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O gás natural nos tempos de virus Corona

Brasil deveria acelerar o escoamento de gás nacional de outros produtores e facilitar trocas operacionais e financeiras do importado nos terminais de GNL, para criar mais competição e liquidez e aproveitar a conjuntura de preços mais baixos no mercado internacional

A disseminação do corona vírus em escala mundial, e o colapso da Opep em restringir as cotas de produção acordadas entre seus membros e a Rússia, tiveram impactos significativos na indústria do petróleo, pois o excesso de oferta de petróleo e a destruição na demanda de derivados causaram uma queda brusca nos preços do petróleo e, em consequência, do gás natural.

Em 16 de março de 2020, o preço do barril Brent caiu a níveis inferiores aos de 2016, cerca de USD 30,5/barril, despencando de USD 63,8 em janeiro de 2020. Se a guerra de preços continuar, os analistas estimam que o Brent possa cair para USD 20/barril no segundo trimestre de 2020.

Por conta do vírus Corona, a Agência Internacional de Energia – AIE – prevê uma queda na demanda mundial de petróleo da ordem de 2,5 milhões de barris/dia no primeiro trimestre de 2020, dos quais 1,8 milhões de barris/dia na China. A queda na demanda é reflexo no encolhimento da atividade econômica, devido aos impactos relativos ao virus Corona: proibição de viagens, cancelamento de eventos, quarentena de populações em zonas restritas.

A queda dos preços do petróleo deverá impactar sobretudo a atividade dos produtores de shale gas nos Estados Unidos e também na Argentina. No caso dos EUA, as empresas altamente endividadas não deverão gerar caixa para pagar os juros da dívida e, segundo o JP Morgan, a expectativa é de uma taxa de inadimplência de 24% caso os preços do petróleo se mantenham no patamar de USD 40/barril no segundo semestre de 2020.

No caso do gás natural, os preços Henry Hub (HH) para entrega em abril, são da ordem de USD 1,8/MMBtu, contra USD 2,07 no início de 2020. Isso implica um preço FOB de GNL no Texas e Luisiana da ordem de USD 5.07/MMBtu, assumindo a fórmula de preços tradicional, com um “capacity fee” de USD 3/MMBtu e um preço da molécula equivalente a 1.15*HH.

Mas a realidade é mais preocupante para os supridores de GNL, pois o preço futuro do Japan-Korea-Marker (JKM) aponta para preços de entrega da ordem de USD 3,43/MMBtu em maio 2020, o que implica que os supridores de GNL originado nos EUA estão “out of money”.

Os compradores de GNL no mercado spot precificado a JKM estarão em posição mais vantajosa do que os compradores de longo prazo, pois as fórmulas de indexação ao petróleo usualmente são defasadas de 3 a 6 meses com relação ao preço corrente do Brent. Assim sendo, enquanto que um comprador spot poderia estar pagando preços da ordem de USD 3,0/MMBtu, um comprador de longo prazo estaria pagando preços de USD 6,5-7,5/MMBtu.

A queda nos preços de petróleo e gás poderá impactar ainda as negociações de novos projetos de GNL bem como a renegociação de contratos em vias de ser renegociados.

No caso do Brasil, o mercado comprador poderia se beneficiar de preços de importação bastante atraentes no curto prazo, embora ainda não se tenha concretizado qualquer compra de GNL por distribuidoras de gás ou por compradores livres. Todo o GNL importado no Brasil é parte do portfólio da Petrobras ou será entregue a térmicas ganhadoras de leilões de eletricidade.

Nesse contexto, a renovação do contrato de gás natural entre o Brasil e a Bolívia, com vigência em 11 de março de 2020,  deveria ter seguido a lógica de mercado, com preços-base refletindo a situação de sobreoferta no mercado internacional.

O adendo contratual prevê uma entrega máxima pela YPFB de 20 milhões de m³/dia e um compromisso de retirada de 14 milhões de m³/dia pela Petrobras. Como a Petrobras teria um saldo de 28 bilhões de metros cúbicos, pagos e não retirados, no período julho 1999-dezembro 2019, não está claro se esses volumes de gás pagos e não retirados devem-se a parcelas pagas e não retiradas pelas distribuidoras de gás, com eventuais economias repassadas aos consumidores. Aparentemente a Petrobras se compromete a comprar 14 milhões de m³/dia e as quantidades excedentes até um máximo de 20 milhões de m³/dia seriam usadas para deduzir os volumes pagos e não retirados.

Por outro lado, a Argentina tem contrato com a Bolívia vigente até 2026, sendo que no aditamento assinado em fevereiro de 2019 a Bolívia deveria entregar, até o final de 2020, volumes de 11 milhões de m³/dia nos meses de janeiro a abril e outubro a dezembro e 18 milhões de m³/dia nos meses de junho a agosto. Ou seja, nos meses de verão a Bolívia teria compromissos de exportação de 31 milhões de m³/dia e, nos meses de inverno, de 38 milhões de m³/dia. Em janeiro de 2020 a Bolívia não teria conseguido entregar sua cota de 11 milhões de m³/dia para a Argentina, pois sua produção de gás teria caído em cerca de 1-2 mihões de m³/dia.

Em dezembro de 2019 o governo interino da Bolívia reviu para baixo o volume de reservas provadas, em 8,95 TCF (253 BCM). O mercado doméstico consome cerca de 13 milhões de m³/dia. Somando o mercado doméstico, mais exportações médias para o Brasil e Argentina de 35 milhões de m³/dia, mais os volumes consumidos na produção e transporte de gás as reservas bolivianas seriam suficientes para cerca de 12 anos. Porém, no inverno, haveria problemas para suprir a Argentina,  devido a gargalos de infra-estrutura.

Segundo fontes de mercado, a produção de shale gas em Vaca Muerta, Argentina, deverá estagnar ou desacelerar em função da conjuntura econômica do país, agravada pela queda dos preços internacionais do petróleo. Nesse contexto, e como ocorreu em janeiro de 2020, a Argentina deverá importar mais gás no inverno, seja da Bolívia ou GNL.

Não está claro se haveria gás suficiente na Bolívia para permitir a importação de gás por terceiros – distribuidoras, comercializadores e consumidores livres, o que era uma das premissas do Novo Mercado de Gás. Nesse contexto, a Petrobras continuaria a dominar a importação de gás boliviano, pois está retirando o volume máximo de oferta disponível no curto/médio prazo.

O Brasil deveria acelerar as providências para viabilizar o escoamento de gás natural nacional de outros produtores e ainda facilitar as trocas operacionais e financeiras de gás natural importado nos terminais de GNL, de modo a criar mais competição e liquidez no mercado de gás natural, visando ainda aproveitar a conjuntura de preços mais baixos no mercado internacional.

Os impactos do vírus Corona ainda não estão quantificados no que diz respeito ao consumo de gás no Brasil e no mundo, mas a tendência no curto prazo é de redução de investimentos e potencial quebra de diversas empresas produtoras de shale no mercado norte-americano.

Esperemos que o Brasil não passe por um período prolongado de incertezas quanto à viabilização do Novo Mercado de Gás. Como no épico de Gabriel Garcia Marquez, onde desencontros históricos e expectativas fugidias levaram mais de 50 anos para se concretizar.

*Ieda Gomes é uma consultora independente e membro do conselho de administração de empresas internacionais de energia, infraestrutura e certificação

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