Abril 2020 será lembrado como o mês mais sombrio da história dos mercados petrolíferos em termos de saldos e preços. Mas, olhando para o futuro, há sinais de melhoria tanto na frente da oferta como da procura, embora a partir de uma base muito baixa. Muitos países começaram a aliviar os bloqueios induzidos pelo coronavírus, que deverão ter um impacto positivo na procura de petróleo. No lado da oferta, os cortes da OPEP+ entrarão em vigor, enquanto as respostas da oferta fora dos produtores da OPEP+ têm sido rápidas e severas. O impacto destes factores já está a ser sentido nos preços do petróleo e nos mercados físicos.

Neste Comentário Energético exploramos o leque de incertezas em torno da recuperação pós-crise dos balanços e preços de mercado e avaliamos os factores chave que irão moldar os resultados do mercado petrolífero em 2020 e 2021. Identificamos a forma da recuperação da demanda de petróleo como o fator chave que ditará o processo de reequilíbrio. Os equilíbrios do mercado petrolífero são também sensíveis ao cumprimento da OPEP+. Se os produtores da OPEP+ não cumprirem plenamente as suas quotas, o reequilíbrio do mercado será adiado até ao final de 2020. O factor final que determina a sensibilidade dos balanços petrolíferos é a extensão das reduções da oferta fora da OPEP+. Ao contrário do ciclo 2014-2016, que veio no final de um período sustentado de preços do Brent acima de $100/b, a escala do actual choque da procura é muito maior, e a posição financeira de todos os intervenientes é relativamente mais fraca e, portanto, as contracções da oferta/encerramento da produção serão mais profundas e rápidas neste ciclo.

O actual choque petrolífero e a transformação da curva da oferta como resultado, apresentará algumas oportunidades aos produtores de baixo custo com capacidade para aumentar a produção, particularmente à Arábia Saudita. Se a recuperação da procura se revelar mais forte do que o esperado, o Reino pode encontrar-se numa posição de aumentar a produção e capturar quota de mercado, substituindo as perdas de produção noutros locais (produção elevada / preço baixo). Mas isto pode exigir que os preços permaneçam na faixa de $40-50/b para não encorajar o rápido crescimento da oferta em outras partes do mundo e para apoiar a recuperação da demanda. Com uma maior produção e, mais importante, maiores exportações, esta estratégia pode resultar em pagamentos semelhantes a uma estratégia de menor produção e preços mais altos, digamos, na faixa de US$60-70/b (produção baixa / preço alto). Mas a estratégia de maior produção / preço mais baixo tem vantagens adicionais. Primeiro, isso é consistente com uma série de políticas internas existentes que visam melhorar a eficiência do consumo de energia, reformas de preços de energia e aumentar a participação do gás e das energias renováveis no setor energético, o que reduzirá a demanda interna e liberará o petróleo bruto para exportação. Em segundo lugar, ao aumentar a produção, o Reino pode se engajar em uma estratégia de monetização mais rápida em momentos em que há preocupações de que a transição energética resultará em menor demanda de petróleo a longo prazo. Terceiro, dado que a produção de petróleo ainda constitui uma parte significativa do PIB, uma maior produção pode apoiar o crescimento global do PIB saudita. Quarto, quando o próximo ciclo chegar, a Arábia Saudita poderá negociar cortes com outros produtores a partir de uma base muito mais elevada. Finalmente, se a resposta da oferta de xisto dos EUA se revelar mais fraca do que nos ciclos anteriores, porque os investidores exigem preços mais altos para serem atraídos novamente para o xisto dos EUA, especialmente após o choque dos preços negativos, então a Arábia Saudita pode aumentar tanto suas exportações como suas receitas.

Por: Bassam Fattouh,Andreas Economou