Energia em Foco – Especial Coronavírus

Por Adriano Pires

Abril de 2020

Prezados,

Esperamos que todos estejam bem, junto às suas famílias, passando por esse período preservando sua saúde e segurança. Nós, do CBIE, estamos escrevendo essa carta no isolamento das nossas casas num momento sem precedentes para toda a sociedade e para a economia mundial. Nos últimos 100 anos, a nossa humanidade já passou pela gripe espanhola, crises financeiras, crises do petróleo, ataques terroristas e duas guerras mundiais, mas nenhuma delas é parecida com a que estamos vivendo no presente. Em razão do ataque de um vírus da gripe de rápida transmissão o mundo foi obrigado a fazer uma grande parada. As pessoas pararam de consumir e principalmente de circular já que o isolamento social tem se mostrado a medida mais eficiente de contenção da transmissão e da propagação desse novo vírus.

Carros nas garagens, aviões no chão, a indústria reduzindo sua produção, o mundo globalizado mais fechado e consequentemente a demanda por energia caindo drasticamente. Como se não bastasse, o petróleo, considerado por alguns uma fonte de energia ultrapassada, resolveu entrar em cena e mostrar a sua importância para a economia do planeta. Num cenário de drástica redução da demanda, o Príncipe Saudita e o Presidente Russo entraram em rota de colisão política aumentando a oferta global de petróleo provocando a maior redução de preços dos últimos 20 anos. Contrariando os manuais de economia e todas as crises anteriores, nunca vimos um momento como esse, um cenário de baixa demanda com excesso de oferta e preços desabando. Todos esses fatores reunidos trazem inúmeras incertezas para o setor de energia e as perguntas precisam de novas respostas.

Portanto, gostaríamos de dividir com vocês nossas impressões e análises para entender o presente e chegarmos mais preparados no futuro. A única certeza que temos, como disse Larry Fink, CEO da BlackRock é que “A pandemia vai fazer as pessoas repensarem fundamentalmente a maneira como trabalham, compram, viajam e se reúnem.”

O CBIE continua e vai continuar estudando todos esses acontecimentos e mudanças na busca de novas respostas, junto com vocês, nossos clientes e amigos para repensarmos o futuro. Vamos passa juntos por mais essa crise que ficará marcada nos livros de história.

Adriano Pires, Bruno Pascon e Pedro Rodrigues

PETRÓLEO

A desavença entre russos e sauditas no âmbito da chamada OPEP+ provocou a maior queda do barril de petróleo nos últimos 18 anos prejudicando toda cadeia da indústria de óleo. De lá para cá a volatilidade nos preços da commodity tem sido enorme, mas sempre com viés de baixa. A explicação principal da desavença seria a tentativa de inviabilizar a produção de petróleo não convencional (Shale Oil e Shale Gas) nos Estados Unidos e mesmo a produção dos biocombustíveis. O clima continuou tenso e agora dia 31 de março, aparentemente, capitaneado pelo Presidente Trump, um acordo entre Arábia Saudita, Rússia e os Estados Unidos pode sair do papel para haver um corte de oferta global. Por outro lado, a ainda incerta durabilidade da pandemia do Coronavírus (COVID-19) reduzirá significativamente a demanda, fato que afetará, ainda mais, a cadeia de petróleo. De acordo com os fundamentos do mercado, a lógica da indústria do petróleo é clara: os investimentos são de alto risco tal como o retorno. No entanto, o atual contexto exige cautela.

A expectativa é de que o primeiro semestre de 2020 será árduo. Portanto, será inevitável uma desaceleração do ritmo de investimento pela grandes petroleiras. A pressão do COVID-19 e as mudanças na política da OPEP+ aumentam as preocupações com a oferta e demanda de óleo no curto e médio prazos. Assim sendo, as empresas de petróleo devem ser capazes de combinar a resiliência relativa de curto prazo (portfólio, balanço patrimonial) com a alavancagem. Ainda no curto prazo, esperamos que as empresas melhor colocadas puxem alavancas mitigadoras (CAPEX discricionário, custos, limite de trabalho) para tentar manter seus compromissos com dividendos.

O fato é que todas as petroleiras estão revendo seus planos de negócios para se adequarem à nova realidade de preços, oferta e demanda. A decisão por cortes, tanto nos investimentos como nos custos, não será fácil, diante do cenário de incertezas sobre o futuro e preços do barril de petróleo.

Nos Estados Unidos, o baixo preço do barril colocará em risco a saúde financeira de pequenos produtores de shale oil e shale gas. Isso, porque o custo de produção é mais elevado, chegando a cerca de US$ 50 a US$ 60/barril, comprometendo a oferta norte-americana. E bom lembrar que em 2011 a produção americana de óleo era de 5 milhões/barris/dia e agora e de 14 milhões/barris/dia. Esse crescimento se deu, basicamente, pelo shale oil. Para se ter uma ideia, mesmo a gigante ExxonMobil também avalia uma redução em seus investimentos e custos operacionais.

Entre as grandes petrolíferas da União Europeia, a BP e a Equinor destacam-se pelo melhor desempenho geral e, portanto, maiores condições para enfrentamento da crise. A BP supera outras Majors na neutralidade de caixa e na capacidade de ofertar com boas perspectivas. Apesar da exposição elevada ao hub de gás, a Equinor surpreende pela inflexão operacional, o controle de gastos e de caixa, que possibilitam a manutenção do seu ponto de equilíbrio em cerca de três anos, com o petróleo a US$ 54/b.

Entre as companhias que possuem potencial para uma reação positiva entre 2020 e 2022, estão a TOTAL e a Galp por possuírem a melhor relação riscos/retornos. A TOTAL devido ao seu ciclo de caixa e saldo do portfólio (baixa exposição ao hub de gás) e a Galp, por conta do crescimento do pré-sal brasileiro e ao CAPEX moderado.

Já a anglo-holandesa Royal Dutch Shell anunciou corte de US$ 5 bilhões em investimentos. De acordo com análises de mercado, a Shell está fortemente exposta a setores liderados pela demanda por meio de gás, refino e petroquímica. Ainda assim, a companhia é bem posicionada entre as Majors e pode mostrar que possui resiliência no fluxo de caixa neste novo cenário.

De modo geral, as grandes petrolíferas da União Europeia têm atuado fortemente na redução de custos, melhorando a disciplina de capital e reduzindo os breakevens nos últimos 5 anos de US$ 80/b+ para uma média de US$ 56/b. Vale destacar que a transição energética desempenha um importante papel na composição do fluxo de caixa e nos portfólios das empresas. As empresas de petróleo estão se destacando ao demostrar aos investidores que pode financiar a expansão de novas energias enquanto ainda oferece um retorno de caixa competitivo. Diante da atual crise os investimentos em novas energias deverão ser repensados e mesmo adiados.

No Brasil, também em reposta a crise do petróleo, a Petrobras lançou um conjunto de medidas para se adaptar à queda de preço da commodity. A companhia anunciou a necessidade de uma mudança estrutural para que possa sobreviver a preços de US$ 25 por barril. Seguindo a tendência de outras petroleiras, a Petrobras anunciou uma redução de desembolso e preservação do caixa diante deste cenário de incertezas, a fim de reforçar sua solidez financeira e resiliência dos seus negócios. Foram reduzidos os investimentos programados para 2020, que passarão de US$ 12 bilhões, para US$ 8,5 bilhões, um corte de 29%.

A Petrobras também vai diminuir sua produção até agora em 200 mil barris por dia, parece que até o final de abril. A decisão está relacionada principalmente à demanda e aos custos. Parte da produção encerrada (em torno de 25%) representa custos mais altos – ativos em águas rasas que faziam parte do programa de desinvestimento. Além disso, a companhia possui altos níveis de estoque, já que a empresa estocou óleo para enfrentar uma recente greve, e agora com a queda brutal da demanda as refinarias cada vez mais operam com carga mais baixa. Portanto, desligar a produção parece fazer sentido. Um desfio da Petrobras em 2020 e o de dar continuidade ao seu plano de desinvestimentos, em particular, a venda de refinarias.

O cenário mundial está dotado de incertezas. As grandes petroleiras estão manifestando ações em prol da saúde dos seus ativos, diante dessa difícil situação. A cada um vale se munir de alternativas capazes de manter a liquidez, o que inclui a revisão de contratos existentes e de custos.

COMBUSTÍVEIS LÍQUIDOS

Os impactos do Covid-19 refletem, num primeiro momento, em dois setores da economia: (i) setor de serviços, em função do fechamento temporário de bares, restaurantes, shopping centers, museus; e (ii) o setor de transporte, uma vez que o isolamento social e iniciativas de trabalho remoto reduzem o uso de transporte, tanto de natureza privada quanto pública. Sendo assim, o primeiro impacto a se apurar é na demanda por combustíveis líquidos.

Ainda é cedo para se projetar de maneira assertiva qual o impacto no volume de vendas combustíveis, porém com base na redução observada de tráfego de veículos, bem como redução no volume de vendas de postos revendedores estima-se preliminarmente reduções nas vendas Ciclo Otto (gasolina C + etanol hidratado) de até 70% no auge da crise e de até 50% no volume de diesel. Logo, no curto prazo, o Brasil que historicamente é exportador de petróleo cru e importador de combustíveis – aproximadamente 18-20% do mercado doméstico de gasolina e 20-25% do mercado doméstico de diesel são atendidos por importações – passará a ser exportador líquido também de combustíveis devido à redução temporária de demanda.

Com relação ao GLP que abastece uma parcela significativa dos lares brasileiros, houve um efeito positivo na demanda residencial que é atendida majoritariamente pelo botijão de 13 kg (P13). Esse aumento e explicado por dois movimentos o isolamento social que levou a um maior consumo de GLP e os estoques que cresceram nas residências e revendas motivado por possível crise de desabastecimento. A Petrobrás recorreu a importação de três navios o primeiro deles com carga de 1,6 milhão de botijões para abastecimento do mercado local que chegará no Porto de Santos entre 30 de março e 14 de abril. O receio e que com as refinarias em todo o mundo operando com carga cada vez mais baixa haja dificuldade na importação de GLP.

GÁS NATURAL

O efeito da crise causada pelo COVID-19, vai provocar uma queda na demanda por gás natural para atendimento do parque termelétrico e industrial o Operador Nacional do Sistema (ONS) projeta uma redução de carga de até 10% no curto prazo e uma retração média em 2020 de 0,9% vs. estimativas de aumento de carga antes da crise de 3,8% a 4,2%. Embora o consumo nas residências – que correspondem a 47% do consumo de eletricidade do país – aumente no período de isolamento, a redução de consumidores de alta tensão (comercial e industrial) pode alcançar patamares de 30% a 40% devido à menor atividade econômica.

Do ponto de vista de preços, por mais que haja uma sobre oferta no curto prazo, o impacto de preços de petróleo mais baixos nos próximos meses – de US$20 a US$30/bbl podendo alcança US$16/bbl em ponto de stress – pode levar a uma redução de produção de petróleo e gás associado do Shale americano da ordem de 1 milhão de barris dia em 2020 e pico de redução de 2,5 milhões. Dessa maneira espera-se um balanceamento de preços de gás natural até o final do ano.

Dada a natureza conjuntural do impacto, não esperamos que referências de preços mais baixos de gás natural no curto prazo levarão a mudanças estruturais na competitividade da fonte. No médio e longo prazo, nós acreditamos que o gás natural permanecerá sendo a fonte preferida da transição energética, com papel de destaque na expansão da matriz elétrica brasileira juntamente com fontes renováveis.

Com relação ao consumo de GNV, o impacto é similar com o impacto negativo da venda de combustíveis líquidos e reflete também a menor demanda por deslocamentos por táxis e aplicativos de viagem cuja frota é abastecida em grande parte por GNV em particular na região sudeste.

No pós crise projeta-se que a produção de gás natural no pré-sal pode mais do que dobrar nos próximos 10 anos em relação à oferta líquida de gás natural observada em janeiro de 2020 de 62,5mn de m3/d segundo Boletim de Gás Natural do Ministério de Minas e Energia. É importante esclarecer que aproximadamente 80% da produção de gás natural do pré-sal – que já responde por 56% de total produção de gás do país em 2019 – é de gás associado a campos de petróleo. Por ser gás associado a estratégia de monetização para esses recursos é mais complexa do que no cenário de campos não associados de gás natural, como verifica-se, por exemplo, na Bacia de Sergipe – Alagoas (SEAL). Quando um campo não é associado, as alternativas de monetização são duas: (i) Produzir para atender o mercado doméstico; ou (ii) o mercado de exportação.

No caso de gás associado a petróleo, acrescenta-se uma terceira alternativa de monetização: a reinjeção desse gás para otimizar ou acelerar a recuperação do petróleo do campo que está associado. E por que? Porque utilizar o próprio gás como recurso para aumento da recuperação secundária ou terciária de petróleo é uma das maneiras mais baratas de se fazer, quando comparado, por exemplo, a compra de produtos químicos para reinjeção.

Dada a questão da reinjeção e o fato de que empresas de petróleo tomam decisão sobre volume de produção de óleo e gás com 4 a 5 anos de antecedência, é fundamental que seja dada uma sinalização de demanda robusta para o gás a ser produzido futuramente para que as empresas tomem suas decisões de investimento.

Das três opções de monetização do gás associado do pré-sal, tanto o atendimento do mercado doméstico (geração termelétrica e indústria) quanto reinjeção são as de maior valor presente líquido, uma vez que no caso da exportação o pré-sal – que é um recurso offshore em águas profundas – compete com 70% das reservas globais de gás natural que são onshore e possuem breakeven inferiores a US$3,0/MMBTU. Nós estimamos atualmente breakeven para pré-sal entre US$4-5/MMBTU.

Olhando para o atendimento do mercado doméstico achamos que a construção de termelétricas locacionais a gás natural de natureza inflexível como uma das melhores alternativas para melhorar a robustez do suprimento de eletricidade do país, dada a significativa evolução de fontes intermitentes nos últimos 15 anos e projetada para os próximos 10.

Não estamos falando de substituir a expansão renovável por térmicas a gás natural, mas possivelmente aumentar a quantidade de térmicas incluídas no horizonte de planejamento do Plano Decenal de Energia de característica inflexível vs. as flexíveis que se utilizarão de Gás Natural Liquefeito (GNL). Um planejamento que leva em conta a competitividade do gás importado, mas que também olha com cuidado a produção nacional oriunda do pré-sal e pós-sal é uma equação ganha-ganha e alinhada com os objetivos do Novo Mercado de Gás.

Enxergamos potencial de até 10-12 GW de geração térmica oriunda de gás natural do pré-sal e pós-sal vs. o cenário preliminar considerado no Plano Decenal 2029 da Empresa de Planejamento Energético (EPE) de 2,65 GW. Tal potencial significaria um consumo de gás adicional, em ciclo combinado, entre 42 e 50mn m3/dia, que é bastante factível de ser atendido considerando a (i) a curva futura de produção de gás natural, e (ii) eliminação de gargalos logísticos de escoamento e processamento de gás natural atuais.

ENERGIA ELÉTRICA

Como mencionado anteriormente, os efeitos imediatos do isolamento social para o setor elétrico são uma redução do consumo de energia por parte de clientes de média e alta tensão (comerciais e industriais) que podem alcançar até 30-40% no auge da crise do Covid-19 e um aumento do consumo residencial. Importante mencionar que mesmo antes da crise do Coronavírus, a carga de energia do país nos meses de janeiro e fevereiro caíram 3,13% em relação ao mesmo período do ano passado.

Dado que o primeiro caso de Covid-19 ocorreu em 24 de fevereiro, caso assumirmos que a inflexão da curva de contágio e gradual redução ocorra em período de 3 meses (como ocorreu na China), há possibilidade que a carga de energia comece a se normalizar ao longo do mês de junho e, possivelmente se comportar dentro de patamares normais ao longo do segundo semestre. Respeitando-se evidentemente a velocidade de recuperação da economia.

Em linhas gerais, com a redução projetada de carga e assumindo cenário dentro da normalidade para o segundo semestre, projetamos inicialmente uma retração do consumo de energia de 1,5% em 2020, o que na prática significaria retirada de 2.750 MW médios de carga projetada para o ano. Logo, para o cenário de oferta e demanda, enxergamos um aumento de um ano na cobertura da demanda no horizonte decenal, passando de 2024 para 2025. Logo, tudo mais constante, leilões futuros de energia seriam destinados a cobrir a demanda a partir de 2026. Esse cenário assume uma redução do PIB de –0,9% em 2020 e crescimento de 4,0% em 2021 e crescimento normalizado de 3,0% a.a. a partir de 2022.

Com relação a preços PLD, dado que a retração da demanda acontece em mesmo momento de chuvas em linha ou acima da média histórica em todos os subsistemas do país, com exceção do Sul, os reservatórios estão se recuperando com bastante velocidade e projeta-se preços PLD no piso de R$39,68/MWh para os meses de Abril, Maio e possivelmente Junho e no restante do ano preços entre R$100-150/MWh. Dado o cenário fraco de demanda, o GSF médio por ano deve ficar entre 80% e 85%, a despeito da normalização do regime de chuvas.

CONCLUSÕES

É importante separarmos os efeitos conjunturais dos estruturais. Portanto, com a inflexão negativa nos números de casos de Covid-19 e gradual redução de indivíduos contaminados ao longo dos próximos meses, espera-se retomada gradual das engrenagens da atividade econômica. A China por exemplo já está retomando a atividade econômica, com números de PMI acima de 50, retomada de importação de grãos e mostra que pouco a pouco o cenário de demanda irá voltar à normalidade. Como EUA e China respondem por 35% do consumo global de petróleo, quando a situação mais crítica passar e medidas de isolamento possam ser gradativamente reduzidas, espera-se impacto positivo pra demanda. Normalização de demanda provavelmente levará pelo menos 15 a 18 meses, mas inflexão positiva já se espera para o segundo semestre.

Estruturalmente, já se esperava uma sobre oferta de gás natural no quinquênio 2020-24 para mercado de GNL global, de maneira que preços de GNL devem permanecer na faixa de US$3-5/MMBTU. Olhando para o longo prazo, preços de equilíbrio de GNL dependerão da demanda potencial oriunda principalmente de países do sudeste asiático e África, com preços convergindo potencialmente para a faixa de US$5-7/MMBTU.

Estruturalmente, espera-se que o gás natural permaneça como a fonte de maior crescimento na matriz energética global até 2040, seja para substituir geração energia a carvão (coal-to-gas), seja para complementar matrizes elétricas com acelerado o acréscimo de fontes intermitentes, ou finalmente como fonte primária para economias emergentes cujo crescimento de consumo de eletricidade é significativamente superior ao crescimento do PIB e precisam de fontes de base para atendimento ao mercado.

No Brasil, a velocidade com que a inserção do gás natural se dará na matriz elétrica e energética dependerá do esforço coordenado de planejamento setorial e criação / manutenção de arcabouço regulatório atrativo a investimentos e com segurança jurídica para que os gargalos logísticos sejam superados e o gás possa chegar ao mercado doméstico.

O fato é que as incertezas ainda são muitas. Diferentes de crises econômicas e políticas nas quais os remédios necessários para retomada do crescimento são mais claros, na crise atual estamos a espera de uma solução médica para tirar a nossa economia do coma. Como a maior parte do mundo está em isolamento social, existe uma demanda reprimida de todo o planeta por produtos, por rever amigos, trabalhar, viajar e voltar a vida normal. Nesse sentido, esperamos que passada essa turbulência a busca pelo consumo venha com força e principalmente a busca por combustíveis, petróleo, gás natural, energia elétrica e biocombustíveis.

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