à sua volta. Muitos investimentos em curso serão suspensos, o que deverá potenciar uma escalada a médio prazo que acabará por levar o crude para valores muito superiores aos $100/bbl, com as consequências sociais e políticas de tais variações. O que hoje sofrem os países produtores voltarão a sofrer os consumidores (e em especial a UE) dentro de alguns anos, quando a procura mundial engolir os excedentes actuais.

Quem ganha com um crude mais barato?

Num cenário teórico perfeito, em que a informação sobre o passado, presente e futuro é total, a incerteza não existe e a oferta e procura equivalem-se permanentemente, impedindo a formação de bolhas produtivas e respectivos rebentamentos. No entanto, a economia não funciona dessa forma. Quando o mercado identifica necessidades futuras de produção face às projecções de consumo disponíveis, não tem conhecimento real de análises semelhantes feitas por outros operadores, tendendo a fazer estimativas optimistas de investimento. Quando toda essa capacidade adicional entrar em produção, muitas vezes aliada a uma redução do consumo pela subida do preço decorrente da escassez de oferta ocorrida nos anos anteriores, o preço do bem tende a cair, atingindo um novo equilíbrio entre oferta e procura. É nessa fase em que nos encontramos.
Posto isto, quem ganha com um crude mais barato?

No curto prazo, todos os consumidores. A queda do preço do crude significa que os países deficitários neste recurso natural ou noutros recursos que estejam de um modo ou outro indexados ao crude vão transferir menos dinheiro para os países produtores. Entre os principais beneficiários, em termos geopolíticos, estarão a Europa, o Japão e a China, os dois primeiros com economias anémicas e precisarem urgentemente de um estímulo como este e o terceiro a dar alguns sinais de abrandamento nos últimos meses. Existe uma correlação conhecida e muito estudada entre diferenciais de custos energéticos e de crescimento da economia, hoje com um impacto menor pela redução da intensidade energética das economias ocidentais (em boa parte pelo outsourcing da indústria pesada para outras paragens).
No entanto, em virtude dos anticorpos gerados pelos combustíveis fósseis na Europa nos últimos 20 anos e apesar da importância económica e até estratégica que esta mudança tem, existe um enorme pudor dos agentes políticos e dos media em salientar as vantagens deste novo paradigma (mesmo que recente e sem duração conhecida).
Uma explicação para este silêncio poderá prender-se com os compromissos da política energética e ambiental europeia, com metas exigentes cujos custos tenderão a agravar-se com a queda do crude. Caso estes preços se mantenham durante 2 ou 3 anos será difícil explicar aos cidadãos de economias deprimidas que se prefiram opções energéticas com custos agravados para os consumidores, penalizando o crescimento económico em nome da sustentabilidade ambiental (num mundo excedentário em crude ou gás natural a questão da segurança de abastecimento também perde relevância). A defesa das opções renováveis fica mais difícil com o aumento da fatura associada e os fundamentalistas verdes tenderão a resguardar-se, esperando pela próxima escalada de preço - que, garanto-vos, sucederá - para voltar a atacar.

A longo prazo, e como se pode perceber pela introdução feita, poucos poderão dizer que tiraram proveito desta queda. A manter-se por um período relevante nos calendários de investimento do setor petrolífero, provocará redução de investimento, agravando os défices de produção projectados de 2020 em diante. É importante compreender que numa indústria de capital intensivo, não é o facto de se saber que a procura vai existir a 5-10 anos que permite fazer face às necessidades financeiras de curto prazo pois a capacidade de captação de investimento fica condicionada pelos rácios de dívida. Num cenário destes, a actividade irá mesmo abrandar. Devido à falta de informação estruturada existente - mais crítico hoje devido ao maior peso no consumo mundial de países emergentes, muitas vezes com dados estatísticos menos completos - não há grande capacidade de antevisão de balanços globais, sendo normalmente o último número conhecido o mais fiável como estimativa. Da mesma forma que caiu $30 por barril em 3 meses, a cotação do crude poderá subir ao mesmo ritmo num futuro próximo, provocando um novo choque petrolífero. Nessa altura, qualquer investimento no sentido de aumentar produção levará vários anos a realizar, como podemos comprovar pelos números da última década.

Quo Vadis, Brent? - O papel da Arábia Saudita

Regressando ao tema da queda recente das cotações de referência do petróleo bruto e na sequência da parte final do meu último artigo, recomendo a leitura da apresentação Saudi Arabia’s Oil Policy in Uncertain Times: A Shift in Paradigm?, feita por Bassam Fattouh, do Oxford Institute for Energy Studies, que analisa a inacção da Arábia Saudita (AS) face a esta forte queda na cotação do crude, estruturando em 2 grandes blocos as potenciais causas por trás da estratégia saudita:

1. Razões de ordem económica

- A AS poderá ter interesse económico de longo prazo em ter um preço de crude mais baixo, que reduza o incentivo ao desenvolvimento de alternativas disruptivas à produção convencional. No entanto, os sinais dados nos últimos anos ao mercado não vão neste sentido.

- A AS está disposta a tolerar preços mais baixos no sentido de garantir quota de mercado e pressionar oferta iraniana e iraquiana, tendo capacidade económica  para lidar com défices orçamentais temporários. No entanto, esta estratégia conduz a menores receitas absolutas, pelo que numa análise estritamente económica faz pouco sentido.

- A AS sente-se impotente perante esta queda de preços, considerando que a melhor solução passa por deixar o mercado decidir o seu caminho e continuar a satisfazer os seus clientes.

- O crude saudita é tipicamente um crude pesado (entenda-se crude que após destilação dará origem maioritariamente a gasóleo e fuéis) ao passo que os excedentes no mercado, por via do aumento de produção dos EUA, são de crudes leves/condensados, que originam em maior proporção GPL e naftas. Retirar crude saudita do mercado não resolveria os desequilíbrios de balanço existentes.

2. Razões de ordem política

- A AS pode ter como objectivo colocar pressão sobre os orçamentos da Rússia e Irão, dois produtores com interesses estratégicos na região do Médio Oriente, que os poderá obrigar a rever as suas opções geopolíticas. A suceder seria a primeira vez desde o embargo de 1973 que a AS usaria a sua produção como arma política, pelo que parece pouco provável.

- A AS vê nesta queda do preço uma oportunidade para provocar um abrandamento da produção nos EUA, principal responsável pelo excesso de oferta existente no mercado.

- Após alguns anos de falta de coesão na OPEP, a AS pode ter optado por aproveitar esta queda dos preços para pressionar o cartel e forçar o regresso a um período de maior disciplina. A suportar esta opção estão afirmações recentes de responsáveis sauditas, criticando os restantes membros e manifestando estarem determinados a terminar com a sua posição de fiel da balança. No entanto, dada a pressão orçamental de vários membros, preços mais baixos apenas deverão conduzir a menor disciplina e incumprimento do sistema de quotas.

Mais do que respostas, ficam dúvidas e perguntas que o tempo deverá ser capaz de esclarecer.

Quo vadis, Brent?

A cotação do Brent tem vindo a cair deste Julho, estando já nos $85/bbl, como se pode ver no gráfico abaixo (fonte quartz.com).
Esta queda de 20% no valor da principal referência indexante do petróleo bruto colocou os  mercados financeiros em ebulição, com os analistas do sector a discutir as causas e consequências desta acelerada descida.



De uma forma simples e muito qualitativa esta tendência coloca pressão nos investimentos em curso em todo o mundo para manter/aumentar a produção petrolífera. Sendo a cotação do crude, tirando-lhe o ruído de fundo dos investimentos especuladores, um reflexo da oferta e procura, o mercado abastece-se da oferta mais barata para a mais cara e isso tinha colocado o preço do crude em cerca de $100/bbl nos últimos anos.
Então o que terá provocado tal queda? Aparentemente um crescimento inferior ao esperado da economia mundial, com impacto directo no consumo de crude, e um aumento superior ao previsto da produção, fortemente justificado pela explosão da produção nos EUA nos últimos 3 anos, responsável pela maioria do aumento de produção mundial neste período.

Principais consequências dos actuais preços, caso se prolonguem no tempo?

1. Redução/suspensão de vários investimentos de Oil & Gas, dos mais caros para os mais baratos. A revisão das projecções da procura mundial levará a uma redução das necessidades futuras de produção de crude que deixará de fora do mercado as produções mais caras. Porque não existe uma visão concertada do mercado mundial, a retracção nos investimentos tenderá a ser superior à matematicamente necessária, dada a incerteza das variáveis em análise e o comportamento tipicamente conservador dos agentes económicos (ou seja, assumirem como naturais as referências macroeconómicas vigentes), o que deverá dar origem a novo ciclo altista quando a procura recuperar e não for acompanhada pela produção. Este é o ciclo natural das commodities se a realidade geopolítica não decidir distorcer o business as usual...

2. Pressão orçamental em muitos países produtores de petróleo - Ora se há sector de actividade fortemente condicionado pela realidade geopolítica, é o da energia e em especial o do petróleo bruto. Preços do Brent inferiores a 80$/bbl vão colocar uma enorme pressão sobre regimes cujos orçamentos são maioritariamente financiados pelas receitas petrolíferas (e muitos deles, como a Venezuela ou o Irão, com défices orçamentais estruturais).

3. Redução dos défices comerciais de países consumidores - Por outro lado, são muitas as nações/blocos que saem beneficiados pela queda dos custos energéticos - desde já a União Europeia, quer em termos geoestratégicos pela fragilização da posição negocial russa, cujo orçamento de estado tem uma enorme dependência das suas receitas de Oil&Gas, quer em termos económicos pela diminuição da factura energética, que poderá permitir ganhar umas décimas no crescimento do PIB e aliviar a pressão económica e social existentes em vários estados-membro. Os EUA serão provavelmente o principal vencedor no curto prazo, pois são agentes relevantes quer em termos produtivos quer como consumidores. Afinal de contas, foi o aumento da sua produção que provocou este abanão no xadrez energético mundial (a Quartz fez uma análise interessante sobre este tema, que podem ler aqui). No entanto, um período muito longo de preços deprimidos deverá conduzir a redução dos novos investimentos em curso nos EUA e pôr em causa o novo equilíbrio energético do país.

Existe ainda um terceiro elemento que parece estar a tentar tirar partido deste novo enquadramento, a Arábia Saudita.  O custo unitário da produção saudita é dos mais baixos e mais amortizados do mundo. Se há produtor que pode viver alguns anos com preços baixos do crude, desde que reequilibrando o seu orçamento, são os sauditas. Podemos ver no gráfico abaixo - retirado de um documento do Arab Petroleum Investments Corporation disponível aqui - que, tirando pequenos estados da Península Arábica (tipicamente seus aliados) e Angola, a Arábia Saudita apresenta o mais baixo breakeven fiscal entre membros da OPEP.

Além do mais, importa perceber os fortes investimentos realizados pelos sauditas nos últimos anos em refinação e petroquímica, que os tornaram muito mais que um mero fornecedor de crude, sendo hoje um player verticalmente integrado na cadeia do petróleo bruto.
Não será de estranhar que tentem encostar à parede os seus grandes rivais regionais, o Irão, podendo em simultâneo colocar tanta pressão do lado produtivo que acabem por provocar o adiamento de investimentos não convencionais, nomeadamente óleo de xisto - não só nos EUA (ver este artigo na Forbes e este no FT) mas na Argentina e China, que detêm duas das maiores reservas mundiais - e areias betuminosas, que requerem forte Capex (investimento inicial) e apresentam custos marginais relativamente altos.
Como o consumo mundial está em permanente crescimento, resta perceber quanto aumento de produção irá esta queda do crude retardar e que aumento do crescimento económico irá ela potenciar para se saber quanto voltará o preço do crude a subir. Podem ser alguns meses ou 2 ou 3 anos...

Petróleo Bruto - tendências e projecções

A Agência Internacional de Energia (IEA) publicou ontem o seu relatório mensal de análise do mercado petrolífero (denominado Oil Market Report).
Os números mais recentes e que acabam por servir de suporte à queda do Brent Dated abaixo dos $100/bbl, o valor mais baixo dos últimos 18 meses - ontem fechou a $96,6/bbl - apontam para uma revisão em baixa das projecções de consumo para 2014 e 2015, em especial na Europa e na China.
Do lado da oferta e apesar das limitações e incertezas em vários países produtores (Líbia, Síria, Iraque), a produção não convencional nos EUA tem permitido equilibrar os balanços globais, a ponto da Arábia Saudita ter decidido reduzir a sua produção em Agosto em cerca 330.00 barris por dia, aproximadamente a capacidade refinadora em Portugal e que corresponde a cerca de 3,5% da produção saudita.

Ainda no universo da futurologia, a US Energy Information Administration (EIA) publicou na passada terça-feira o International Energy Outlook 2014, onde projecta um mundo com Brent abaixo dos $100/bbl até final desta década. Trata-se de um relatório muito rico em informação e que merece uma leitura cuidada (que ainda não tive possibilidade de fazer).

Em complemento vale a pena ler o artigo "Exploding World, Cheap Oil" da Foreign Policy, que aborda o mesmo tema focando-se na identificação das causas e consequências geopolíticas destas tendências, nomeadamente a importância das receitas petrolíferas no orçamento de muitos países produtores e a instabilidade social que decorrerá da redução dessas receitas (a lista é quase infindável mas basta lembrar Angola, Venezuela, Nigéria, Irão e Rússia e imaginar o impacto para estas economias de uma redução significativa da sua receita).

Shale or Fail 2

Ainda na sequência do post que publiquei a 14.ago fica aqui o link para mais um interessante artigo de análise do efeito shale oil nos EUA, publicado ontem no Finantial Times, completado por uma excelente infografia que nos permite acompanhar a produção petrolífera nos EUA desde 99 por Estado e ainda perceber o aumento de produtividade dos poços de óleo de xisto ao longo do tempo. 

Destaco os parágrafos abaixo, que penso que reforçam o que procurei transmitir no post anterior (aliás explícito no próprio título):

As Per Magnus Nysveen of Rystad, a consultancy in Norway, puts it, the US is taking on the role of “swing producer” that was once played by Saudi Arabia and other members of Opec, the oil producers’ cartel: raising production at a time of high prices to stabilise the market.

If US oil production stops rising or worse, begins to fall, it could send prices soaring.

Shale or Fail

O artigo publicado pelo prof. James Hamilton e que comentei aqui a 25.jul provocou uma pequena onda de choque que levou a análises complementares de refutação ou suporte das conclusões por ele apresentadas. Hamilton conclui que não vê razões estruturais para que o preço do petróleo baixe dos $100/bbl e apresenta dados concretos para o suportar.

John Kemp, Senior Market Analyst de Commodities e Energia na Reuters, num artigo publicado na Rigzone a 28.jul, considerou que esta análise desvalorizava o papel do shale oil na produção futura e, embora de forma qualitativa e suportado nas séries longas do preço do petróleo, considerou que é mais provável que o preço desça dos valores anormalmente altos em que se encontra do que se mantenha ou mesmo suba.

No dia 30.jul foi a vez de Steven Kopitz, diretor da Princeton Energy Advisors, uma start-up de consultoria energética, reforçar com dados muito concretos as conclusões de Hamilton, em artigo publicado no The Barrel. Kopitz divulga informação preciosa para a compreensão da origem da produção mundial de hidrocarbonetos nos últimos 5 anos e em especial do importante papel do shale oil na estabilização do preço do petróleo bruto.

Gráfico 1 - Origem da produção mundial de hidrocarbonetos (fonte: Steven Kopitz)



No gráfico 1 é perceptível a ligeira redução da produção convencional desde 2004, compensada por vários factores, nomeadamente ganhos processuais, produção de biocombustíveis e aumento da produção de gás natural. No entanto, só a massificação da produção de shale oil permitiu um aumento da oferta global. Em 2013 esta origem produtiva correspondeu a cerca de 4% da produção mundial e 70% do aumento de produção verificado nesse ano. A produção de shale oil tem diferenças significativas relativamente à chamada produção convencional. Cada poço tem um decaimento muito acelerado, caindo a produção para metade ao fim de um ano e obrigando a uma intensa actividade de perfuração. As duas principais áreas de actividade nos EUA (Eagle Fod e Bakken) deverão atingir a sua produção máxima em 2015 ou 2016, pelo que se afigura como pouco provável que o shale oil consiga continuar a levar às costas a procura mundial de petróleo.

Mas além da questão física existem ainda dúvidas de origem económica quanto à sustentabilidade da actividade de extracção de óleo de xisto. Kopitz compilou informação sobre os Free Cash Flows (FCF) das empresas independentes americanas produtoras de Oil & Gas, com forte exposição ao shale oil e shale gas.

Gráfico 2 (fonte: Steve Kopitz)


Os resultados são muito pouco animadores para o setor. O retorno não está a permitir suportar o capex (capital expenditure), o que para uma actividade com ciclos de vida tão curtos é preocupante. 

Também segundo Kopitz, baseado em dados da Goldman Sachs, o breakeven para novos projectos, como o do Árctico ou das areias betuminosas, anda em torno dos $110/bbl, o que não faz prever uma oferta futura a preço inferior ao actual. A produção convencional tipicamente mais barata (tipicamente on shore) tem sofrido disrupções por motivos geopolíticos e nada faz prever o seu crescimento a curto prazo (aliás, os factos do último ano, com tensão constante na Síria e Iraque, a escalada do conflito israelo-palestiniano, a instabilidade na Líbia e o movimento secessionista pró-russo na Ucrânia apenas fazem prever uma manutenção ou agravamento das perdas de produção e pressões na supply chain do petróleo e gás).

Assim, a grande questão que se parece colocar é até onde irá a produção de shale oil, embora se comecem a acumular sinais pouco motivadores também a este nível.

A meu ver e com base nos dados disponíveis, concordo com Hamilton e Kopitz e penso que caminhamos para uma nova fase de escassez de petróleo a qual, pela falta de elasticidade do mercado, deverá conduzir a uma subida significativa do seu preço e, provavelmente, uma nova recessão global (apesar de uma diminuição relevante da intensidade energética na Europa e EUA - em boa parte pela transferência da produção industrial para a Ásia - continua a existir uma relação positiva entre o consumo de energia e o crescimento económico).

Em termos geopolíticos, caso o efeito shale oil se prove efémero, os EUA serão obrigados a uma inflexão na sua posição mais recente de afastamento do Médio Oriente, já de si uma consequência da bonança ocorrida no seu território. Também em África muitos dos interesses americanos têm sido substituídos por uma maior presença chinesa e este novo status quo será difícil de alterar, pelo longo prazo de muitos dos compromissos assumidos entre os estados africanos e a China.

Todos estes factores projectam um cenário energético e geopolítico muito instável num horizonte de 5 anos.