\nAs cota\u00e7\u00f5es do “ouro negro” terminaram 2020 a marcar a maior queda anual desde 2015, com perdas acima de 20%. Foi o ano do petr\u00f3leo em territ\u00f3rio negativo, de bra\u00e7os-de-ferro na OPEP+ e de uma pandemia que afetou fortemente a procura por combust\u00edvel.Apesar das subidas em torno de 6% no acumulado de dezembro, os pre\u00e7os ainda t\u00eam um longo caminho a percorrer at\u00e9 regressarem aos n\u00edveis de finais de 2019.<\/p>\n
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\nO West Texas Intermediate (WTI), “benchmark” para os Estados Unidos, negociou na \u00faltima sess\u00e3o do ano a cair mais de 1% para 47,89 d\u00f3lares por barril. No c\u00f4mputo do ano, a queda foi de 21,17%.
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\nJ\u00e1 o Brent do Mar do Norte, crude negociado em Londres e refer\u00eancia para as importa\u00e7\u00f5es europeias, transacionou nos 51,26 d\u00f3lares, a ceder tamb\u00e9m mais de 1%. No conjunto dos 12 meses, a perda foi de 22,55% – a descida mais acentuada desde 2015, superando mesmo as quedas de 2018 (quando recuou 19,8%).
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\nUm dos dias que marca este ano \u00e9 o 20 de abril. Foi nesta sess\u00e3o que o petr\u00f3leo dos EUA negociou em valores negativos pela primeira vez na sua hist\u00f3ria, fortemente pressionado pela falta de espa\u00e7o de armazenamento.
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\nO WTI encerrou essa segunda-feira negra a afundar para -37,63 d\u00f3lares por barril (depois de ter chegado a fixar-se em 40,32 d\u00f3lares negativos), algo nunca antes visto \u2013 e a cair 56 d\u00f3lares face ao fecho da sess\u00e3o anterior.
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\nO valor de 9,75 d\u00f3lares tinha sido a cota\u00e7\u00e3o intradi\u00e1ria mais baixa desde que os futuros do petr\u00f3leo foram lan\u00e7ados em 1983 no mercado nova-iorquino de mat\u00e9rias-primas (NYMEX). Ou seja, desde a Administra\u00e7\u00e3o Reagan que o crude n\u00e3o estava t\u00e3o barato.A derrocada de 20 de abril deixou os pre\u00e7os do crude norte-americano 159,4% abaixo do pico de janeiro de 63,27 d\u00f3lares. Ou seja, os vendedores aceitaram pagar esse valor por cada barril de 159 litros para se desfazerem dos contratos.
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\nPor seu lado, o Brent do Mar do Norte teve uma queda menos acentuada, mas, ainda assim, perdeu 5,73% para 26,47 d\u00f3lares por barril.
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\nO facto de os contratos de maio do WTI vencerem no dia seguinte levou ao fecho de muitas posi\u00e7\u00f5es, com os operadores a preferirem prazos mais longos, o que ajudou a afundar os pre\u00e7os. Nessa mesma sess\u00e3o, o WTI para entrega em junho caiu 9% para 22,70 d\u00f3lares. O spread de cerca de 60 d\u00f3lares entre os contratos de maio e de junho era um claro sinal de que os traders de petr\u00f3leo f\u00edsico n\u00e3o tinham espa\u00e7o dispon\u00edvel.
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\nA oferta de crude nos mercados estava a ser cada vez mais excedent\u00e1ria face \u00e0 cont\u00ednua queda da procura por for\u00e7a da pandemia de covid-19 e dos consequentes confinamentos. E, \u00e0 falta de espa\u00e7o de armazenamento em terra, muitas empresas come\u00e7aram a recorrer aos superpetroleiros, com o crude guardado no mar a atingir um recorde de 160 milh\u00f5es de barris .
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\nO que aconteceu, em suma, foi que os traders pagaram para despacharem petr\u00f3leo f\u00edsico \u2013 j\u00e1 que n\u00e3o o queriam ter em m\u00e3os quando o contrato vencesse no dia seguinte, fosse por falta de espa\u00e7o para o guardar ou por apenas lhes interessar a negocia\u00e7\u00e3o das cota\u00e7\u00f5es.
\nO problema da falta de armazenamento afetou sobretudo os produtores norte-americanos. “Com o espa\u00e7o de armazenamento a encher, o pre\u00e7o do petr\u00f3leo para entrega imediata afundou”, comentou nessa altura um analista do Saxo Bank, Ole Hansen.
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\nApesar de, no dia seguinte, a 21 de abril, os pre\u00e7os dos futuros do crude norte-americano terem recuperado para a casa dos 4 d\u00f3lares por barril, as cotadas do setor continuaram a ser muito pressionadas, pois aquelas cota\u00e7\u00f5es n\u00e3o permitiam margens operacionais vi\u00e1veis. Isto em contraste com as empresas donas de superpetroleiros \u2013 que continuavam a encher, \u00e0 conta da falta de espa\u00e7o em terra para o armazenar.
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\nO shale oil
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\nA norte-americana Whiting Petroleum pediu, em in\u00edcios de abril, prote\u00e7\u00e3o contra credores, ao abrigo da lei de fal\u00eancias dos EUA, tornando-se a primeira grande produtora independente de petr\u00f3leo de xisto (“shale oil”) a sucumbir \u00e0 queda dos pre\u00e7os do crude num contexto de oferta excedent\u00e1ria agravada pela pandemia do novo coronav\u00edrus.
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\nEste pedido da empresa de fraturamento hidr\u00e1ulico (o chamado \u2018fracking\u2019 \u2013 inje\u00e7\u00e3o de um fluido a alta press\u00e3o, no subsolo, para facilitar a extra\u00e7\u00e3o destes hidrocarbonetos) aconteceu numa altura em que muitas outras prospetoras norte-americanas se viram em apuros para conseguirem reembolsar aos bancos e obrigacionistas a d\u00edvida que emitiram para fazer dos EUA o maior produtor mundial de petr\u00f3leo e g\u00e1s.
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\nO facto de muitas destas empresas estarem a sofrer cortes na sua nota\u00e7\u00e3o financeira por parte das ag\u00eancias de “rating”, com a d\u00edvida de muitas delas j\u00e1 classificada como “lixo”, contribuiu para agravar este problema.
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\nApesar de o “fracking” j\u00e1 ser menos dispendioso com o evoluir das t\u00e9cnicas nos \u00faltimos anos, as empresas do setor n\u00e3o conseguiram continuar a operar com os pre\u00e7os que estavam a ser praticados no mercado.
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\nO bra\u00e7o-de-ferro na OPEP
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\nAbril foi, assim, um m\u00eas hist\u00f3rico para o petr\u00f3leo em v\u00e1rios sentidos: foi acordado um corte \u00e9pico da produ\u00e7\u00e3o, as cota\u00e7\u00f5es em Nova Iorque negociaram em valores negativos, e a capacidade de armazenamento em terra praticamente esgotou e a queda do consumo de combust\u00edvel decorrente da pandemia levou tamb\u00e9m a uma menor procura por parte das refinarias, o que penalizou fortemente as cota\u00e7\u00f5es. Quem agradeceu foram os consumidores, com os pre\u00e7os na bomba a descerem consecutivamente. Mas, para muitos investidores, as perdas foram enormes.
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\nA juntar-se a esta situa\u00e7\u00e3o de menor procura num contexto de oferta que era j\u00e1 excedent\u00e1ria esteve a guerra petrol\u00edfera desencadeada a 8 de Mar\u00e7o, quando a Ar\u00e1bia Saudita anunciou que iria aumentar a produ\u00e7\u00e3o a partir de abril e oferecer descontos aos clientes. Esta foi a estrat\u00e9gia definida por Riade depois de Moscovo ter recusado a proposta da Organiza\u00e7\u00e3o dos Pa\u00edses Exportadores de Petr\u00f3leo (OPEP) de um corte adicional de produ\u00e7\u00e3o \u2013 no \u00e2mbito do acordo que vigorava entre os 13 pa\u00edses do cartel e os seus 10 parceiros (o chamado grupo OPEP+) \u2013 para sustentar os pre\u00e7os do “ouro negro” perante o impacto do coronav\u00edrus.
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\nA 30 de abril foi conhecido o resultado dessa abertura de torneiras por parte da Ar\u00e1bia Saudita e dos seus aliados do Golfo P\u00e9rsico (Emirados \u00c1rabes Unidos e Koweit), bem como por parte da Nig\u00e9ria, que ofuscou grandemente a queda de produ\u00e7\u00e3o na L\u00edbia, Ir\u00e3o e Venezuela: a produ\u00e7\u00e3o da OPEP disparou em abril para um m\u00e1ximo de 13 meses.
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\nPerante uma situa\u00e7\u00e3o cada vez mais negra para os pa\u00edses que dependem do crude como principal fonte de receita e para as empresas que n\u00e3o conseguiam operar com margens t\u00e3o baixas, no dia 12 de abril a OPEP+ conseguiu chegar a um entendimento e anunciou o maior corte de produ\u00e7\u00e3o alguma vez visto. Os membros do cartel, a R\u00fassia e outros aliados definiram uma redu\u00e7\u00e3o de 9,7 milh\u00f5es de barris por dia, o que corresponde a 10% da produ\u00e7\u00e3o mundial. No entanto, uma vez que esse corte s\u00f3 entrava em vigor a 1 de maio, n\u00e3o impediu a derrocada dos pre\u00e7os na sess\u00e3o negra de 20 de abril \u2013 at\u00e9 porque, apesar de os cortes de produ\u00e7\u00e3o anunciados pela OPEP+ serem hist\u00f3ricos, constitu\u00edam apenas uma fra\u00e7\u00e3o da queda da procura (em abril o consumo caiu em torno de 30 milh\u00f5es de barris di\u00e1rios), pelo que n\u00e3o surtiram grande efeito no sentimento imediato dos investidores.
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\nAp\u00f3s esta crise, os pre\u00e7os do crude come\u00e7aram a retomar, mas est\u00e3o ainda longe dos patamares do final do ano passado.
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\nOs novos acordos
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\nAs reuni\u00f5es e acordos da OPEP+ prosseguiram, tendo a meio do ano sido acordada uma redu\u00e7\u00e3o da oferta em 7,7 milh\u00f5es de barris por dia entre agosto e dezembro, para depois se aliviar esse corte em cerca de dois milh\u00f5es de barris di\u00e1rios a partir de janeiro de 2021.
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\nNo entanto, dados os baixos pre\u00e7os, no encontro de 3 de dezembro a OPEP+ decidiu aumentar a entrada de crude no mercado em meio milh\u00e3o de barris por dia. Nessa reuni\u00e3o surgiu outra novidade: os membros da OPEP+ v\u00e3o passar a reunir-se mensalmente para reverem as suas quotas de produ\u00e7\u00e3o. Isto porque a rapidez com que se espera que as vacinas contra a covid-19 comecem a chegar ao mercado dever\u00e1 reabrir mais cedo as economias, ajudando assim a um maior consumo de combust\u00edvel, pelo que os produtores poder\u00e3o n\u00e3o ter de fazer um esfor\u00e7o de corte da oferta durante tanto tempo quanto inicialmente pensavam.
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\nOs investidores j\u00e1 est\u00e3o agora na expectativa da pr\u00f3xima reuni\u00e3o, agendada para 4 de janeiro, na qual a OPEP\u00b4+ vai definir o n\u00edvel de produ\u00e7\u00e3o de fevereiro.<\/p>\n