Itaú BBA - Petróleo: Ajuste no segundo semestre

Macro Visão

< Voltar

Petróleo: Ajuste no segundo semestre

Março 18, 2016

Esperamos preços do petróleo em US$ 55 por barril no fim do ano, com fim do excesso de oferta global.

Os preços do petróleo caíram para abaixo de US$ 30 por barril no começo do ano, trazendo preocupações sobre a saúde financeira de várias entidades, empresas e países. 

Em fevereiro os preços se recuperaram para ao redor de US$ 35, em parte devido a expectativas de algum acordo entre Opep e Rússia. Não esperamos acordos desse tipo. O ajuste no setor de petróleo que levará à recuperação nos preços não será esse.

Olhando para além das oscilações dos preços, destacamos que o setor está se ajustando ao excesso de oferta. Em particular, o investimento em shale oil nos EUA despencou e a produção onshore já recuou de 8,24 milhões de barris (mbd) em maio/15 para 7,63 mbd em dez/15.

Esperamos o fim do excesso de oferta em meados de 2016 (migrando de um excedente de 2,2 milhões de barris por dia (mbd) no 4T15 para déficit de 0,2 mbd no 3T16)

Os principais elementos dessa transição são[1]: (1) queda na produção dos EUA de 9,2 para 8,7 mb/d; (2) aumento das exportações do Irã com o fim das sanções em 0,5 mbd; (3) Arábia Saudita mantém produção em 10,2 mbd; (4) Demais países da Opep (excluindo Irã e Arábia Saudita) mantém produção constante ; (5) resto do mundo reduz em 0,6 mbd (para 44,3), com manutenções na Europa e alguma reação aos preços; (6) demanda global sobe de 95,1 para 96,9 mbd (consistente com crescimento global de 3,2%).

Nesse cenário esperamos recuperação dos preços para US$ 55 até o fim de 2016.

Riscos para o cenário são principalmente de baixa: (1) demanda global mais fraca; (2) queda mais lenta da produção de shale oil nos EUA; (3) nova rodada de aumento de produção (ex-Irã) na Opep. Um eventual acordo da Opep para reduzir a produção representa um risco de alta. Contudo, acreditamos que um acordo deste tipo é improvável.

A seguir descrevemos as causas do atual excesso de oferta, analisamos as nossas projeções de demanda e oferta, e justificamos a perspectiva de reação dos preços. Uma tabela ao final mostra a abertura de oferta e demanda.

O que causou o excesso de oferta no mercado de petróleo?

O excedente atual é consequência de um aumento anormal da oferta global. Em 2013 e 2014 o boom de produção não convencional nos EUA se materializou adicionando 1,0 e 1,1 mbd à oferta global, respectivamente. Em 2013, a Opep reduziu a produção para acomodar esse aumento. Já em 2014, o cartel mudou a estratégia e aumentou a produção gerando um salto na oferta global. (gráfico 1). Em 2015, a produção da Opep continuou em alta, enquanto a expansão dos EUA perdeu força (mas ainda surpreendeu para cima).

No mesmo período, contrário a percepção de desaceleração global, a demanda manteve o mesmo ritmo de expansão visto desde a normalização após a crise de 2008-09 (gráfico 1).

Demanda deve manter ritmo firme 

A demanda global cresceu a um ritmo médio de 1,1 mbd ao ano entre 2010 e 2015 (gráfico 1), com aumento concentrado nos países emergentes. Enquanto na OCDE a demanda recuou 0,9 mbd no período, o avanço acumulado nos emergentes foi de 6,6 mbd. Apesar da evolução recente, a demanda ainda é bem distribuída entre países avançados (49%) e emergentes (51%), de modo que o desempenho do mundo desenvolvido é importante para a demanda global (tanto pelo efeito indireto nos emergentes quanto pela demanda direta).

A China é importante para a demanda global de petróleo, mas não tanto quanto para a demanda das commodities metálicas. O país responde por 11,8% da demanda global, participação menor do que os EUA (20,5%), e foi responsável por 37% do aumento observado entre 2010 e 2015. São números elevados, mas menos expressivos do que entre metais, em que a China absorve 50% da demanda global e foi responsável por quase todo o aumento observado nos últimos anos.

Para os próximos anos esperamos uma continuidade da expansão demanda global (ritmo de expansão ao redor de 1.3% ao ano).  A demanda por petróleo é bem explicada pelo PIB global (gráfico 2) e a variação dos preços dos dois anos anteriores. Tal modelo explica 63% da variação da expansão da demanda nos últimos 17 anos.

Projetamos alta de 1,5 mbd em 2016. Dados nosso cenário de crescimento global de 3,2% em 2016 (ante 3,1% em 2015) e a forte queda dos preços em 2014 e 2015 (-46% e -32%, respectivamente), o modelo projetaria uma alta 2,2 mbd em 2016. No entanto, o modelo extrapola uma elasticidade preço de um choque maior do que o de qualquer período passado da amostra e não considera diversos ajustes que limitam a reação aos preços mais baixos. Entre os ajustes, diversos produtores de petróleo estão aumentando os preços domésticos gasolina como parte do ajuste fiscal para compensar a queda da arrecadação. Por isso achamos mais adequado reduzir a expansão sinalizada pelo modelo em 0,7 mbd (para 1,5 mbd).

Riscos de mudanças no padrão da demanda permanecem baixos. O principal uso do petróleo é no setor de transporte (63,8%[2]), seguido por fabricação de produtos (16,2%) e energia para a indústria (8,4%) e demais setores (agricultura, aquecimento residencial, etc – 11,6%). Inovações tecnológicas que permitam uma substituição ampla do uso do petróleo em transporte ainda estão alguns anos distantes. O carvão vinha substituindo o petróleo no uso de energia (excluindo transporte) e está sendo mais afetado pelo boom de produção de gás natural gás natural, dada a vantagem comparativa deste produto como fonte de energia ex-transporte. Da mesma forma, a importância do transporte e da produção de bens na demanda faz com que o impacto do rebalanceamento do crescimento da China (menos investimento e mais consumo, menos indústria e mais serviços) não seja elevado.

Oferta global deve recuar em 2016, mesmo com aumento da oferta do Irã

A perspectiva da produção global pode ser decomposta em cinco partes: (1) EUA reduzindo produção não convencional; (2) aumento das exportações do Irã com o fim das sanções; (3) Arábia Saudita mantendo acordo de estabilizar oferta; (4) demais membros da Opep mantendo produção constante e (5) a produção do resto do mundo em ligeira queda.

A queda nos preços afeta primeiro os investimentos, depois a produção. Preços abaixo de US$ 70/bbl já estão afetando novos projetos (alguns tinham custos totais da ordem de US$ 100), mas os custos marginais de produção são abaixo de US$ 20/bbl, de modo que os produtores mantem a produção nos poços atuais mesmo com o petróleo próximo de US$ 30.

A redução nos investimentos é observável em diversos indicadores desde o fim de 2014: forte queda do número de sondas em atividades de exploração, queda na  formação bruta de capital fixo dos países produtores, e redução dos desembolsos de capex das empresas listadas em todo o mundo.

A redução dos investimentos em Shale Oil nos EUA já está afetando a produção, e o efeito vai aumentar em 2016. O número de sondas em atividades de criação e ampliação de poços (rig count) recuou de 1592 no fim do 3T14 para 628 no fim do 2T15, e o recuo continuou para 400 no começo de 2016 (ver gráfico 2), refletindo o fato de que os preços do petróleo estão abaixo dos custos totais de produção em diversos campos de exploração do país. Nosso modelo de produção dos EUA com base no rig count observado nos quatro anos anteriores projeta uma queda de 0,5 mbd no 4T16 em relação ao 4T15.

De fato, a produção terrestre nos EUA começou a recuar já em abril de 2015, cerca de nove meses depois que o rig count começou a cair (gráfico 3). A alta da produção submarina (ciclo de investimento mais longo – maior defasagem entre investimento e produção) compensou o início da transição.

Projetamos aumento de 0,6 mbd das exportações do Irã entre dez/15 e jun/16. Tal cenário se encontra próximo ao consenso das estimativas do impacto do fim das sanções, as quais variam entre incremento de apenas 0,25 das exportações (duvidando de capacidade ociosa relevante do país após anos de baixo investimento) e incremento de até 1 mbd. As conversas da inclusão do Irã em um acordo para limitar a oferta global estão afetando os preços no curto prazo, mas é um cenário improvável.

Nosso cenário para a Arábia Saudita e resto da Opep é que a oferta permaneça estável nos (elevados) níveis observados no 4T15. Tal cenário possui duas hipóteses subjacentes. Primeiro, uma interrupção na alta de produção do Iraque devido ao efeito defasado dos conflitos com o ISIS. Segundo, a manutenção da estratégia dos principais países árabes de forçar que o resto do mundo reduza investimentos (e produção) até reequilibrar o mercado.

O acordo recente entre Arábia Saudita e Rússia de congelar produção (que deve ser acompanhado por Catar e Venezuela) reforça o cenário básico da Opep excluindo o Irã.

Para o resto do mundo esperamos alguma queda na produção, mas ligada à manutenção e decaimento de poços (impacto do investimento é depois). Os indicadores de investimento (aberturas do PIB, balanços de empresa) também sinalizam queda nesses países, mas a defasagem maior entre investimento e produção faz com que o ajuste afete a produção mais para o fim da década. Projetamos uma produção média de 44,3 mbd  no 4T16 ante 45,0 no 4T15, com a redução causada principalmente por manutenção acima do normal nas plataformas do Mar do Norte e reduções na América ex-EUA.

Transição no balanço global deve levar à alta dos preços no meio do ano

O histórico desde 1998 sugere que a retomada dos preços ocorre no trimestre em que o balanço dessazonalizado oscilar de superávit para déficit. A tabela 1 contém lista os últimos mínimos cíclicos dos preços de petróleo (média de WTI e Brent) e o trimestre em que o mercado oscilou de superávit para déficit. Modelos econométricos também sugerem que o saldo (oferta menos demanda dessazonalizada, dividida pela demanda) do próprio trimestre é o mais relevante.

Desse modo, a transição de superávit para déficit global que projetamos no 3T16 (ver gráfico 4) seria consistente com uma mínima dos preços ao longo do 2T16. Por mais que o déficit projetado seja pequeno (0,2 mbd, ou 0,2% da demanda dessazonalizada), o fato de vir de um ajuste de oferta que vai ficar mais intenso nos trimestres seguintes faz com que seja razoável que a recuperação já comece a partir daí. Essa “antecipação” por parte dos agentes parece compensar o fato de que os estoques estão em níveis elevados quando os preços atingem as mínimas. Os modelos econométricos confirmam esta hipótese, dado que o nível ajustado dos estoques não é estatisticamente significativo para explicar a variação dos preços.

Principal risco é uma transição mais lenta 

Os dois principais riscos para o cenário se traduzem em uma transição mais lenta para o equilíbrio ou déficit: demanda mais baixa e ajuste mais lento da produção nos EUA.

A demanda pode ser mais fraca por um crescimento global menor ou por ausência de reação aos preços baixos nos países produtores de petróleo. A segunda alternativa deriva do fato que o equilíbrio macroeconômico destes países, perdido com a queda dos preços internacionais, poderia vir via redução dos subsídios aos preços domésticos. Neste caso, parte da demanda por petróleo (ligada à Arábia Saudita, Venezuela, Rússia, entre outros), pode ser afetada por um efeito preço no sentido inverso ao sinal do mercado.

O risco de um ajuste mais lento nos EUA é consequência da incerteza quanto ao timing da reação. O ciclo de shale oil é recente (começou em 2009) e ainda não se observou um ciclo de completo de redução de investimento seguido de produção menor.

A Opep é sempre uma fonte de riscos para um cenário de oferta e demanda do petróleo, mas as circunstancias favorecem nosso cenário básico. A dificuldade de cooperação, acentuada pelos conflitos geopolíticos entre Arábia Saudita e Irã, reduz os riscos de um corte coordenado. Além disso, o acordo entre Arábia Saudita e Rússia (a ser acompanhado por Catar e Venezuela) reduz a probabilidade de uma nova rodada de aumento produção.


 

Artur Manoel Passos



[1] Números de oferta por região incluem alguma sazonalidade. As séries agregadas de demanda e oferta são dessazonalizadas. Variação entre 4T16 e 4T15.

[2] Padrão de uso extraído do relatório “2015 Key World Energy Statistics”, da Agencia Internacional de Energia.


 


 



< Voltar