Reality Check 2015
Um olhar sobre os principais desafios
do setor de petróleo e gás
Índice
Os fundamentos do setor questionados
1
Mudanças nos fundamentos da oferta e da demanda
2
Surgimento de novos padrões de comercialização
7
Opep: sob pressão
9
Preços do GNL: mercado do comprador
13
Investir em inovação: o custo da complexidade
16
Empresas petrolíferas nacionais e integradas: dinâmica em evolução
20
Manter-se ágeis
22
Contatos 23
Fontes
25
Os fundamentos do
setor questionados
Quanta diferença em um ano! No ano passado,
examinamos os fundamentos do setor desde as
condições macroeconômicas prevalecentes, o equilíbrio
entre oferta e demanda e regulamentações até
componentes de custos, preços das commodities e o
impacto da geopolítica. Em decorrência dessa análise,
consideramos o sobe e desce do domínio entre os
fornecedores; a progressão da regionalização para a
globalização nos mercados de gás natural e a reversão
nos mercados de petróleo; uma mudança na matriz
energética global; o inchaço dos projetos de capital
para “mega” proporções; e um movimento no sentido
de maior interdependência entre as nações.
Este ano, no entanto, praticamente todos estes
‘fundamentos’ estão sendo questionados. Certamente,
a queda dos preços do petróleo cobrou um preço
do setor global de petróleo e gás. Em dezembro
de 2014, os preços do petróleo bruto West Texas
Intermediate (WTI) caíram de mais de US$ 100 por
barril para menos de US$ 60, com os preços do Brent
acompanhando essa tendência. A queda continuou
em 2015, despencando para menos de US$ 45 por
barril, antes de iniciar uma modesta recuperação. O
excesso de oferta de petróleo em meio a uma demanda
mundial em queda está alterando os fluxos comerciais e
preocupando os fornecedores tradicionais.
Da mesma forma, o movimento em curso na América
do Norte para a independência energética continua a
ecoar nos mercados mundiais e pode levar ao surgimento
de um bloco comercial autossuficiente em energia nos
Estados Unidos, no Canadá e no México. Para a Rússia,
o declínio na participação de mercado entre as nações
consumidoras ocidentais está estimulando o país a
procurar mercados mais amigáveis na Índia e na China,
tendência que poderá alterar as estruturas geopolíticas
de poder. Na verdade, a geopolítica está se tornando o
centro das atenções e, consequentemente, destacando-se
cada vez mais como força motriz por trás de relações e
padrões comerciais emergentes. A Opep, por sua vez, está
buscando novos compradores num momento em que
está sendo desafiada a atender os requisitos amplamente
diferentes de seus diversos Estados-membros, causando
uma turbulência geopolítica adicional.
As previsões para o comércio global de energia
também estão evoluindo. Ao invés de ver uma
globalização desenfreada, o gás natural e o GNL estão
sendo consumidos mais próximo da fonte — pelo
menos por enquanto. Como os compradores estão
tendo maior controle do que os vendedores sobre os
preços do GNL, contratos de longo prazo estão sendo
renegociados e a construção de novos terminais de
GNL está desacelerando. O crescimento desenfreado
de megaprojetos também está perdendo o ímpeto,
dado que as empresas internacionais de energia estão
cortando custos.
Este relatório analisa seis das questões que estão
atualmente impactando o setor de petróleo e gás
(e o mercado upstream em particular). Embora não
seja em absoluto uma lista definitiva, estas questões
incluem uma mudança prevista nos fundamentos da
oferta e da demanda, o surgimento de novos padrões
de comercialização, uma discussão do papel da Opep
no mercado — pelo menos sobre os preços em queda
no curto prazo do GNL, os custos a longo prazo de
projetos complexos e a evolução da dinâmica entre as
empresas petrolíferas integradas (IOCs) e as empresas
petrolíferas nacionais (NOCs). Valendo-se de pesquisa
e das visões e opiniões da nossa equipe global de
petróleo e gás, este relatório visa dar a você material
para reflexão, além de incentivar um debate e uma
discussão saudáveis.
Como sempre, incentivamos você a compartilhar suas
ideias. Para tal, não hesite em entrar em contato com
os parceiros listados no final deste relatório.
Um agradecimento especial a Adi Karev, nosso líder
global de Petróleo e Gás recentemente aposentado,
por suas contribuições a este relatório, bem como
a todos os nossos outros colaboradores. Esperamos
que o esforço combinado tenha servido para criar um
relatório pertinente, revelador e instigante.
Anton Botes
Líder global de Petróleo e Gás da DTTL
A queda dos preços do petróleo cobrou um preço do setor
global de petróleo e gás. Em dezembro de 2014, os preços
do petróleo bruto West Texas Intermediate (WTI) caíram
de mais de US$ 100 por barril para menos de US$ 60,
com os preços do Brent acompanhando essa tendência.
Reality Check 2015 1
Mudanças nos fundamentos da oferta
e da demanda
Enquanto os Estados Unidos continuam a manter
o seu lugar como um dos maiores produtores de
petróleo e gás, os padrões históricos do comércio de
energia estão mudando. O país pode agora atender
aproximadamente 90% de suas necessidades de
energia proveniente de fontes internas, acima dos 70%
em 2005.1
No fronte da oferta de petróleo
Com a perda dos Estados Unidos como mercadoâncora, os principais fornecedores de petróleo do
mundo estão procurando novos compradores. Nos
últimos quatro anos, os Estados Unidos completaram
aproximadamente 20 mil novos poços de xisto.2 Isso
elevou a produção de petróleo dos EUA para quase 9
milhões de barris/dia (mbd),3 número que sobe para
12,5 mbd quando é incluído gás natural liquefeito.4 A
oferta de óleo de xisto dos EUA aumentou de 0,5% do
total mundial em 2008 para 3,7% atualmente.5 É de
se destacar que os custos desses poços normalmente
os tornam também muito lucrativos. Em 2013, oito
dos maiores produtores independentes de petróleo
nos EUA tinham uma média de custos operacionais de
US$ 10 a US$ 20 por barril de petróleo (ou unidade
equivalente de gás) produzido.6
Por outro lado, os Estados Unidos podem não estar
sozinhos na mudança dos fundamentos da oferta e da
demanda. Por exemplo, embora o Oriente Médio consiga
atender suas necessidades atuais, a demanda por petróleo
e gás na região está crescendo. Vários importantes
fornecedores emergentes e reemergentes também podem
potencialmente alterar a dinâmica do mercado de energia.
A produção no Sul do Iraque e no Curdistão iraquiano
pode aumentar, por exemplo, apesar dos problemas
de segurança que atualmente afligem a região. Se o Irã
concluir um acordo nuclear com os países do P5+1 (Rússia,
China, França, Grã-Bretanha, Estados Unidos e Alemanha),
sua produção de petróleo também poderá aumentar com
o fim das sanções. E a produção no Brasil, apesar de sua
recente turbulência política, ainda tem espaço para crescer.
Essas flutuações nas dinâmicas do setor estão
alimentando um jogo de poder entre tradicionais e
novos fornecedores de petróleo. O Oriente Médio,
por exemplo, tem visto sua participação de mercado
nos EUA cair, tanto com petróleo bruto quanto
com produtos refinados, e agora está lutando
para estabelecer os fundamentos de como operar
em um mercado inundado de petróleo. Com esta
finalidade, os produtores do Oriente Médio estão
visando redirecionar o fluxo de petróleo para o Leste
(Ásia), e não para o Oeste (Américas), aumentando
simultaneamente sua participação no consumo
europeu. Com a Europa procurando diversificar a
oferta, a Rússia também está vendo uma mudança em
seu mercado consumidor tradicional e já começou a
se voltar para a Ásia à procura de novos compradores,
como estão fazendo fornecedores menores na África,
como Angola e Nigéria.
Figure 1. Fluxos comerciais - principais movimentos
Parceiros comerciais de gás
Estados Unidos
1. Canadá (oleoduto)
Parceiros comerciais de petróleo
1. Estados Unidos
2. Canadá (oleoduto)
3. México (oleoduto)
China
1. Turcomenistão (oleoduto)
2. Catar (GNL)
3. Austrália (GNL)
4. Sudeste Asiático (GNL)
4. Arábia Saudita (petroleiros)
China
1.Arábia Saudita (petroleiros)
2.Angola (petroleiros)
3. Rússia (oleoduto)
Europa
1. Rússia (oleoduto)
2. Noruega (oleoduto)
3. Holanda (oleoduto)
Índia
1.Catar (GNL)
Fonte: BP Statistical Review, 2014
2
Índia
1. Arábia Saudita (petroleiros)
2. Iraque (petroleiros)
3. Venezuela (petroleiros)
Essa tendência deverá provavelmente ser intensificada
se os Estados Unidos finalmente acabarem suspendendo
a proibição das exportações de petróleo bruto. Por
enquanto, o Departamento de Comércio dos EUA só
concedeu isenções para a exportação de formas de
petróleo ultraleve conhecidas como condensado. No
entanto, em audiência em 3 de março de 2015 na
Subcomissão de Energia e Eletricidade da Câmara,
foi levantada a preocupação de que a proibição da
exportação — junto com a permanência de preços
baixos de petróleo — poderia levar o setor a uma
recessão prolongada. Se esses argumentos prevalecerem,
as implicações podem reverberar em todo o planeta.
Mesmo sem o petróleo dos EUA no mercado global, os
fornecedores remanescentes estão fazendo o possível
para manter a participação de mercado. Em sua reunião
em Viena em novembro de 2014, a Opep decidiu
manter a produção em 30 mbd na tentativa de sufocar
a concorrência de fornecedores alternativos, incluindo
Estados Unidos, Canadá, Rússia e Brasil (offshore). Para
manter esse volume, cerca de 2,5 mbd de produção
off-line de Irã, Iraque e Líbia estão sendo compensados
por um aumento na produção de mais de 2 mbd de
Arábia Saudita, Kuwait, Catar e Emirados Árabes Unidos
(EAU).7 Como declarou o ministro saudita do Petróleo, Ali
Al-Naimi, para a publicação Middle East Economic Survey
em dezembro de 2014: “Se eu reduzir, o que acontecerá
com minha participação de mercado? O preço subirá,
e os russos, os brasileiros e os produtores de óleo de
xisto dos EUA ficarão com a minha parte”.8 Vários países
da região estão se mantendo firmes em seus níveis
de produção: a Saudi Aramco, a ADNOC dos EAU e o
Kuwait devem aumentar coletivamente os gastos com
exploração e produção em 14,9% em 2015.9
No entanto, embora essas decisões afetem os mais novos
produtores mundiais de várias maneiras, provavelmente
não afetarão a direção para onde os ventos do comércio
estão soprando.
Com o tempo, os principais fornecedores globais
de petróleo de hoje podem perceber sua influência
diminuindo à medida que os produtores alternativos
ganham mais participação de mercado (veja abaixo
Surgimento de novos padrões de comercialização).
A dinâmica da demanda do petróleo
Os maiores centros de demanda do mundo também
estão mudando. Esperava-se que a demanda da
China e, em menor grau, da Europa Ocidental e
dos Estados Unidos, estimularia a demanda a longo
prazo. No entanto, a Agência Internacional de Energia
(AIE) reduziu as previsões de demanda e agora estima
que a demanda de petróleo e gás crescerá apenas 0,9
mbd em 2015.10
O que é certo é que a China continua sendo um
centro de demanda, com as importações subindo
13% em dezembro de 2014 em comparação com o
ano anterior.11 Foi em dezembro que as importações
de petróleo bruto da China passaram dos 7 mbd
pela primeira vez12 e, até 2040, essas importações
poderão atingir quase 18 mbd.13 Isso dito, a
economia chinesa cresceu 7,4% em 2014 , abaixo
dos 7,7% do ano anterior — o que representou
sua taxa de crescimento mais lenta dos últimos
24 anos.14 Embora a demanda possa permanecer
forte, a disposição da nação em pagar taxas mais
elevadas para as importações pode esfriar cada vez
mais, possivelmente diversificando suas fontes de
fornecimento.
Os principais
fornecedores
globais de
petróleo de
hoje podem
perceber sua
influência
diminuindo
à medida
que os
produtores
alternativos
ganham mais
participação
de mercado.
De seu lado, a Europa Ocidental continua sofrendo
com o mal-estar da economia da região. Em 2014,
a demanda europeia por petróleo encolheu 0,20
mbd, enquanto a previsão é que a demanda em 2015
diminua mais uma vez em 0,10 mbd15 (veja Figura 2).
A Administração de Informações sobre Energia (EIA)
dos EUA projeta que a demanda europeia se manterá
em 14 mbd até 2040.16
Figura 2. Demanda de petróleo: Alemanha, França, Itália e Reino Unido, milhares de barris/dia
Dezembro de 2014
Dezembro de 2013
Variação a partir de
dezembro de 2013
% de variação a partir
de dezembro de 2013
447
436
10
2.4
1,052
1,077
-25
-2.3
713
698
15
2.1
3,036
3,042
-6
-0.2
Óleo combustível
289
277
12
4.3
Outros produtos
827
853
-26
-3.1
6,364
6,384
-19
-0.3
GLP
Gasolina
Querosene p/ aviação
Gás/Óleo diesel
Total
Fonte: OPEC Monthly Oil Market Report, 9 de fevereiro de 2015
Reality Check 2015 3
E embora os Estados Unidos continuem sendo o maior
consumidor e importador de petróleo do mundo, as
importações de petróleo bruto dos EUA caíram 3% ano
a ano até janeiro de 2015.17 Algumas empresas norteamericanas de exploração e produção (E&P) ainda
estão desmembrando seus ativos internacionais para
se concentrar em atender os mercados internos mais
estáveis, reconfigurando também as linhas da oferta e
da demanda no nível de exploração.
Com a intensificação dessas tendências, as nações
importadoras deverão se beneficiar cada vez mais
— da China e da Índia ao Japão e à Indonésia.
Segundo o Instituto Baker, a região Ásia-Pacífico será
responsável por estimados 70% da demanda mundial
de petróleo de 2010 a 2020,20 e os países da região
serão os beneficiários. De certa forma, a recente queda
no preço do petróleo também foi vantajosa para
muitos dos principais países consumidores. México,
Brasil, Índia, China, Indonésia, Kuwait, Omã, Egito,
Tunísia, Marrocos e Malásia, todos aproveitaram a
oportunidade para cortar subsídios aos combustíveis,
diminuindo a pressão sobre as finanças públicas.
Observe-se que essa pressão tem sido considerável: de
acordo com estimativas do FMI, os governos gastaram
US$ 1,9 trilhão em subsídios aos combustíveis fósseis
somente em 201121 (veja Figura 4).
Mesmo o Japão, classificado como o terceiro maior
consumidor de petróleo mundial em 2014, viu sua
demanda de petróleo cair 22% desde 2000, devido a
fatores estruturais como uma população em declínio e
metas de eficiência energética do governo18 (veja Figura
3). Essa demanda pode continuar a diminuir, visto
que o país está aumentando sua dependência do gás
natural e está, finalmente, retomando o uso de energia
nuclear como fonte de energia alternativa.19
Figura 3. Produção e consumo de petróleo do Japão, 2000-2015
Milhares de barris/dia
7,000
Previsão
6,000
5,000
4,000
3,000
Importações líquidas
2,000
1,000
0
1990
1992
Consumo
1994
1996
1998
2000
2002
2004
Produção
Fonte: Administração de Informações sobre Energia dos EUA,
International Energy Statistics and Short-Term Energy Outlook, junho de 2014
4
2006
2008
2010
2012
2014
Figura 4. Valor econômico dos subsídios ao consumo de combustíveis fósseis*, 2013
% do PIB
Total de subsídios paratodos
os combustíveis US$ bi
Subsídios a produtos de
petróleo US$ bi
11.0
29.9
20.9
Indonésia
3.3
29.1
21.3
Bangladesh
3.2
4.6
0.6
Argentina
2.7
13.4
1.3
Índia
2.5
47.0
36.6
Malásia
1.7
5.3
4.9
China
0.2
21
11.8
Egito
Fonte: © OECD/IEA 2014 World Energy Outlook, publicação da AIE; modificada pela Deloitte Touche Tohmatsu Limited
Licença: www.iea.org/t&c/termsandconditions
Fazendo projeções para 2020, haverá provavelmente
um abrandamento ainda maior da demanda na América
do Norte e na Europa Ocidental, enquanto a demanda
aumentará em toda a região Ásia-Pacífico e no Oriente
Médio. Essas mudanças estão alterando a dinâmica
tradicional entre os centros de oferta e demanda de
petróleo no mundo.
Oferta e demanda de gás natural
O equilíbrio tradicional da oferta e da demanda no
comércio de gás natural também pode mudar nos
próximos anos. A revolução do gás de xisto dos EUA
vem estimulando a redução dos preços do gás natural
e levou os EUA à posição de maior produtor mundial de
gás natural. Esses preços baixos, por sua vez, fizeram
os produtores aproveitar a oportunidade de exportar
gás natural dos EUA como gás natural liquefeito (GNL)
para a Europa e a Ásia, onde os preços estão mais
elevados. A vantagem dos produtores americanos parecia
particularmente gritante em agosto de 2014, quando os
preços à vista do mercado japonês de gás natural subiram
para mais de US$ 16 por milhão de unidades térmicas
britânicas (MBtu), enquanto os preços de gás do Henry
Hub estavam sendo negociados abaixo de US$ 4/MBtu.
Exportadores de gás natural tradicionais, como o Catar
(GNL) e a Rússia (gasoduto), ainda podem ter de enfrentar
a crescente concorrência da Austrália, que está em vias
de se tornar o maior exportador mundial de GNL, com
nova capacidade de 62 milhões de toneladas prevista
para estar disponível em 2018.22 Por outro lado, os altos
custos de desenvolvimento dos projetos vão dificultar as
tentativas australianas de suprir os consumidores em todo
o mundo a baixo custo. Isso é especialmente verdadeiro
no atual ambiente de preços baixos. Projetos previstos
de exportação de GNL já estão sendo postergados, e os
projetos de gás de carvão do país estão se debatendo para
obter custos alinhados com as expectativas dos acionistas.
Até que os obstáculos para um comércio global de GNL
estejam resolvidos, o GNL e o gás de gasoduto continuarão
provavelmente a fluir predominantemente em regiões
geograficamente próximas. Isso pode ser uma vantagem
para a Rússia, que está tentando assegurar uma parcela
maior do mercado de gás natural da China graças a seus
gasodutos Força da Sibéria e Altai.
Contudo, ainda existem obstáculos para um verdadeiro
comércio global de GNL. Grupos ambientais nos Estados
Unidos continuam a se opor às exportações por receio de
incentivar maior dependência do fraturamento hidráulico.
Os fabricantes americanos também estão preocupados com
a possibilidade de as exportações pressionarem os preços
do mercado interno de gás natural para cima, freando o
florescente ressurgimento industrial do país. Nos últimos
meses mais fluxos de comércio globalizado também ficaram
comprometidos visto que o spread entre os preços do gás
natural norte-americano e asiático está diminuindo em
função dos preços de petróleo em queda, enfraquecendo
o pedido dos compradores de GNL para desvincular os
contratos de gás natural indexados aos preços do petróleo.
Reality Check 2015 5
Figura 5. Os 5 maiores consumidores e fornecedores de GNL em 2014
120.6
333.3
Japão
bilhões de metros cúbicos
51.1
Top 5
27.1
Consumidores
(valores em bilhões
de m3)
18.9
18.1
Total de importações/exportações
de GNL em 2014
Coreia do Sul
China
Índia
103.4
Taiwan
Catar
33.9
Malásia
31.6
Top 5
Fornecedores
(valores em bilhões
de m3)
25.3
21.7
Austrália
Nigéria
Indonésia
Fonte: BP Statistical Review, 2014
Conclusões
Visto que os Estados Unidos estão se aproximando
da independência energética, existe a oportunidade
para exercer maior liberdade política. Não estamos
sugerindo que os Estados Unidos buscarão uma
estratégia isolacionista. Podem, no entanto, obter
maior flexibilidade na estruturação de suas alianças
políticas. A segurança energética crescente pode
também dar aos EUA maior liberdade para se
posicionar de maneiras que podem ter sido evitadas
no passado. Prova disso é que o país continua a impor
sanções contra a Rússia e trabalha para negociar um
acordo com o Irã, sem o apoio da Arábia Saudita e de
outros Estados do Golfo.
Os benefícios da segurança energética
continuam sendo consideráveis, o que
provavelmente fará com que qualquer
país capaz de reforçar sua produção
nacional faça uma tentativa. Esse é
especialmente o caso se o acesso a
GNL a preços acessíveis continuar
difícil.
6
Não obstante, os benefícios da segurança energética
continuam sendo consideráveis, o que provavelmente
fará com que qualquer país capaz de reforçar
sua produção nacional faça uma tentativa. Esse é
especialmente o caso se o acesso a GNL a preços
acessíveis continuar difícil. Essa busca pela segurança
energética pode assumir muitas formas, desde o
aumento da dependência de energias renováveis
até maiores investimentos na extração de óleo e
gás de xisto. Embora muitos países continuem a
resistir à revolução do xisto por razões ambientais,
essa postura deverá mudar ao longo do tempo se a
escassez de energia se tornar um forte inibidor ao
crescimento econômico e à independência energética.
Para facilitar uma produção nacional maior, muitos
governos com mercados atualmente ‘protegidos’
já estão afrouxando suas posições regulatórias na
tentativa de promover maior concorrência local e
aumentar os investimentos no setor de energia.
Foram implementadas reformas energéticas no
México e na Argentina. Da mesma forma, a Empresa
Nacional de Petróleo da China (CNPC) anunciou
recentemente planos para vender participações em
seus ativos upstream no campos petrolífero de Jilin,
no nordeste da China, e de Dasang, em Tianjin, para
compradores do setor privado. O que as nações
consumidoras sensíveis a preços fazem para atender
suas necessidades de energia – e em que medida suas
demandas podem ser atendidas regionalmente – terá
provavelmente grande impacto na geopolítica global
e nos padrões do comércio internacional.
Surgimento de novos padrões
de comercialização
Como os fundamentos da oferta e da demanda de
petróleo e gás continuam evoluindo, novos padrões
mundiais de comercialização estão surgindo.
EUA-Canadá-México
Os Estados Unidos, o Canadá e o México
estão operando cada vez mais como um bloco
autossuficiente, estimulando um movimento no sentido
de um comércio de energia mais regional. Isto é em
grande parte impulsionado pelo aumento do petróleo
e do gás não convencionais nos Estados Unidos, pelo
abrandamento das restrições regulatórias no México e
pelo alto custo de exportação das areias betuminosas
canadenses para fora da América do Norte, devido,
pelo menos em parte, à falta de infraestrutura
transfronteiriça. Graças ao alinhamento geopolítico
e cultural desses países, esse bloco só tende a se
fortalecer – tendência que se acelerará ainda mais se o
oleoduto Keystone entre EUA e Canadá for finalmente
aprovado.
Rússia-China-Índia
Por sua vez, a Rússia está procurando mais ativamente
novos compradores. Em particular, visto que a China e
a Índia estão procurando maior diversidade de oferta,
elas podem depender cada vez mais da produção da
Rússia. Em julho de 2013, a russa Rosneft firmou um
acordo de fornecimento de longo prazo mais do que
dobrando suas remessas de petróleo para a China.23 A
Rússia fornece agora 12% das importações de petróleo
bruto da China24 e foi o quarto maior fornecedor
de petróleo bruto da China em 2013.25 Em maio de
2014, a chinesa CNPC também fechou um acordo de
US$ 400 bilhões com a russa Gazprom que, segundo
os analistas, representará um fluxo de 38 bilhões
de metros cúbicos de gás natural para a China por
gasoduto ao longo de um período de 30 anos, a um
custo de US$ 10 por milhão de pés cúbicos, com o
fornecimento previsto para começar em 2018.26 Com
a previsão da AIE de que a demanda de gás natural da
China aumentará 6% ao ano até 2035, esse acordo dá
à Rússia acesso a um dos mercados de gás natural de
crescimento mais rápido do mundo.27
Esses acordos destacam os laços crescentes que estão
se formando entre China e Rússia. Desde 2012, os
países têm feito visitas de Estado mais frequentes,
estreitando as relações militares (incluindo exercícios
conjuntos de treinamento e exportações militares
russas para a China), e estão coordenando seus votos
no Conselho de Segurança das Nações Unidas com
relação à Síria e à Crimeia.28 O acordo de gás de US$
400 bilhões é apenas um dos vários acordos bilaterais
de energia que estão estimulando uma cooperação
econômica mais estreita entre as nações.
Para solidificar ainda mais o chamado ‘eixo para a
Ásia’, a Rússia também assinou recentemente contratos
comerciais com a Índia no valor aproximado de US$
100 bilhões. As negociações incluem um acordo
de energia nuclear de US$ 40 bilhões, um contrato
de US$ 50 bilhões para o fornecimento de petróleo
bruto e gás e mais US$ 10 bilhões em outros negócios
que abrangem diversos setores – defesa, agricultura
e indústria aeroespacial.29 A ONGC Videsh Ltd., da
Índia, a divisão upstream da Oil and Natural Gas
Corporation Ltd. (ONGC), também iniciou negociações
recentemente com a Rosneft para adquirir participação
em dois campos de petróleo siberianos.30
Como fica a Opep?
À medida que as relações entre esses blocos comerciais
emergentes se estreitam, a Opep pode querer expandir
sua participação no mercado da Europa Ocidental.
Contudo, não seria uma estratégia autossustentável.
Em 2013, quase 60% das exportações de petróleo
bruto da Opep foram para a Ásia,31 e o consumo
europeu não conseguiu substituir esse volume.
E mais, a Europa Ocidental está tentando se libertar
da excessiva dependência das importações russas e
poderia recorrer à Opep para comprar uma proporção
maior de seu fornecimento de energia. Isto está se
tornando cada vez mais imperativo à luz das quedas
significativas de produção da região: a produção de
petróleo na União Europeia diminuiu 50% desde
2002.32 A Arábia Saudita está acompanhando de perto
essa tendência – na tentativa de ganhar participação
no mercado europeu, a Saudi Aramco reduziu o preço
de venda oficial do petróleo bruto leve árabe bruto
fornecido para o noroeste da Europa a US$ 1,50 por
barril em fevereiro de 2015, com desconto de US$ 4,65
por barril sobre a média ponderada do Brent (BWAVE)
– o preço mais baixo desde 2009.33
Nada é imutável
Certamente esses padrões de comercialização não são
invioláveis. Em 2013, enquanto apenas 17% da oferta
da Opep foram para Europa, 16% ainda foram para
América do Norte.34 Da mesma forma, em 2013, a
Opep forneceu à China cerca de 71% do seu petróleo
bruto35 e à Índia uma porcentagem semelhante de
petróleo e outros líquidos.36 Muitas outras grandes
nações fornecedoras e consumidoras também
continuarão a exercer influência sobre os padrões
mundiais de comercialização de petróleo e gás, como
Japão, Austrália, Cazaquistão, Catar, Brasil e países de
todo o Sudeste Asiático e da África Ocidental.
Reality Check 2015 7
A Opep vai
procurar
novos
compradores
visto que
a América
do Norte
está cada
vez mais
atendendo
sua própria
demanda e
pode almejar
abocanhar
uma parcela
cada vez
maior do
mercado
da Europa
Ocidental.
As tentativas russas de criar um bloco na Ásia
também representam desafios. As tensões bilaterais
entre Rússia e China têm poucas chances de se
resolverem em breve. Da mesma forma, nem a
China nem a Índia estão inclinadas a se tornar
excessivamente dependentes das importações russas.
A diversidade da oferta continua a ser um pilar
fundamental da segurança energética, que precisa de
mudança nos padrões de comercialização ao longo
do tempo. Atualmente, o Catar fornece a maior parte
do GNL para a Ásia e, apesar do declínio de seus
volumes de exportação, outros países além da Rússia
estão prontos para cobrir a diferença – incluindo a
Austrália e o Turcomenistão.
Moçambique e, mais amplamente, o leste da África,
também não podem ser descartados. Cerca de 180
trilhões de pés cúbicos de gás foram encontrados
na Bacia do Rovuma no alto-mar de Moçambique.
Isso seria suficiente para abastecer Alemanha, GrãBretanha, França e Itália por 18 anos.37 E representa
uma oportunidade considerável para a Índia, visto
que não existem pontos de estrangulamento
geográficos que impedem o fluxo de GNL da África
Oriental para a Índia. Em maio de 2014, as indianas
ONGC, India Oil e Bharat Petroleum compraram uma
participação conjunta de 30% da Área 1 offshore do
Rovuma da operadora Anadarko, sediada nos EUA
(um dos primeiros investidores) – descobrindo em
seguida que a área continha 43% a mais de reservas
recuperáveis do que o inicialmente estimado.38 A
chinesa CNPC também investiu na região, comprando
uma participação de 20% num bloco-chave operado
pela italiana Eni.39
Por sua vez, a Europa Ocidental precisará fazer
investimentos significativos antes de poder realmente
reduzir sua dependência do gás natural russo,
situação agravada pela natureza de longo prazo
de seus contratos atuais de fornecimento com a
Rússia. Embora a solução ideal fosse aumentar o
fornecimento interno, as reservas estão se esgotando
na Noruega e no Reino Unido, e persistem as
barreiras para a exploração do gás de xisto. Para
que a região possa se voltar cada vez mais para
fornecedores do norte da África, ela precisa de
melhorias dispendiosas de infraestrutura, e a
estabilidade de alguns fornecedores africanos não
é garantida. Embora as turbulências não pareçam
suficientes para perturbar as rotas comerciais,
tornando-as um evento cisne negro, seu impacto
potencial pode ser catastrófico para os consumidores.
8
E, é claro, como a produção de GNL está se tornando
cada vez mais econômica, pode ser viável para os
Estados Unidos, a Austrália e a África Oriental exportar
de forma econômica para a grande maioria das nações
consumidoras do mundo – redesenhando as linhas dos
blocos comerciais atualmente emergentes. A Austrália
já é o quarto maior fornecedor de gás para os principais
países importadores da região Ásia-Pacífico, ficando
atrás somente de Catar, Malásia e Indonésia.40 O
Catar também continua um desconhecido – enquanto
sua participação no mercado global de gás está
encolhendo dada sua atual moratória de exportações
de GNL acima de 77 milhões de toneladas por ano,
poderia, em última análise, optar por recuperar
sua participação no mercado cortando os preços
australianos ou buscando novos mercados na Europa,
no Brasil e na África.
Conclusões
Com a mexicana Pemex encerrando seu monopólio
estatal de petróleo de 76 anos, Estados Unidos,
Canadá e México estão prontos para obter um maior
grau de cooperação energética. ExxonMobil, Chevron
e BHP Billiton manifestaram interesse na exploração
de petróleo no México, que tem aproximadamente
13,4 bilhões de barris em reservas comprovadas.41
Junto com a produção americana e canadense,
isso pode permitir que essas nações atendam um
percentual sempre crescente da demanda interna com
fornecimento interno.
À medida que o bloco comercial EUA-Canadá-México
vá se fortalecendo e fique cada vez mais competitivo ao
longo do tempo, a Rússia estará cada vez mais impelida
para voltar sua agenda para a China e a Índia, com o
objetivo não só de atuar como principal fornecedora de
energia da região, mas também aproximar-se do ponto
de vista geopolítico e econômico. Se todo o potencial
deste bloco Rússia-Índia-China se concretizar, o gás
russo poderá passar através da China não apenas para
a Índia, mas também para o Sudeste Asiático, atingindo
países em rápido desenvolvimento como Tailândia,
Vietnã, Laos e Malásia.
Embora essas tendências possam ameaçar a posição
tradicional da Opep em mercados globais, isso não
deve acontecer no curto prazo. Com certeza, a Opep
vai procurar novos compradores visto que a América
do Norte está cada vez mais atendendo sua própria
demanda e pode almejar abocanhar uma parcela cada
vez maior do mercado da Europa Ocidental. Além
disso, num mercado global, a produção não para e os
membros da Opep continuarão sendo provavelmente
os fornecedores essenciais para países em todo o
mundo por muitos anos.
Opep: sob pressão
Segundo um artigo recente na revista The Economist,42
um cartel eficaz precisa de três coisas: disciplina, posição
dominante no mercado e barreiras à entrada. No
momento, a Opep pode estar tendo dificuldades nessas
três áreas.
Embora a Opep tenha se reunido regularmente ao longo
dos anos para definir cotas de fornecimento e níveis de
preço, seus países-membros nem sempre cumprem essas
metas de produção – o que pode sugerir fragilidades
na disciplina organizacional. A Opep estabeleceu um
teto de produção para o petróleo bruto de 30 milhões
de barris/dia desde 2012, sem especificação de cotas
para membros individuais. Em 2013, a produção
média foi de 31,6 milhões de bpd. Após se recusar a
reduzir a produção no ano passado, a Opep mantém
o bombeamento muito acima da meta de 30 milhões
de bpd em função do recorde de produção da Arábia
Saudita e da volta parcial do Iraque e da Líbia à produção
de petróleo bruto.
Em termos de domínio do mercado da Opep, a
organização fornece atualmente cerca de 32% do
petróleo bruto do mundo, e sua participação de
mercado está em declínio. De acordo com seu próprio
World Oil Outlook para 2014, a participação da Opep
no mercado de petróleo pode cair 5% até 2018, visto
que o fornecimento de óleo de xisto dos EUA está
aumentando.43 Embora essa participação possa ser
recuperada ao longo do tempo com a mudança de
padrões de fornecimento (particularmente se a produção
dos EUA cair), a Opep pode perder poder durante esse
período.
E embora existissem barreiras à entrada devido à
complexidade da exploração e da produção tradicionais,
novas tecnologias e inovações, estimuladas pela
revolução do xisto nos EUA, alteraram essa equação.
À medida que evolui a produção de petróleo não
convencional, os produtores de xisto ganham mais
alavancagem – particularmente dada a sua capacidade
de se adaptar aos sinais de mudança de preço mais
rapidamente do que os produtores de petróleo
convencional.
Há também várias nações produtoras operando fora
da influência da Opep. Em 2014, o crescimento da
oferta não Opep subiu 1,99 mbd, atingindo 56,23 mbd,
impulsionado por uma produção mais elevada da OCDE
e de Brasil, Cazaquistão e China44 (veja Figura 6). Embora
o ritmo da oferta não Opep deva diminuir um pouco em
2015, a capacidade de produção dos fornecedores não
Opep impede a organização de exercer o mesmo nível de
controle que já pode tido sobre o mercado mundial.
Figura 6. Crescimento da produção de petróleo bruto e combustíveis líquidos não Opep
Milhões de barris/dia
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
2014
2015
Reino Unido
México
Rússia
Egito
Síria
Colômbia
Gabão
Vietnã
Outros países do
Mar do Norte
Azerbaijão
Sudão/Sudão do Sul
Noruega
Índia
Austrália
Omã
Cazaquistão
China
Malásia
Canadá
Brasil
-0.5
Estados Unidos
0.0
2016
Fonte: Administração de Informações sobre Energia dos EUA, Short-Term Energy Outlook, abril de 2015
Reality Check 2015 9
Não criados da mesma forma
Não se está sugerindo que todas as nações da Opep
tenham perdido sua influência. Certamente, seus
membros mais estáveis têm recursos para aumentar
– ou manter – a produção como entenderem. Esses
membros do Conselho de Cooperação do Golfo (CCG)
que também são membros da Opep se enquadram
nesta categoria: Arábia Saudita, Kuwait, Catar e
Emirados Árabes Unidos.
A Arábia Saudita produz aproximadamente 12 mbd
de líquidos de petróleo45 e continua sendo o produtor
de mais baixo custo do mundo. Sua capacidade de
produção, juntamente com sua vantagem de custo,
dão ao país uma alavancagem considerável como
player internacional de energia, mesmo sem levar em
conta sua influência sobre outras nações da Opep. Com
mais de US$ 740 bilhões em reservas cambiais, a Arábia
Saudita também tem os meios para resistir a eventuais
déficits que podem ocorrer se as receitas de petróleo
caírem.
A Autoridade de Investimento do Kuwait também tem
consideráveis reservas cambiais, estimadas em US$ 548
bilhões, enquanto a Autoridade de Investimento de
Abu Dhabi nos EAU detém aproximadamente US$ 773
bilhões em reservas cambiais – montante equivalente
a 190% do PIB do país46 (veja Figura 7). Em muitos
aspectos, é a força dessas nações que deu à Opep o
poder de manter seus volumes de produção, apesar da
atual fragilidade dos preços de petróleo.
Os outros membros da Opep, no entanto, estão
enfrentando desafios maiores. Alguns argumentam que
a divergência entre nações com ou sem Opep pode
criar uma fragmentação desses países cujos pontos de
equilíbrio exigem preços do petróleo mais elevados do
que os que estão atualmente em vigor.
Como mostra a Figura 8, a maioria das nações da Opep
precisa de preços do petróleo de cerca de US$ 100
por barril para equilibrar seus orçamentos internos.
Se os preços permanecerem baixos por um período
prolongado, algumas dessas nações correm o risco de
se encaminhar para maior agitação social. Considerem:
•Juntas, as reservas cambiais de Iraque, Irã e Nigéria
não chegam a US$ 200 bilhões.47 Além disso,
o Iraque deve continuar a desviar recursos para
combater o EI (Estado Islâmico); o Irã perdeu receitas
de petróleo devido às sanções bancárias ocidentais
impostas em resposta ao seu programa nuclear; e a
produção de petróleo da Nigéria continua a cair em
função de corrupção e falta de investimento.
Figura 7. Fundos soberanos, 2013
•Após anos de guerra civil, a Líbia também está
sofrendo muito. No final de 2014, a produção de
petróleo no país havia caído abaixo de 300 mil barris/
dia – queda de 65% em comparação a outubro de
2014.48 Os alvos dos militantes nos últimos meses se
concentraram no maior terminal de exportação de
petróleo e tanques de armazenamento de petróleo
da Líbia, prometendo interrupções contínuas na
produção da Líbia.
US$ bi
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Abu Dhabi
Arábia
Saudita
Kuwait
Catar
Fonte: Instituto dos Fundos Soberanos, swfinstitute.org
10
Líbia
Omã
Bahrein
•Embora a Venezuela tenha as maiores reservas de
petróleo do mundo, sua produção de petróleo vem
diminuindo há anos e o país enfrenta uma inflação
galopante. Em outubro de 2014, a Petróleos de
Venezuela (PDVSA) importou petróleo pela primeira
vez na história do país, recebendo um carregamento
de petróleo bruto leve da Argélia.49 Em janeiro de
2015, o país também foi forçado a se voltar para a
China para ajudar a manter a sua produção, fechando
contratos de financiamento de US$ 20 bilhões com
seu maior credor.50
Figura 8. Preços de equilíbrio do petróleo, 2015
Os saudáveis: Arábia Saudita, Kuwait, Catar e
Emirados Árabes Unidos
US$200
• Eles têm a capacidade de aumentar a produção
e a riqueza para retê-la.
Líbia, US$184,10
• O Kuwait se juntou à Arábia Saudita oferecendo
descontos substanciais a compradores asiáticos
de petróleo bruto.
Os decadentes: Argélia, Angola, Equador, Nigéria,
Venezuela
• Registraram declínio da produção nos últimos anos.
• A PDVSA, sem fundos, fechou um contrato de
financiamento de US$ 20 bilhões com a China,
que ajuda a manter a produção de petróleo.
• Dois grandes campos em águas profundas devem
aumentar a produção na Nigéria até o final de 2017.
Equador US$145
Irã, US$131,00
Argélia, US$131,00
Nigéria, US$122,70
Venezuela, US$117,50
Arábia Saudita, US$106,00
Rússia, US$98,00
Iraque, US$101,00
Angola, US$98,00
EAU, US$77,00
Spot Brent à vista (2 de março), US$61,00
Kuwait, US$54,00
Catar, US$60,00
Os disfuncionais: Irã, Iraque, Líbia
Noruega, US$40,00
• Eles têm capacidade potencial para aumentar a
produção, mas os níveis de produção, controlados
pela política, têm estado voláteis.
• Em dezembro de 2014, o Iraque retomou a
exportação pelo norte aos níveis de março,
enquanto a produção da Líbia caiu para o nível mais
baixo desde julho.
$0
• A Líbia raramente costuma vender para a Ásia, mas
desde agosto a China está substituindo alguns dos
seus clientes mediterrâneos.
Fonte: Wall Street Journal51
Implicações
Apesar dos desafios enfrentados por muitas nações
da Opep, os países do CCG capazes de manter a
linha de produção ainda influenciam o mercado. Sua
recente decisão de manter a produção certamente teve
implicações para produtores não pertencentes à Opep.
No Brasil, por exemplo, a Petrobras verá uma queda
das receitas – em especial à medida que encolhem as
margens da produção das reservas de petróleo do país
no pré-sal em alto-mar (e à medida que continuam
em aberto as investigações de fraude). As areias
betuminosas do Canadá também estão sob pressão
devido aos altos custos de desenvolvimento; em
setembro de 2014 a norueguesa Statoil, por exemplo,
adiou seu projeto de areias betuminosas no campo
canadense de Corner por pelo menos três anos.52
A Rússia também está enfrentando dificuldades. Com a
exportação de aproximadamente 7,5 mbd de petróleo
bruto e produtos refinados, a Rússia é o segundo maior
exportador de petróleo depois da Arábia Saudita.53
O país é altamente dependente das exportações de
petróleo e gás, que juntas geram mais da metade de
sua receita nacional. A perda das receitas do petróleo
agrava os prejuízos financeiros que o país continua a
ter devido à imposição de sanções pelos EUA e pelo
Ocidente referentes à Ucrânia. Nos últimos meses, o
rublo despencou e a inflação disparou para mais de
16%,54 levando o Fundo Monetário Internacional (FMI)
a rever sua previsão para a Rússia para uma contração
de 3% em 2015.55
O setor de petróleo e gás dos EUA também não está
imune: a atividade de perfuração em terra caiu de um
pico de 1.609 plataformas em outubro de 2014 para 976
plataformas em abril de 2015;56 os investidores estão
demonstrando maior relutância em financiar projetos de
xisto; e perfuradores altamente alavancados e campos
de petróleo mais marginais podem ter dificuldade para
sobreviver. Segundo estimativas da empresa de pesquisa
Wood Mackenzie, se houver uma redução de 20% nos
investimentos, o crescimento da produção de xisto dos
Estados Unidos poderá ter uma queda de 10% ao ano.57
Reality Check 2015 11
Figura 9. Curva de custo da oferta de líquidos global
US$/barris dia
120
100
80
Plataformas
em alto-mar
57
48
10
54
Petróleo
extrapesado
20
30
40
50
81
Intervalo
de confiança
de 75% do preço
de equilíbrio
para cada
categoria
Areias
betuminosas
Águas
ultraprofundas
Rússia
em terra
20
0
53
61
54
36
Oriente Médio
em terra
20
0
Resto do mundo
em terra
Águas
profundas
60
40
Xisto
América
do
Norte
Produção total em 2020
da categoria como parte
da produção acumulada total
60
70
80
90
100
Total da produção de líquidos de 2020, milhões boe/d
Ponto de equilíbrio médio
Curva de custo
Fonte: Pesquisa e análise da Rystad Energy
Conclusões
Apesar da decisão da Opep de evitar aumentar os preços
do petróleo ter criado problemas para muitos produtores,
eles podem ser de curta duração. O bloco comercial
Estados Unidos-Canadá-México está particularmente bem
posicionado para enfrentar a tempestade. A mexicana
Pemex, por exemplo, vem segurando os preços do
petróleo há uma década e está de certa forma protegida
contra quedas do preço do petróleo no médio prazo
devido ao seu fundo de estabilização do petróleo.58
Embora alguns projetos canadenses provavelmente não
sejam rentáveis no curto prazo, o setor foi erguido com
base em investimentos de longo prazo e saiu com sucesso
de crises cíclicas no passado. Do mesmo modo, os níveis
de equilíbrio dos EUA provavelmente continuarão a cair à
medida que o setor de xisto atinja ganhos de eficiência.
Alguns analistas dizem que um projeto mediano de xisto
nos EUA só precisa de um preço de petróleo de US$ 57 o
barril.59 E, embora o capital possa se afastar rapidamente
de apostas não convencionais de petróleo, ele pode
voltar igualmente rápido em resposta a sinais de mudança
do mercado.
12
Consideradas em conjunto, essas tendências indicam
que o poder da Opep nos movimentos de longo prazo
do mercado está perdendo a força. Certamente,
seu domínio como entidade coordenada é coisa do
passado. No entanto, o fim de uma era em geral
sinaliza o início de outra: possivelmente, os Estados
do CCG poderão substituir a Opep nos próximos anos.
Desde que essas nações mantenham uma capacidade
excedente e tenham condições de aumentar (ou
diminuir) a produção para atender às mudanças nos
sinais dos preços globais, elas continuarão influentes
– apesar de terem de dividir essa influência com
outros grandes produtores em maior grau do que
possivelmente fizeram no passado.
Preços do GNL: mercado do comprador
No início de 2014, as perspectivas para o gás natural
liquefeito (GNL) eram bastante positivas, em especial à
luz das previsões de aumento da demanda para China,
Índia e Sudeste Asiático. Os preços estavam tão altos
no Pacífico Asiático que os clientes estavam tentando
separar os preços do gás do petróleo e começaram a
exigir contratos com cláusulas de flexibilidade de preços
com maior vínculo ao indicador Henry Hub.
O comércio à vista também estava melhorando à
medida que compradores e vendedores tentavam
capitalizar as diferenças dos preços regionais, que
aumentaram consideravelmente quando o preço à vista
para a entrega de GNL à Ásia alcançou um pico de
muitos anos de mais de US$20/MBtu.60
Em dezembro de 2014, no entanto, o preço à vista da
entrega de GNL para a Ásia havia caído 29,4% no ano61
e caiu para US$ 10,70/MBtu em fevereiro de 2015.62
Figura 10. Preços finais do GNL de dezembro de 2014 comparados com preços de junho de 2014
Reino Unido
US$8,56
9%
Lake Charles
US$3,72
-15%
Bélgica
US$8,26
Espanha
US$9,76
-7%
Cove Point
US$5,25
39%
Índia
US$11,45
-17%
Coreia
US$12,00
-16%
China
US$11,60
-17%
Japão
US$12,00
-16%
Rio de Janeiro
US$11,35
-26%
Bahía Blanca
US$11,78
-23%
Fonte: Comissão Federal de Regulamentação de Energia
Reality Check 2015 13
Rastreando as causas
Vários fatores estão levando à queda dos preços. Na
Europa, por exemplo, a demanda por gás continua fraca
devido aos efeitos prolongados da crise financeira, junto
com a crescente dependência de fontes renováveis de
energia. Embora a demanda asiática seja normalmente
forte, foi menor do que o previsto devido a invernos
brandos no Norte da Ásia e pode ser ainda mais
enfraquecida à medida que o Japão coloque algumas
de suas usinas nucleares novamente em atividade
e mude para carvão onde puder para reduzir o alto
custo das importações de GNL. A China também está
diversificando seu fornecimento, como atestam suas
recentes negociações de gás com a Rússia. Segundo
o Macquarie, essas negociações reduzirão a demanda
chinesa por GNL ao ponto de somente 1 em cada 20
projetos propostos de GNL voltados para o mercado de
2020 serem necessários.63
O excesso de oferta global também é um fator
significativo: na última década, os volumes de GNL
cresceram a uma média de mais de 6,5% ao ano,64
e os projetos programados para entrar em operação
em breve serão acrescentados a esses volumes (veja
Figura 11). Papua-Nova Guiné foi o último produtor
a aumentar a oferta de GNL para o mercado em
2014, e a usina de GNL de Queensland Curtis, na
Austrália, aumentou ainda mais a oferta desde janeiro
de 2015 quando começou a exportar para a China
National Offshore Oil Corp (CNOOC), com a qual
tem um contrato de fornecimento de 20 anos. Se
os sete terminais de GNL da Austrália atualmente
em construção forem concluídos até 2018, como
originalmente planejado, mais 62 Mtpa de nova
capacidade entrarão em operação65 e posicionarão o
país para ultrapassar o Catar como o maior fornecedor
mundial de GNL até 2020.66
Figura 11. Novas ofertas nos próximos cinco anos
E, é claro, os preços em queda do petróleo também
desempenharam um papel para puxar para baixo
os preços contratados de GNL que continuam
predominantemente vinculados ao petróleo.
Projetos sob pressão
Independentemente da causa, os preços em queda do
gás natural estão ameaçando a viabilidade econômica de
novos projetos de GNL no mundo todo. Com os preços
do gás americano previstos para variar entre US$ 4 e US$
4,50/MBtu até 2016, os exportadores de GNL dos EUA
podem ter uma ligeira vantagem competitiva: estima-se
que eles precisem de um preço europeu de US$ 9/MBtu
e de um preço asiático de US$ 10,65/MBtu se quiserem
ter lucro.68 No entanto, considerando-se os efeitos
prejudiciais da queda acentuada dos preços do petróleo,
o GNL americano vinculado aos preços do Henry Hub
de repente se torna menos competitivo em relação aos
preços vinculados ao petróleo sendo oferecidos por
concorrentes globais (pelo menos no curto prazo).
Os projetos australianos estão sob ainda mais pressão.
O Credit Suisse e o Wood Mackenzie estimam que
a maioria dos projetos australianos de GNL precisa
obter de US$ 12 a US$ 14/MBtu para atingir o ponto
de equilíbrio.69 Por sua vez, os projetos de GNL em
Moçambique precisam de um preço de equilíbrio de
cerca de US$ 11,50/MBtu e na Tanzânia de US$ 13/
MBtu considerando-se os investimentos significativos
em infraestrutura que ainda precisam ser feitos para
desenvolver esses recursos.70 Estima-se que mesmo os
projetos canadenses exigem de US$ 9 a US$ 10/MBtu.71
Para complicar ainda mais, os projetos de GNL estão
enfrentando mais do que apenas preços mais baixos.
Nos últimos anos, os custos de desenvolvimento de
projetos em muitas nações entraram numa espiral.
Em particular, toda essa turbulência favoreceu a posição
de mercado do Catar. Além de ser o produtor do gás
natural mais barato do mundo e o principal fornecedor
mundial de GNL, a maioria dos volumes de produção
do Catar foi vendida em contratos de longo prazo.
Enquanto outros países podem cair se os preços do
petróleo continuarem baixos, o Catar está muito bem
posicionado para enfrentar o ciclo com perdas mínimas.
Compradores no controle
Como resultado da queda nos preços do GNL, os
contratos de longo prazo que costumavam dominar
o setor de GNL estão cada vez mais sob pressão.
À medida que os vendedores perdem poder de
negociação, a probabilidade é que os compradores
exijam cada vez mais termos mais flexíveis, variando da
flexibilidade de destino a cláusulas de revisão de preços.
Novos modelos de cobrança de portagem já permitem
aos clientes comprar gás natural do mercado americano
pelo preço do Henry Hub, depois pagar uma taxa
limitada para liquefazer o gás e carregá-lo em navios
para exportação – reduzindo a volatilidade dos preços.
Além de dar aos compradores completa flexibilidade
Fonte: Timera Energy67
14
de destino, os investimentos mais baixos exigidos
pelo modelo de cobrança de portagem também
reduz a necessidade de contratos de longo prazo para
estabilizar fluxos de caixa – o que poderá acabar por
alterar a economia dos mercados tradicionais de GNL.
Com os compradores relutantes em assinar contratos
de longo prazo e a crescente disponibilidade de
carregamentos adicionais (em 2017, até 5 milhões de
toneladas por ano de GNL poderão estar disponíveis
somente para o mercado à vista da Austrália72), a
negociação à vista também está aumentando. O
aumento da disponibilidade à vista poderá contribuir
para pressionar para baixo os preços à vista e levar
as nações consumidoras a encontrar uma maneira
de vincular os novos contratos a índices à vista. Em
novembro de 2014, por exemplo, a japonesa Chubu
Electric assinou um contrato para comprar GNL da
francesa GDF Suez a preços parcialmente vinculados
aos preços à vista na Ásia.73 Em um movimento
parecido, compradores asiáticos estão tentando
suavizar a volatilidade dos preços criando uma
plataforma de negociação de derivativos de GNL.
Japão, Cingapura e China atualmente têm planos para
lançar a negociação de futuros de GNL, embora o
possível sucesso dessas iniciativas continue incerto.
À medida que se arrasta o impasse entre compradores
e vendedores, muitos desenvolvedores estão
adiando suas decisões finais de investimento (FIDs)
sobre projetos globais de GNL. Ao mesmo tempo,
os credores estão se tornando mais avessos ao
financiamento de novas perfurações e produções.
Tomadas em conjunto, essas tendências retardaram
a construção de terminais de GNL e comprometeram
vários projetos: a Excelerate Energy, em Houston,
postergou seu projeto na Baía de Lavaca;74 a Chevron
Corp. diminuiu de maneira significativa os gastos
com o projeto de GNL em Kitimat, no Canadá, e
pretende reduzir os gastos com GNL no mundo todo
em 20% em 2015;75 a Petronas, da Malásia, adiou
indefinidamente o início da construção de uma
usina de GNL no valor de US$ 32 bilhões na costa
do Pacífico do Canadá;76 e investimentos previstos
para projetos de terminais de GNL na Tanzânia e em
Moçambique estão sendo questionados. A tendência,
no entanto, não é universal, como demonstra a
recente oferta de aquisição do BG Group pela
Royal Dutch Shell. É claro que, se a oferta diminuir,
a demanda provavelmente pressionará os preços
de volta para cima no longo prazo, uma vez mais
impulsionando um comércio mais global de GNL.
Conclusões
Embora o preço do GNL possa já ter sido um modelo
de estabilidade, agora já não é mais tanto assim.
Até que os preços se estabilizem, o gás natural
provavelmente será comercializado em regiões
geográficas mais próximas. Isso significa que o GNL
australiano provavelmente manterá sua vantagem
Norte/Sul, abastecendo Cingapura, Taiwan, Japão e
Coreia do Sul. Por outro lado, os produtores norteamericanos têm uma vantagem comercial mais natural
com a Europa.
Isto posto, os produtores com maior eficiência de custo
são os com maior probabilidade de ganhar participação
de mercado global, em especial à medida que a
economia da oferta-demanda entre em ação. Isso pode
vir a dar aos Estados Unidos (e talvez ao Canadá) uma
vantagem competitiva, já que seus pontos de equilíbrio
em projetos de GNL são normalmente mais baixos.
Novos mecanismos contratuais podem se tornar mais
predominantes, possivelmente alterando a dinâmica
dos preços a longo prazo do setor global de GNL.
Preços vinculados, flexibilidade de destino e novos
modelos de cobrança de portagem estão cada vez mais
alterando o poder do mercado dos vendedores para
os compradores – tendência que continuará sendo
intensificada se os contratos com preços à vista se
tornarem mais predominantes.
Embora o preço do GNL possa já ter sido um modelo
de estabilidade, agora já não é mais tanto assim.
Até que os preços se estabilizem, o gás natural
provavelmente será comercializado em regiões
geograficamente mais próximas.
While the price of LNG may once have
been a model for stability, it is less so
now. Until prices stabilize, natural gas
will likely trade in more geographically
proximate regions.
Reality Check 2015 15
Investir em inovação: o custo da
complexidade
Embora os gastos com exploração e produção estejam
diminuindo em meio à atual volatilidade nos preços das
commodities, em março de 2014, as quatro maiores
empresas de petróleo e gás do mundo estavam
gastando aproximadamente 40% de seus orçamentos de
capital em megaprojetos77 (aqueles com investimentos
de capital de US$ 1 bilhão ou mais). Observe-se que
metade da distribuição desses 40% estava indo para
projetos tecnicamente complexos, como o projeto
Gorgon de GNL na Austrália, o projeto Pearl de gás
para líquido (GTL) no Catar, o projeto Kashagan no Mar
Cáspio e o projeto Sacalina na Rússia.78
Graças a investimentos significativos em tecnologia
e inovação, o setor está acessando depósitos antes
inacessíveis por meio da exploração em águas
profundas e ultraprofundas, construindo instalações
para GNL flutuante (FLNG) e armazenagem e
explorando novas fronteiras no Ártico. As inovações
incluem a automação de operações remotas e
submarinas; perfuração de alta pressão e alta
temperatura; fraturamento hidráulico multiestágio; e
até mesmo robótica submarina (veja Figura 12).
Figura 12. As tecnologias de alto impacto vão se tornar dominantes no médio prazo (por volta de 2020)
Perfuração e poços de alta pressão e alta
temperatura e tecnologias relacionadas
58%
Fraturamento hidráulico multiestágio
e avanços relacionados
54%
Monitoramento automatizado/sem fio
e sensores de última geração
44%
Poços digitais, integração de sistemas
e tecnologias relacionadas
42%
Sensoriamento remoto, identificação por
radiofrequência e tecnologias relacionadas
41%
Bombas elétricas submersíveis horizontais
39%
Drenagem gravitacional assistida por vapor e
outras técnicas de extração de petróleo pesado
39%
Risers rígidos e tecnologias relacionadas
37%
Gelificantes e outros aperfeiçoamentos de
ingredientes de fluidos para fraturamento hidráulico
37%
36%
Impulsão submarina
Impressão 3D ou
manufatura aditiva
35%
Levantamentos aéreos e outros
aperfeiçoamentos sísmicos/detecção
28%
Visualização sísmica passiva e
microssísmica e tecnologias relacionadas
0%
27%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
Grau de impacto (% de entrevistados que respondeu ‘alto impacto’)
Cadeia de fornecimento inteligente
Próximo recurso
Extensão de vida
Tempo de operação e eficiência
Fonte: Lloyd’s Register Energy – Oil and gas Technology Radar 2014 www.lr.org/technologyradar
16
Exposição a riscos
Na busca por inovação, os gastos globais das
empresas de E&P com exploração e produção em
2014 alcançaram estimados US$ 723,3 bilhões,79
apesar dos preços de energia mais baixos. Embora
haja uma expectativa de queda dos gastos gerais em
2015, é improvável que projetos com decisões finais de
investimento sejam cancelados. Em dezembro de 2014,
a Douglas-Westwood80 ainda estava prevendo que
os poços de desenvolvimento em alto-mar cresceriam
17% até 2018. Do US$ 1,4 trilhão projetado para ser
gasto em exploração e produção em alto-mar durante
esse período, a previsão é de 39% para serviços de
manutenção e reparação dos campos, 31% para
perfuração, 15% para EPC (engenharia, suprimentos e
construção) e 15% para desenvolvimento submarino.
Na verdade, as despesas de capital em águas profundas
estão previstas para aumentar 130%, já que mais 1.500
poços submarinos são perfurados e completados no
mundo todo. Os gastos com a produção flutuante
também estão previstos para aumentar, alcançando
US$ 164 bilhões até 2020, com o FLNG representando
cerca de US $81 bilhões dessa despesa de capital.
Figura 13. Despesas de capital em águas profundas 2009-2019
Fonte: Douglas-Westwood – Deepwater market forecast 2015 edition
Figura 14. FLNG – Despesas de capital globais e divisão regional
Fonte: Douglas-Westwood – World FLNG market forecast 2014 edition
Reality Check 2015 17
Acima do prazo, acima do orçamento
O desafio, no entanto, que nos últimos meses foi
bastante aliviado, é o gasto significantemente alto
associado com tantos projetos complexos. Até 65% dos
projetos de capital do mundo ultrapassam o orçamento
em pelo menos 25% e/ou ultrapassam os prazos
previstos em até 50%.81 À medida que os riscos técnicos
dos projetos aumentam, as despesas de capital sobem
em ritmo acelerado.
Na Austrália, por exemplo, o projeto Pluto de GNL entrou
em operação 14 meses depois do início previsto, a um
custo de US$ 14,9 bilhões – 33% acima das estimativas
iniciais,82 o projeto Gorgon de GNL ficou 40% acima do
custo e atrasou mais de um ano83 e o preço do projeto
Wheatstone subiu 13% entre 2011 e 2013.84
Em outros lugares, o projeto Pearl de GTL no Catar
subiu quase 300% em relação a seu orçamento de US$
5 bilhões em 2003,85 enquanto projetos de petróleo e
gás em alto-mar na Noruega estão operando cerca de
20% acima das estimativas iniciais de custo.86 Atrasos
nos custos e no prazo também atingiram os únicos dois
campos em alto-mar atualmente produzindo no Ártico:
o campo de Snøhvit na Noruega, a primeira exploração
de GNL da região,87 e o projeto Prirazlomnoye na Rússia,
a primeira exploração de petróleo do Ártico. Enquanto
isso, em outubro de 2014, o custo do Kashagan – já
o projeto de petróleo mais caro do mundo – estava
previsto para aumentar quase US$ 4 bilhões porque os
desenvolvedores foram forçados a substituir cerca de 240
quilômetros de oleodutos que estavam vazando.88
Há inúmeras razões para esses custos acima do previsto,
variando de obrigações regulatórias que exigem
investimentos adicionais, aumento dos custos de mão de
obra e materiais e enormes riscos técnicos e geopolíticos.
Há também fatores menos benignos, como a tendência
de investir em demasia em tecnologias de ponta e a
insistência em personalizar cada projeto ao invés de
procurar maneiras de padronizar.
18
A defesa da consciência de custo
Com os preços da energia em declínio, as empresas
já estão adiando FIDs e segurando projetos com
baixa margem. Agora que as empresas perderam
a proteção dos preços flutuantes que poderia ter
evitado custos superiores aos previstos, o imperativo
para manter os custos sob controle está se tornando
ainda mais crucial. Segundo a Goldman Sachs, as
empresas precisarão cortar os custos em até 30%
para tornar lucrativos diversos projetos de alto custo
caso os preços do petróleo fiquem em média em
torno de US$ 70 o barril.89
Isso está exigindo novas abordagens para o
planejamento, o desenvolvimento, o financiamento e
a aprovação dos projetos. Os processos de stage-gate
tradicional ainda têm seu lugar em projetos altamente
técnicos. Os projetos complexos que cada vez mais
dominam o setor de petróleo e gás, no entanto, têm
um alto grau de variabilidade, reduzindo a utilidade
dos processos stage-gate de estágios sequenciados.
As geologias, a engenharia e os ambientes
regulatórios desafiadores associados com esses
projetos tornam os resultados imprevisíveis e exigem
respostas mais dinâmicas.
Para enfrentar o desempenho precário dos projetos,
as empresas estão adotando uma série de estratégias.
Entre elas estão:
•Desenvolvimento integrado de projetos (DIP)
– melhorando a colaboração em toda a cadeia
de fornecimento, a intenção do DIP é alinhar os
objetivos comerciais de todos os participantes do
projeto (proprietários, engenheiros, empreiteiros,
subempreiteiros, principais fornecedores). Serve para
concentrar os esforços da equipe com o objetivo de
melhorar a entrega do projeto desde o seu início até
o encerramento.
•Análise avançada – à medida que aumenta a
dependência do setor nos chamados ‘grandes dados’
(big data), as empresas podem se beneficiar cada
vez mais do uso da análise avançada para identificar
indicadores preliminares de possíveis problemas
que poderão afetar o desempenho do projeto. Por
exemplo, ao alavancar grandes conjuntos de dados
sobre o desempenho de funcionários em campo, as
empresas podem tomar decisões mais embasadas de
planejamento da força de trabalho. Do mesmo modo,
ao integrar dados externos (isto é, padrões climáticos,
agitação política, questões da cadeia de fornecimento
multicamada), elas podem modelar cenários nos quais
os projetos costumam sair dos trilhos e colocar em
prática estratégias de mitigação antecipadamente.
•Gestão de projetos lean – envolve o ajuste
dinâmico das necessidades de entrega do projeto às
exigências de projetos contemporâneos, permitindo
que as organizações ajustem o fluxo de trabalho e a
alocação de recursos em tempo real, em resposta às
diferentes exigências.
•Gestão de talentos – durante períodos de
desaceleração do setor, as empresas tendem a
demitir profissionais e reduzir a contratação a
trabalhadores de níveis inferiores. No passado, isso
criou uma lacuna geracional que ainda define a força
de trabalho atual do setor de petróleo e gás. Para
evitar a intensificação da escassez de trabalhadores
qualificados no futuro, as empresas precisam
buscar processos de talentos que administrem
melhor a atração e a retenção de talentos técnicos
e de engenharia. Ao mesmo tempo, os programas
de capacitação também devem se concentrar na
promoção de um nível mais alto de consciência de
custos entre as forças de trabalho existentes, que
provavelmente serão solicitadas a operar de uma
maneira mais limitada fiscalmente daqui para frente.
•Uma mudança em direção ao campo de
petróleo digital, que conta com tecnologias como
visualização sísmica 4D para iniciativas de inteligência
de negócios. Os investimentos no campo de petróleo
digital estão mudando a economia dos projetos. Por
exemplo, o projeto Amberjack, da Shell, registrou
redução de 20% dos custos operacionais, aumento
de 5% a 10% de recuperação e redução de 75% nos
tempos dos ciclos do fluxo de trabalho – resultados
que permitem que esse chamado ‘campo inteligente’
produza 600 barris de petróleo a mais por dia.90
•Abordagens modulares – como setor dominado
pela engenharia, a padronização modular às vezes é
considerada suspeita no setor de petróleo e gás. No
entanto, se aplicadas com eficácia, as abordagens
modulares podem reduzir os custos dos projetos em
até 15% e acelerar a entrega dos projetos em até
20%.91 A modularização aumenta as possibilidades
e pode incluir o uso de especificações comuns de
desenho para projetos semelhantes, com a reutilização
de desenhos de usinas já desenvolvidas em novos
projetos e contando com tecnologias modulares
de rápida evolução (isto é, sistemas de processos
skid-mounted, componentes de infraestrutura prémontados) para agilizar os esforços de trabalho.
Dificuldades do setor de serviços
No curto prazo, os custos dos serviços em campos
petrolíferos (OFS) também deverão cair devido ao
excesso de capacidade do mercado. Dada a frequência
com que as IOCs e as NOCs terceirizam parcelas
substanciais de suas operações de desenvolvimento
e produção para o setor de OFS, os custos em queda
nessa área podem ajudar a fortalecer as margens.
Embora isso possa ser uma boa notícia para as grandes
empresas de exploração e produção, já está cobrando
um preço alto do setor de OFS.
A Schlumberger pretende demitir 20 mil funcionários
em 2015,92 enquanto a Baker Hughes, que
recentemente se fundiu com a Halliburton, anunciou
cortes de 7 mil pessoas.93
As fusões e aquisições de OFS também caíram 40%
no segundo semestre de 2014 em comparação com o
ano anterior. Essa atividade reduzida afetou de maneira
mais aguda a perfuração (os acordos caíram 67%) e
os serviços de apoio (os acordos caíram 56%), embora
esses números tenham sido compensados por dois
negócios nos EUA que compreenderam cerca de 70%
do valor total dos acordos de OFS: a fusão entre a
Halliburton e a Baker Hughes e a aquisição da DresserRand pela Siemens.94
Assim como no setor de exploração e produção, a
recuperação no setor de OFS exigirá uma disciplina de
custos mais rigorosa, em particular dado aos elevados
encargos das dívidas sob as quais muitas dessas
empresas operam.
Conclusões
Embora os gastos de capital provavelmente venham
a cair no curto prazo, os megaprojetos ainda serão
necessários para atender à demanda de energia
global no longo prazo. Para evitar os custos e prazos
superiores ao previsto que em geral caracterizaram esses
projetos, as empresas talvez queiram explorar diversas
estratégias, incluindo planejamento de pré-projetos,
entrega de projetos integrados, gestão de projetos lean,
modularização e gestão de talentos. Elas talvez queiram
também investir em análise avançada para permitir o
monitoramento e a avaliação ágeis dos projetos.
Ao mesmo tempo, vale relembrar que sinais de preços
fracos muitas vezes estimulam a inovação. É mais
do que razoável esperar que os preços defasados
do petróleo também venham a estimular maiores
inovações.
Reality Check 2015 19
Empresas petrolíferas nacionais e
integradas: dinâmica em evolução
Durante décadas, as empresas petrolíferas integradas
(IOCs) estiveram entre os empreendimentos mais
avançados do mundo em termos de experiência do
setor, capacidades de pesquisa e desenvolvimento
e qualificações operacionais – o que lhes deu uma
vantagem significativa no mercado de energia global.
Nos últimos anos, no entanto, essa vantagem vem
perdendo força. De certo modo, isso pode se dar
ao fato de que a produção das maiores IOCs de
capital aberto vêm caindo há vários anos, apesar dos
constantes aumentos dos gastos de capital. Entre
2006 e 2012, por exemplo, a produção de petróleo
das grandes empresas caiu de 16,1 mbd para 14 mbd,
enquanto os gastos de capital subiram de US$ 109
bilhões para US$ 262 bilhões.95
Dado o esgotamento das reservas convencionais – e o
benefício das alternativas – as IOCs têm se concentrado
em movimentos não convencionais para aumentar
a produção. Seus esforços, no entanto, têm sido
apenas moderadamente bem-sucedidos. Enquanto a
ExxonMobil e a ConocoPhillips conseguiram alcançar
um índice de substituição de reserva (RRR) superior a
100% em 2014, o RRR da Chevron foi de 89%, da BP
de 62% e da Royal Dutch Shell de apenas 26%.96 Para
simplesmente manter os atuais níveis de produção, a
AIE estima que as empresas de exploração e produção
precisarão gastar US$ 680 bilhões por ano.97
É claro que as tendências de gastos dos últimos meses
têm apontado para a direção oposta. Para voltar a
controlar os custos, as IOCs têm cortado despesas de
capital e adiado projetos.
Figura 15. Negócios upstream por determinadas empresas petrolíferas integradas, 2012-2014
Número de negócios
6
4
5
4
2
2
3
0
-2
-4
-5
-3
-4
-3
2
-2
-2
2
A BP, por exemplo, cortou US$ 1 bilhão de seus planos
de gastos de capital;98 a ExxonMobil disse prever
gastos de capital de cerca de US$ 34 bilhões em 2015,
12% a menos do que em 2014.99 A Royal Dutch Shell
desistiu do acordo com a Qatar Petroleum de construir
uma instalação petroquímica de US$ 6,5 bilhões no
emirado;100 e a Chevron suspendeu seus projetos de gás
de xisto na Polônia, na Ucrânia e na Romênia.
Fechando a lacuna
Isso se dá em contraste com a tendência dominante
entre algumas das empresas petrolíferas nacionais
(NOCs) mais bem financiadas do mundo. As NOCs
controlam atualmente cerca de 90% das reservas
de petróleo conhecidas do mundo.101 Isso inclui não
apenas a titularidade de uma grande porcentagem de
sua produção interna – seja de forma independente
ou por meio de contratos de partilha de produção –
mas também sua participação em empreendimentos
internacionais de energia.
As aquisições das chinesas CNPC, CNOOC e Sinopec,
das russas Gazprom e Rosneft e da malaia Petronas
foram manchete durante anos. Juntas, as NOCs da Ásia
investiram cerca de US$ 40 bilhões em outros países
nos últimos dois anos.102 Somente no último ano, a
Saudi Aramco comprou uma participação de 28% de
uma empresa sul-coreana de refino e comercialização
de petróleo, a NOC da Turquia (Turkish Petroleum
Corp.) fez investimentos no Azerbaijão e a NOC do
Catar adquiriu uma participação de US$ 1 bilhão de
um campo petrolífero brasileiro da Royal Dutch Shell.103
Entre 2012 e 2014, seis NOCs pagaram cada uma pelo
menos US$ 5 bilhões em uma aquisição.104
É certo que o ritmo das aquisições de NOCs diminuiu
em 2014. Dos dez maiores negócios de upstream
realizados no ano (aqueles acima de US$ 2 bilhões),
sete envolveram empresas de exploração e produção
norte-americanas como compradoras ou vendedoras.
Vale observar que as NOCs asiáticas ou cáspias ficaram
1
-1
-5
-7
-4
-8
-9
-6
-8
-10
1Q12
2Q12
Aquisição
3Q12
4Q12
1Q13
2Q13
3Q13
4Q13
1Q14
2Q14
Alienações
Fonte: PLS Inc. and Derrick Petroleum Services Global Mergers & Acquisitions Database de 9 de janeiro de 2015
20
3Q14
4Q14
de fora. As aquisições feitas por NOCs chinesas
também caíram de maneira acentuada no ano,
de US$ 20 bilhões em 2013 para menos de US$ 3
bilhões em 2014.105
Apesar dessa abordagem mais cautelosa, as
NOCs não parecem estar cortando de forma tão
acentuada quanto as IOCs. Por exemplo, embora
as IOCs estejam prevendo uma queda de 13%
nos gastos de capital para o ano, as NOCs estão
cortando uma porcentagem consideravelmente
menor de suas despesas, enquanto a Saudi
Aramco, a ADNOC e a Kuwait Oil Company podem
até mesmo aumentar seus gastos.106
Também na área da inovação algumas NOCs estão
apostando mais alto. Em levantamento recente do
setor,107 as IOCs foram vistas como responsáveis
pela introdução de cerca de 46% das tecnologias
inovadoras do setor entre 2012 e 2014. Até 2016,
no entanto, as inovações das IOCs devem cair 36%,
enquanto as inovações das NOCs aumentaram de
24% para 28% de 2012 a 2014.
Siga os líderes
As NOCs interessadas em chegar à curva de
maturidade não precisam ir longe para encontrar
precedentes. A BP começou como NOC,
assim como a francesa Total. Muitos também
argumentariam que a norueguesa Statoil fica entra
uma NOC e uma IOC. Entre as NOCs que podem
seguir essas tendências estão as chinesas CNPC,
CNOOC e Sinopec e as indianas ONGC e Indian Oil
Corporation.
Muitas dessas NOCs já estão adotando medidas
para reforçar suas operações e domínio de
mercado. De uma perspectiva operacional, as
NOCs estão cada vez mais fazendo parcerias com
empresas de OFS capazes de lhes dar acesso a
uma gama maior de recursos financeiros, humanos
e técnicos. Isso permite que elas aumentem seus
conjuntos de habilidades internas e se tornem
mais viáveis comercialmente. De uma perspectiva
de domínio de mercado, as ações das NOCs têm
sido mais sutis e variadas – criando alianças mais
diretas, por exemplo, com prestadores internos de
OFS que elas possuem parcial ou totalmente.
Não é universal
Para fazer justiça, esse padrão não se dá em
todos os lugares. A maioria das NOCs de todo
o mundo provavelmente continuará a depender
da especialização das IOCs nos próximos anos,
em particular dada à força das IOCs em inovação
tecnológica, estilo gerencial e colaboração com as
comunidades locais. A exploração de reservas não
convencionais e campos complexos também pede
o envolvimento constante das IOCs.
Considerando os níveis de risco e os orçamentos
associados com esses megaprojetos, seu sucesso
depende de investimentos significativos e
conhecimentos técnicos especializados – áreas em
que as IOCs continuam a dominar. No início de 2015,
por exemplo, a China saiu em busca de operadores
estrangeiros para ajudar a desenvolver seus ativos de
petróleo e gás em alto-mar.108 A maioria das NOCs
também não consegue competir com as operações
de midstream e downstream das IOCs, onde as
parcerias continuarão a sobreviver.
Reconhecendo esses pontos fortes, alguns países
adotaram medidas para abrir suas fronteiras
anteriormente fechadas numa tentativa de atrair
maiores investimentos de IOCs. A mexicana Pemex
vem imediatamente à mente, mas outras NOCs –
como as de Mianmar, Etiópia e Honduras – também
abriram seu setor de energia para investidores
privados nos últimos anos.
Conclusões
Atualmente é difícil antever um futuro onde as IOCs
não desempenhem um papel decisivo na exploração
e produção de petróleo e gás. No entanto, em áreas
onde os pontos fortes tradicionais das IOCs não são
necessários, é possível vislumbrar as IOCs perdendo
participação de mercado para grandes players de OFS
e para NOCs, em particular em projetos não técnicos.
Para evitar essa lenta erosão, as IOCs vão precisar
se proteger contra o instinto de fazer demissões
em massa enquanto os preços das commodities
permanecerem baixos. Embora sempre haja espaço
para aumentar a consciência sobre os custos, as IOCs
talvez queiram evitar se colocar em uma posição onde
não tenham o talento e o ímpeto de que necessitam
não apenas para retomar a produção quando os
preços se recuperarem, mas para manter a vantagem
em um cenário competitivo em mudança.
As IOCs vão
precisar se
proteger
contra o
instinto
de fazer
demissões
em massa
enquanto os
preços das
commodities
permanecerem
baixos.
Ao mesmo tempo, à medida que as IOCs se voltam
para modelos de negócios mais enxutos, as NOCs
com dinheiro disponível podem cada vez mais estar
em posição de adquirir ativos cobiçados, atrair ainda
mais os principais talentos do setor e criar relações
mais fortes com as principais empresas de OFS.
Com o tempo, esse foco provavelmente posicionará
algumas NOCs para competir de maneira mais eficaz
no cenário internacional. Isto posto, embora relações
comerciais mais estreitas entre grandes empresas
de serviços e NOCs poderão vir a tirar da posição
intermediária as IOCs em algumas situações, algumas
EPCs continuam despreparadas para assumir os riscos
associados com custos e prazos de projetos superiores
ao previsto. Isso forçará as NOCs a subir na curva de
maturidade para assumir um nível mais alto de risco
do que no passado, exigindo a adoção de programas
muito mais sofisticados de gestão de riscos, estruturas
de governança, culturas de inovação e práticas de
eficiência organizacional do que os que prevalecem
atualmente. Embora os componentes básicos para
que isso aconteça não estejam atualmente em vigor,
essas tendências podem resultar em formas diferentes
de colaboração no futuro.
Reality Check 2015 21
Manter-se ágeis
Não há dúvida de que a queda dos preços do petróleo
foi manchete no ano passado. Os preços mais baixos da
commodity já cobraram um preço do setor de upstream
e continuam contribuindo para o encolhimento dos
orçamentos de exploração e produção.
No entanto, a natureza cíclica do setor de petróleo e
gás não é um desdobramento novo. No longo prazo,
as flutuações dos preços provavelmente não afetarão
de maneira significativa a trajetória do setor – embora
possam acelerar algumas das tendências que já estavam
se desenrolando.
Os países capazes de aumentar a produção interna
de energia cada vez mais estarão buscando maneiras
de o fazer. Além das mudanças nos fundamentos da
oferta e da demanda, essa busca promete mudar as
relações entre as IOCs e as NOCs. A busca constante
por segurança energética também está alterando os
padrões globais de comercialização e reformulando as
bases de poder das nações produtoras (da América do
Norte e Rússia às nações da Opep e África). Ao mesmo
tempo, novas dinâmicas nos mercados de commodities
estão mudando o jogo no setor de GNL e levando
empresas de todos os tamanhos, e em todas as regiões,
a tratar com mais seriedade a contenção de custos.
Conforme essas tendências se desenrolam, todos os
players do mercado de energia só podem esperar se
adaptar continuando ágeis. Esperamos que este relatório
auxilie nesse aspecto apontando os desenvolvimentos
setoriais que estão surgindo no horizonte.
22
Contatos
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Oil & Gas Speciality Services
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Reality Check 2015 23
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South East Asia – Steven Yap
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China – Frank Mei
+86 10 8520 7013
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Kazakhstan – Daulet Kuatbekov
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Latin America – Ricardo Ruiz
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Taiwan – Ruske Ho
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Middle East – Mutasem Dajani
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Norway – Svenn Erik Edal
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United States – John England
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India – Vedamoorthy Namasivayam
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Oman – Alfred Strolla
+968 2481 7775
[email protected]
West Africa – Olufemi Abegunde
+234 805 209 0424
[email protected]
24
Fontes
1.
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00144feabdc0.html
2.
he Economist, “The new economics of oil: Sheikhs v shale,” December 6, 2014. http://www.economist.com/news/leaders/21635472-economics-oil-haveT
changed-some-businesses-will-go-bust-market-will-be
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A Deloitte refere-se a uma ou mais entidades da Deloitte Touche Tohmatsu Limited, uma sociedade privada, de responsabilidade limitada,
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