Como a guerra no Oriente Médio afeta a sua conta de gás?

A escalada da guerra no Oriente Médio sacudiu os ânimos do mercado global de gás natural liquefeito (GNL). Para além de toda a crise humanitária que uma guerra envolve (e já são mais de mil mortes de civis confirmadas só no Irã), o conflito tem suas repercussões diretas sobre a dinâmica do mercado de gás: Na esteira do bloqueio do Estreito de Ormuz (por onde transita 20% do comércio global de GNL) e dos ataques iranianos às infraestruturas do Catar, os preços internacionais saltaram na última semana.  A última grande crise do GNL, em 2021/2022, ainda está na memória. E reacende o temor que, a exemplo daquela ocasião, o pico nos preços globais volte a contaminar o mercado brasileiro. Mas quais as chances de vermos os preços internos do gás subirem 40%, numa tacada só, como a Petrobras fez na virada de 2021 para 2022?

Um outro mercado, um outro contexto

O Brasil depende das importações flexíveis de GNL, principalmente para atendimento das termelétricas, e não é, portanto, completamente imune à dinâmica do mercado global da commodity. Um exemplo disso aconteceu em 2022, quando uma “tempestade perfeita” jogou o mercado de GNL numa crise sem precedentes. uma crise iniciada em 2021, na Europa, a partir de uma conjunção entre recuperação da demanda pós-pandemia, estoques baixos no inverno e frustração na geração de energias renováveis; e que foi agravada em 2022, com a eclosão da guerra na Ucrânia e interrupção da oferta russa. Na ocasião, ainda no início de movimento de abertura do mercado brasileiro, a Petrobras aumentou em 40% – de 12% para 16,75% – o percentual do Brent ao qual o preço do gás está indexado nos contratos com as distribuidoras. O aumento foi justificado, à época, pelo impacto do aumento dos custos da companhia com a importação de GNL – no contexto da crise hídrica de 2021, internamente, e da inflação do gás no mercado internacional. O posicionamento da Petrobras foi parar nos tribunais, com a judicialização por um grupo de distribuidoras.

Brasil menos vulnerável

Analistas do setor, porém, veem mudanças no quadro de 2022 para cá e acreditam que o Brasil está hoje menos vulnerável a um novo pico desses – tanto pela dinâmica do mercado doméstico (com mais concorrentes) quanto pela própria natureza da inflação global. O sócio-diretor da A&M Infra, Rivaldo Moreira Neto, destaca que as condições mudaram muito rápido desde a última grande crise: pouco mais de um terço do mercado brasileiro foi parar nas mãos de concorrentes da Petrobras.  E a entrada da concorrência, segundo ele, pode frear movimentos mais bruscos do agente dominante. “Estamos todos no escuro com relação ao que vai acontecer adiante. Mas lá atrás tivemos uma reacomodação muito rápida das condições. Agora, temos muito mais gente jogando nesse mercado”. “A grande questão agora é quanto e como afetaria [o mercado doméstico], considerando que agora não só a Petrobras pode fazer ajustes na sua política comercial. Como agora ela pode ter também concorrência – e até uma concorrência de longo prazo esperada maior – isso pode eventualmente frear certos movimentos de correção”. O gerente sênior de Pesquisa da divisão de Gás e Energia do Cone Sul da Wood Mackenzie, Javier Toro, acrescentou que, fora o aumento da concorrência, o Brasil convive hoje com uma mudança nos fundamentos do mercado, diante da expectativa de aumento da oferta de gás.  Ele cita a entrada do gasoduto Rota 3 em 2025 e o início da produção de Raia em 2028 e da integração com a Argentina – o que gera alternativas ao GNL importado. “Naquele momento [2021/2022], o grau de exposição e a dependência do GNL era muito maior em comparação ao agora”, complementou.

Novo contexto

Os analistas pontuam que até mesmo o mercado global está em contexto diferente. O vice-presidente do Mercado de Gás para a América Latina da Rystad Energy, Vinícius Romano, pontuou que a expectativa, hoje, é que não haja uma escalada de preços tão drástica quanto aconteceu no passado. A magnitude das perdas dependerá da extensão dos danos à infraestrutura, que ainda estão sendo avaliados, e da duração do fechamento do Estreito ao tráfego marítimo. Mas a Rystad analisa que os acontecimentos de 2026 se desenrolam num mercado com balanços relativamente mais frouxos e fluxos comerciais crescentes. A consultoria calcula que: num cenário em que os danos sejam limitados ou inexistentes e as hostilidades cessem rapidamente, levando a uma paralisação da produção de 15 dias, haja uma redução de 4,3% na produção de GNL em 2026 – o equivalente a 3,3 milhões de toneladas; uma interrupção mais prolongada poderia resultar numa perda de fornecimento de 5,6 milhões de toneladas; enquanto uma interrupção total com duração de quatro a cinco semanas antes da reabertura do Estreito ao tráfego comercial se traduziria numa perda de 11,2 milhões de toneladas para todo o ano de 2026. E aí parte dessa perda poderia ser compensada por exportadores dos EUA – e até pela Rússia. A Rystad estima que, caso o pior cenário se concretize, produtores oportunistas poderiam lançar no mercado até 15 milhões de toneladas adicionais de GNL. Além disso, do lado da demanda, espera-se uma combinação de contenção da demanda e, aonde for tecnicamente viável, substituição de combustíveis. Romano faz um paralelo com 2022: na ocasião, a Europa assumiu o aumento de custos com importação por uma questão de segurança energética. Dessa vez, a capacidade dos países da Ásia – maior consumidor de GNL do Catar – de pagar pelo aumento dos preços do GNL é menor do que foi o da Europa anos atrás. “Nesse momento o que a gente vê é que parte da demanda na Ásia poderia ser convertida para líquidos de petróleo, GLP, carvão. Isso ajudaria a reduzir essa demanda por GNL. E outra parte teria também uma redução de demanda por conta de um aumento natural de preços”.

E as termelétricas?

Já as termelétricas brasileiras estão mais expostas à dinâmica de preços internacionais do gás, por terem contratos de suprimento indexados a indicadores como o JKM (referência do mercado asiático) e TTF (referência do mercado europeu). Em meio à escalada do conflito: o TTF acumulou alta de 67% na semana; e o JKM acumulou valorização de 46,4%. A situação, ao fim, vai depender muito da hidrologia. Um aumento do despacho termelétrico no meio de uma crise global pode elevar os custos do setor elétrico, inegavelmente. Embora a maior parte do GNL importado pelo Brasil venha dos EUA – e apenas uma parcela marginal do Oriente Médio – a conselheira sênior da FGV Energia e fellow do Instituto Oxford de Estudos em Energia, Ieda Gomes, destaca que em cenários de restrições na oferta global, as termelétricas brasileiras acabam por ter de assumir custos maiores para deslocar cargas da Europa e Ásia.  “O Brasil sempre foi, nesse contexto mundial, um price taker [tomador de preços]. Então, nós vamos sempre pagar o mais caro entre o JKM e o TTF para poder garantir suprimentos flexíveis para o nosso parque termoelétrico”.

Guerra pode contaminar LRCAP

O novo pico de preços no mercado global de GNL ocorre às vésperas do Leilão de Reserva de Capacidade de 18 de março, que contratará termelétricas existentes a gás natural e carvão mineral, além de usinas novas a gás e projetos de ampliação de hidrelétricas. Para Rivaldo Moreira Neto, termelétricas que tenham o GNL como única fonte terão a matriz de riscos afetada pelo conflito no Oriente Médio, enquanto players com acesso a um portfólio de gás próprio ou mais diversificado podem se beneficiar. “O portfólio protege players como a Petrobras, que dependem menos [do suprimento internacional] para atender as suas próprias térmicas. Talvez estejam muito menos afetados pelo que está acontecendo no mundo, ao passo que players que dependem de forma total do mercado externo podem sentir nas negociações das próximas semanas alguma mudança, especialmente no pós-leilão”, afirmou. Embora os agentes negociem suas fontes de suprimento antes do leilão e muitos dos participantes do LRCAP já tenham assinado pré-contratos para aquisição de molécula antes mesmo da guerra, costuma ser apenas após o certame que as partes de fato celebram os termos finais dos acordos – e aí podem enfrentar dificuldades. Um exemplo concreto ocorreu no LRCAP de 2021. Com a crise do gás em 2022, o projeto Portocem, da Ceiba Energy, no Ceará, teve dificuldades de se viabilizar diante das negociações frustradas para aquisição de gás da Shell e acabou sendo vendido posteriormente para a New Fortress Energy – que transferiu o projeto para Barcarena (PA).

Fonte: Eixos / Gas Week