Afinal a culpa é dos especuladores? (II)

Normalmente, depois de alguma explicação sobre o preço dos combustiveis, a resposta costuma ficar algures entre “uma bolha é uma bolha” e o “a oferta da OPEC tem respondido à procura” passando pelo “existe hoje tanto petroleo como à 35 anos atrás”. Logo, o preço actual deve ser seguramente “especulação” do “grande capital” e das “grandes petroliferas”…

Paremos dois segundos antes de nos atirarmos à goela do “grande capital” para observar a produção mundial de crude. Actualmente esta está nos 85 Milhões de Barris por dia, mas é preciso não esquecer que à medida que este vai sendo extraído, os poços perdem produtividade – por exemplo por menor pressão dentro do mesmo. Esta perda de produtividade é, em média, cerca de 4,5% da produção.

Isto significa que só para manter a produção constante, tem de ser colocados em operação novos poços capazes de compensar esta perda de produtividade. Colocando a coisa de outra forma: para manter a produção constante é preciso todos os anos, novos poços que debitem um total de 3.8 milhões de barris por dia.

Isto leva-nos a uma “pescadinha de rabo na boca”: à medida que aumenta o consumo mundial a oferta mundial de crude tenta acompanhar aumentando a produção, mas isso implica que o valor de novas reservas necessárias para compensar a perda anual de produtivade aumenta também. Num recurso finito – nem precisa de ser escasso – este processo tem invariavelmente um fim: um “planalto” de produção, ou seja, um ponto a partir do qual a produção mundial deixa de subir.

Um segundo problema com a produção actual de crude é uma sigla chata: ERoEI – Energy Return on Energy Invested. Ou seja, qual é o ratio de energia que eu extraí face à energia que eu usei para a extração. Quanto maior o ratio melhor: o objectivo é eu ter o maior valor possivel de “energia liquida”, em especial tendo em conta que estou a remar contra uma maré de “4,5% nova produção necessária só para manter as coisas constantes”…

O problema é que nós já usámos a grande maioria dos “bons poços” – do “light sweet crude oil”, o facil de refinar – onde o ERoEI era igual ou superior a 100. Por comparação, extração das “areias de alcatrão” do Canadá tem um ERoEI de 5, o que quer dizer que consume-se 20 vezes mais energia a extrair este crude. O ERoEI do ethanol, por exemplo é 1.2. O mesmo se aplica ao crude mais pesado (Sour crude iraniano, Venezuelano, Brasileiro, Saudita, etc) que exige mais energia na extração e refinação. (Daqui virá o argumento para o post seguinte: o facto de também não ser bom para a indústria – Galp, BP e afins – que a energia dispare sem controlo)

Outra questão curiosa é que os países produtores e exportadores estão hoje mais ricos. Por cada 10 USD de súbida do preço do barril, os paises do Golfo ganham mais 57 mil milhões de USD. A Rússia mais 25 mil milhões de USD, 10 mil milhões para o Irão e 8 a 9 mil milhões USD para a Noruega e a Venezuela. Estes países – com a excepção da Noruega – hoje estão mais ricos e têm mais dinheiro para consumir. Regra geral, maior consumo implica maior gasto energético, e isso ocorreu: hoje estes produtores consomem mais energia que à 30 anos atrás, pelo que exportam menos para o resto do mundo.

Isto quer dizer que além do aumento do consumo da OCDE e dos países emergentes como a China, India, Brasil e outros, os países exportadores exportam hoje menos, porque parte da produção “fica em casa”. Além do mais, para produzir crude eu consumo hoje mais crude do que consumia à 35 anos atrás. Em cima de isso tudo, tenho que também compensar a perda de produtivade dos poços com 3,8 milhões de novos barris por dia, usando para isso poços novos mais caros de explorar e menos eficientes do ponto de vista energético.

A isto chama-se “Peak Oil”, e é a justificação para um facto que (finalmente) se tornou por demais evidente e inegável: a produção mundial não só está num pico como tem estado constante face a uma procura crescente e prevê-se – estimativas optimistas – que a partir de 2012/2015 a produção mundial comece a decrescer…

continuam admirados com crude a mais de 100 USD?

Anúncios

Afinal a culpa é dos especuladores?

Antes de se começar a “pregar especuladores à parede” por supostamente “darem cabo disto tudo”, vamos olhar para alguns factores que têm influenciado o mercado de crude:

É verdade que existe alguma especulação no mercado de crude em particular – e commodities em geral – mas é preciso ter algum cuidado quando avaliamos o seu impacto. Em primeiro, temos de distinguir os dois tipos de especuladores presentes no mercado: o “trader” tradicional e o “index replicator”.

O trader tradicional não têm grande impacto no preço. Simplesmente toma a contra-parte dos produtores, que na grande maioria estão normalmente “liquido curtos” – dado que produzem X commodity, vão ao mercado, vendem o contrato de futuros do mês que querem e “fixam o seu lucro”. Este tipo de especulador é price sensitive, toma o risco que os produtores não querem, e dado que opera longo e curto, fornece liquidez ao mercado. O problema está nos Index replicators. Estes fundos basicamente replicam indices de commodities – como o Goldman Sachs Comm. Index, o AIG Comm. Index ou o Reuters CRB – e alocam grandes quantidades de capital às mesmas. Estamos a falar, por exemplo, de fundos como o Calpers – fundo de pensões da California, o maior do mundo com 200 mil milhões USD sob gestão e que recentemente alocou 2% dos seus activos a este mercado. O mero tamanho destes “meninos” torna-os largamente price insensitive com um problema acrescido: a sua metodologia é buy and hold, ou no caso dos futuros, comprar um contracto e fazer roll over ad eternum no que se chama um calendar spread. Ao todo estes “meninos” contabilizam 250 mil milhões de dólares para cima do mercado de commodities – que encaram como activo financeiro – e dado que são buy and hold não criam liquidez, muito pelo contrário extraiem liquidez do mercado…

Mas se a história acabasse aqui estava tudo muito bem: bastava correr com os especuladores. A questão é que a história não acaba aqui!

O crude oil transaccionado em NY na NYMEX é o West Texas Intermidiate, também conhecido com “light sweet crude oil”. Este crude não só é menos denso – logo mais facil de refinar – como tem um baixo nível de “enxofre” baixo – normalmente abaixo dos 0,5%. Apenas 25% da produção mundial é de “light sweet crude”, e cerca de 1/2 disso fica em casa – por exemplo a China produz “light sweet crude oil”. Por contraste existe o “sour crude oil”, mais pesado e com maior percentagem de enxofre – Por exemplo, o Irão produz crude com 2 a 3% de enxofre.

E porquê esta explicação do “enxofre no crude”? Porque nos EUA, Canadá e UE foi implementada regulamentação ambiental que obriga as refinarias a produzirem diesel com baixo teor de enxofre, logo elas preferem o WTI por ser de origem mais baixo. A maquinaria para “retirar” enxofre do “sour crude” é cara, logo a procura por este é inferior – por exemplo o Irão tem super petroleiros no Golfo Persico com “sour crude oil” à espera que alguém compre, a Arabia Saudita está a vender “sour crude oil” com descontos de 11 USD face ao preço do WTI. Isto quer dizer que o efeito “substituição” entre o WTI e o “sour crude” é muito pequeno – cerca de -0.02 de acordo com estudos efectuados. Ao todo o mercado de WTI têm 20 milhões de barris/dia transaccionados.

Traduzindo por miudos: se retirarem 1% do WTI no mercado, os preços têm de subir 25 a 40% para o mercado ajustar. E desta vez não são os “especuladores” que estão a tirar o WTI do mercado, mas sim o Dep. of Energy dos EUA. Em Agosto de 2007 eles reiniciaram o abastecimento das reservas estrategicas de crude – e só pararam agora. Eles comprar sensivelmente 1 barril de WTI por cada 2 de “sour crude”. O problema é que o efeito global foi retirar quase 0,8% do mercado de WTI – que tem procura rigida via regulamentação ambiental – ou seja, o “stock pilling” do DoE foi responsável por 15 a 20 USD de súbida.

Infelizmente a história ainda não acaba aqui… algumas companhias aereas – Air France-KLM/Southwest Airlines/… – fizeram “hedge” à subida e conseguiram “fixar o custo à voltas 51 USD/barril”. Como? Simples: comprar call options sobre futuros de crude com strike a 51 USD. Ora quem vende a call option tem o risco de, se o preço subir fica a perder dinheiro, pelo que tem de fazer “delta hedging” – neste caso ir ao mercado comprar o subjacente à medida que ele sobe. Isto quer dizer que este “delta hedging” age como um “magnificador” do movimento: quanto mais sobe mais hedging é feito a preços mais altos.

O mesmo aconteceu quando quando os produtores fizeram hedge da produção comprando puts – aqui o raciocinio é o contrario: quem vende a put tem de ir ao mercado vender futuros à medida que o preço desce, o que levou o crude por exemplo aos 51 USD…

Mas, heis que a história AINDA não termina aqui: Inventários privados. As empresas, em especial refinarias e afins, fazem inventários quando isso lhes é rentavél, ou seja o lucro cash and carry – ou seja, comprar spot/vender futuro, ficar com a diferença – é positivo e maior que os custos de financiamento/armazenamento. Ora desde Agosto temos tido um pequeno problema: não só o custo de financiamento de todos os mercados aumento (via venda de 10Year Notes do Governo, injecções das mesmas nos bancos, e o unwind dos hedges às MBS que eram feitos comprando tresurys, e que vão sendo “desfeitos” – aka vendidas – à medida que estas descem de preço, aumentando as taxas de longo prazo) como a taxa de retorno de “Cash and Carry” virou negativa. Logo, o expectavel aconteceu: os inventários começaram a diminuir pelos que em vez de comprar spot e vender futuro, as empresas passaram longas no futuro, puxando o preço para cima…

Depois existe a questão da procura: embora esta tenha sido reduzida na OCDE – grande parte via a relutancia dos paises desenvolvidos em interferir e baixar impostos – o mesmo não acontece nos paises emergentes. A China, por exemplo, tem preços controlados, pelo que a procura manteve-se articifialmente alta face a um aumento NÂO SENTIDO pela China. Embora muitos paises comecem a não ter dinheiro para suportar este “congelamento”, a China ainda têm, pelo que a procura está “artificialmente” alta nos mercados emergentes.

E por último: produção. Produzir crude não se resume a descobrir um poço e cavar um buraco no chão. Existe um “lag time” entre a descoberta e a efectiva “operacionalidade do poço”. Existe também outro problema: Nós estamos habituados ao “crude árabe”. Este custa cerca de 10 USD/barril para extrair – a teoria “cavem um buraco no deserto e sai petroleo”. Extracção nas Tar Sands do Canadá já é mais cara: cerca de 40 USD. Mas as maiores “novas reservas” do mundo estão neste momento na América do Sul: Brasil e Venezuela. Ora o crude venezuelano(do Orinoco por exemplo) não só é mais denso – mais caro de refinar – como é mais dificil de extrair – custando cerca de 60 USD/barril. O crude brasileiro, com as novas reservas que se suspeita sejam baotante grandes têm um problema: é “deep sea drilling”, e como calculam é mais cara prefurar a maior profundidade no meio do Atlantico a maior profundidade, do que no meio do deserto. Um barco para começar prefuração em mar alto custa 600 mil USD/dia de aluguer verus 125 mil USD/dia à 4 anos atrás – e não há muitos.

Resumindo e baralhando:
Mesmo descontando os 15 a 20USD via DoE e os 15 a 20 USD via grandes fundos replicadores de indices, ter crude a menos de 75USD quando as grandes novas reservas custam 60 USD a tirar é um sonho. E para chegar aos 75 USD precisamos de quebras de consumo, que não estamos a verificar em grandes países emergentes como a China, pelo que se calhar é melhor não contar com crude a menos de 100 USD. E não estou a ter em conta o “prémio de risco politico” – aka Irão querer armas nucleares por exemplo – a Nigéria a sabotar poços ao mesmo tempo que inventa impostos retroactivos para cobrar à Shell/BP para financiar a petrolifera estatal que tem que colocar dinheiro nas parcerias com a Shell/BP ou o mero efeito “descida do USD” …

Afinal a culpa é dos especuladores?

Antes de se começar a “pregar especuladores à parede” por supostamente “darem cabo disto tudo”, vamos olhar para alguns factores que têm influenciado o mercado de crude:

É verdade que existe alguma especulação no mercado de crude em particular – e commodities em geral – mas é preciso ter algum cuidado quando avaliamos o seu impacto. Em primeiro, temos de distinguir os dois tipos de especuladores presentes no mercado: o “trader” tradicional e o “index replicator”.

O trader tradicional não têm grande impacto no preço. Simplesmente toma a contra-parte dos produtores, que na grande maioria estão normalmente “liquido curtos” – dado que produzem X commodity, vão ao mercado, vendem o contrato de futuros do mês que querem e “fixam o seu lucro”. Este tipo de especulador é price sensitive, toma o risco que os produtores não querem, e dado que opera longo e curto, fornece liquidez ao mercado. O problema está nos Index replicators. Estes fundos basicamente replicam indices de commodities – como o Goldman Sachs Comm. Index, o AIG Comm. Index ou o Reuters CRB – e alocam grandes quantidades de capital às mesmas. Estamos a falar, por exemplo, de fundos como o Calpers – fundo de pensões da California, o maior do mundo com 200 mil milhões USD sob gestão e que recentemente alocou 2% dos seus activos a este mercado. O mero tamanho destes “meninos” torna-os largamente price insensitive com um problema acrescido: a sua metodologia é buy and hold, ou no caso dos futuros, comprar um contracto e fazer roll over ad eternum no que se chama um calendar spread. Ao todo estes “meninos” contabilizam 250 mil milhões de dólares para cima do mercado de commodities – que encaram como activo financeiro – e dado que são buy and hold não criam liquidez, muito pelo contrário extraiem liquidez do mercado…

Mas se a história acabasse aqui estava tudo muito bem: bastava correr com os especuladores. A questão é que a história não acaba aqui!

O crude oil transaccionado em NY na NYMEX é o West Texas Intermidiate, também conhecido com “light sweet crude oil”. Este crude não só é menos denso – logo mais facil de refinar – como tem um baixo nível de “enxofre” baixo – normalmente abaixo dos 0,5%. Apenas 25% da produção mundial é de “light sweet crude”, e cerca de 1/2 disso fica em casa – por exemplo a China produz “light sweet crude oil”. Por contraste existe o “sour crude oil”, mais pesado e com maior percentagem de enxofre – Por exemplo, o Irão produz crude com 2 a 3% de enxofre.

E porquê esta explicação do “enxofre no crude”? Porque nos EUA, Canadá e UE foi implementada regulamentação ambiental que obriga as refinarias a produzirem diesel com baixo teor de enxofre, logo elas preferem o WTI por ser de origem mais baixo. A maquinaria para “retirar” enxofre do “sour crude” é cara, logo a procura por este é inferior – por exemplo o Irão tem super petroleiros no Golfo Persico com “sour crude oil” à espera que alguém compre, a Arabia Saudita está a vender “sour crude oil” com descontos de 11 USD face ao preço do WTI. Isto quer dizer que o efeito “substituição” entre o WTI e o “sour crude” é muito pequeno – cerca de -0.02 de acordo com estudos efectuados. Ao todo o mercado de WTI têm 20 milhões de barris/dia transaccionados.

Traduzindo por miudos: se retirarem 1% do WTI no mercado, os preços têm de subir 25 a 40% para o mercado ajustar. E desta vez não são os “especuladores” que estão a tirar o WTI do mercado, mas sim o Dep. of Energy dos EUA. Em Agosto de 2007 eles reiniciaram o abastecimento das reservas estrategicas de crude – e só pararam agora. Eles comprar sensivelmente 1 barril de WTI por cada 2 de “sour crude”. O problema é que o efeito global foi retirar quase 0,8% do mercado de WTI – que tem procura rigida via regulamentação ambiental – ou seja, o “stock pilling” do DoE foi responsável por 15 a 20 USD de súbida.

Infelizmente a história ainda não acaba aqui… algumas companhias aereas – Air France-KLM/Southwest Airlines/… – fizeram “hedge” à subida e conseguiram “fixar o custo à voltas 51 USD/barril”. Como? Simples: comprar call options sobre futuros de crude com strike a 51 USD. Ora quem vende a call option tem o risco de, se o preço subir fica a perder dinheiro, pelo que tem de fazer “delta hedging” – neste caso ir ao mercado comprar o subjacente à medida que ele sobe. Isto quer dizer que este “delta hedging” age como um “magnificador” do movimento: quanto mais sobe mais hedging é feito a preços mais altos.

O mesmo aconteceu quando quando os produtores fizeram hedge da produção comprando puts – aqui o raciocinio é o contrario: quem vende a put tem de ir ao mercado vender futuros à medida que o preço desce, o que levou o crude por exemplo aos 51 USD…

Mas, heis que a história AINDA não termina aqui: Inventários privados. As empresas, em especial refinarias e afins, fazem inventários quando isso lhes é rentavél, ou seja o lucro cash and carry – ou seja, comprar spot/vender futuro, ficar com a diferença – é positivo e maior que os custos de financiamento/armazenamento. Ora desde Agosto temos tido um pequeno problema: não só o custo de financiamento de todos os mercados aumento (via venda de 10Year Notes do Governo, injecções das mesmas nos bancos, e o unwind dos hedges às MBS que eram feitos comprando tresurys, e que vão sendo “desfeitos” – aka vendidas – à medida que estas descem de preço, aumentando as taxas de longo prazo) como a taxa de retorno de “Cash and Carry” virou negativa. Logo, o expectavel aconteceu: os inventários começaram a diminuir pelos que em vez de comprar spot e vender futuro, as empresas passaram longas no futuro, puxando o preço para cima…

Depois existe a questão da procura: embora esta tenha sido reduzida na OCDE – grande parte via a relutancia dos paises desenvolvidos em interferir e baixar impostos – o mesmo não acontece nos paises emergentes. A China, por exemplo, tem preços controlados, pelo que a procura manteve-se articifialmente alta face a um aumento NÂO SENTIDO pela China. Embora muitos paises comecem a não ter dinheiro para suportar este “congelamento”, a China ainda têm, pelo que a procura está “artificialmente” alta nos mercados emergentes.

E por último: produção. Produzir crude não se resume a descobrir um poço e cavar um buraco no chão. Existe um “lag time” entre a descoberta e a efectiva “operacionalidade do poço”. Existe também outro problema: Nós estamos habituados ao “crude árabe”. Este custa cerca de 10 USD/barril para extrair – a teoria “cavem um buraco no deserto e sai petroleo”. Extracção nas Tar Sands do Canadá já é mais cara: cerca de 40 USD. Mas as maiores “novas reservas” do mundo estão neste momento na América do Sul: Brasil e Venezuela. Ora o crude venezuelano(do Orinoco por exemplo) não só é mais denso – mais caro de refinar – como é mais dificil de extrair – custando cerca de 60 USD/barril. O crude brasileiro, com as novas reservas que se suspeita sejam baotante grandes têm um problema: é “deep sea drilling”, e como calculam é mais cara prefurar a maior profundidade no meio do Atlantico a maior profundidade, do que no meio do deserto. Um barco para começar prefuração em mar alto custa 600 mil USD/dia de aluguer verus 125 mil USD/dia à 4 anos atrás – e não há muitos.

Resumindo e baralhando:
Mesmo descontando os 15 a 20USD via DoE e os 15 a 20 USD via grandes fundos replicadores de indices, ter crude a menos de 75USD quando as grandes novas reservas custam 60 USD a tirar é um sonho. E para chegar aos 75 USD precisamos de quebras de consumo, que não estamos a verificar em grandes países emergentes como a China, pelo que se calhar é melhor não contar com crude a menos de 100 USD. E não estou a ter em conta o “prémio de risco politico” – aka Irão querer armas nucleares por exemplo – a Nigéria a sabotar poços ao mesmo tempo que inventa impostos retroactivos para cobrar à Shell/BP para financiar a petrolifera estatal que tem que colocar dinheiro nas parcerias com a Shell/BP ou o mero efeito “descida do USD” …