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Celso Ming

03 Janeiro 2016 | 11h35

Os analistas internacionais do mercado de petróleo foram incapazes de prever tombo tão forte dos preços ao longo de 2015. Achavam que ficariam aí entre US$ 50 e US$ 70 por barril. A influente Agência Internacional de Energia (AIE), por exemplo, previa que o preço médio de 2015 oscilaria em torno dos US$ 75 por barril, o mínimo por volta dos US$ 50. Mas o ano fechou com o barril a US$ 36,60, para o WTI.

Isso ao menos deveria servir de lição para quem se apresenta como conhecedor do comportamento desse mercado. Mostra, também, que não se pode contar em 2016 com uma recuperação sustentável.

Quando em novembro de 2014 a Opep decidiu manter sua oferta, em vez de baixá-la como queriam alguns dos seus membros, o objetivo era derrubar os preços a níveis tais que alijassem do mercado produtores que operavam com custos relativamente altos. O alvo imediato eram as newcomers norte-americanas produtoras de gás e óleo de xisto, que haviam concorrido para inundar o mercado nos quatro anos anteriores. (Aparentemente, o tiro da Opep atingiu mais países e empresas há muito no mercado do que os recém-chegados.)

Os analistas não conseguiram nem prever a reação dos produtores a essa ação da Opep nem a força de fatores novos que contribuíram para a persistência da baixa. Não previram, por exemplo, que a própria Opep concorreria para derrubar ainda mais os preços, porque alguns dos seus membros aumentaram sua produção em mais de 1 milhão de barris diários para compensar com mais exportações físicas a queda de preços.

Também não previram o impacto da redução de custos de produção. Os equipamentos (sondas, plataformas, dutos, etc.) passaram a sobrar no mercado e ficaram mais baratos.

Além disso, os produtores de óleo e gás de xisto demonstraram flexibilidade e resiliência não esperadas às novas condições. Podem, por exemplo, suspender temporariamente a produção e retomá-la a qualquer momento, condição que não acontece com a atividade convencional no mar.

Um terceiro fator que prejudicou as projeções dos analistas – este, impossível de ser previsto – foi o impacto no mercado produzido pela retomada da oferta do petróleo do Irã a partir do primeiro trimestre de 2016, quando o boicote comercial, que durou quatro anos, será suspenso por força do novo acordo nuclear com os Estados Unidos. Sem grandes investimentos adicionais, o Irã está em condições de despejar imediatamente 1,5 milhão de barris diários no mercado, volume que pode dobrar em apenas dois anos.

Finalmente, os analistas não conseguiram medir os efeitos sobre a demanda provocados pela desaceleração da China e pelo baixo desempenho da economia europeia.

Embora o noticiário global insista sobre a iminência de saída do mercado de empresas produtoras nos Estados Unidos e no Canadá, não há certeza sobre o impacto desse fator sobre a oferta, porque os ativos dessas empresas podem ser adquiridos por outras a preços achatados e, assim, propiciar o relançamento de óleo e gás obtido a custos mais baixos. É provável que os demais fatores persistam por mais tempo.

A mais longo prazo, pode-se apostar em certa recuperação dos preços porque os investimentos em prospecção e produção caíram e os atuais níveis de demanda dos países emergentes devem seguir forte. Mas uma alta em 2016 para US$ 70 por barril parece prejudicada.

Do ponto de vista da Petrobrás, que pretende vender US$ 15,1 bilhões em ativos ao longo de 2016, esse quadro não ajuda, porque os preços dos ativos devem continuar achatados.

As condições gerais do mercado mudaram e os projetos originais do governo Dilma não podem mais ser tocados. A enorme rede de fornecedores locais, que engloba desde estaleiros a produtores de equipamentos, está prostrada sob o impacto da paralisia e ameaça os bancos com inadimplência em cadeia. Os governadores dos Estados produtores, que já gastaram ganhos futuros com royalties não mais recuperáveis, agora enfrentam crises fiscais ainda mais graves. Afundado em perplexidades e politicamente fraco, o governo Dilma não sabe o que fazer.

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