Título: Como o conflito no Oriente Médio impacta o preço do gás?

PIPELINE. O conflito no Oriente Médio gera preocupações sobre uma possível alta nos preços do gás natural, mas o Brasil encontra-se menos exposto do que na crise anterior, em 2021-22.

Cosan solicita IPO da Compass. PetroReconcavo testa importação de gás da Bolívia. Braskem introduz biometano no RS e muito mais. Confira:

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A intensificação do conflito no Oriente Médio abala o mercado global de gás natural liquefeito (GNL).

Além das implicações humanitárias do conflito (com mais de mil mortes de civis confirmadas apenas no Irã), a situação afeta diretamente a dinâmica do mercado de gás:

Após o bloqueio do Estreito de Ormuz (por onde passa 20% do comércio global de GNL) e os ataques do Irã às instalações do Catar, os preços internacionais dispararam na última semana.

A crise anterior do GNL, em 2021/2022, ainda está fresca na memória. O receio é que, assim como naquela ocasião, a alta nos preços globais possa novamente afetar o mercado brasileiro.

Qual a probabilidade de vermos os preços domésticos do gás subirem 40%, como ocorreu com a Petrobras no início de 2022?

No evento especial da gas week, promovido pelo estúdio eixos em 4/3 para discutir os impactos da Guerra no Oriente Médio no mercado de gás, analisamos com especialistas como os contextos são distintos e como o Brasil está menos suscetível desta vez. Assista na íntegra!

O mercado interno não está isolado do cenário global de preços e, a seguir, a gas week aprofunda a análise sobre como o novo conflito pode impactar o mercado brasileiro.

Impacto diluído

A escalada do conflito no Oriente Médio abalou o mercado global de gás natural liquefeito (GNL).

Além das implicações humanitárias do conflito (com mais de mil mortes de civis confirmadas apenas no Irã), a situação afeta diretamente a dinâmica do mercado de gás:

Após o bloqueio do Estreito de Ormuz (por onde passa 20% do comércio global de GNL) e os ataques do Irã às instalações do Catar, os preços internacionais dispararam na última semana.

A crise anterior do GNL, em 2021/2022, ainda está fresca na memória. O receio é que, assim como naquela ocasião, a alta nos preços globais possa novamente afetar o mercado brasileiro.

Qual a probabilidade de vermos os preços domésticos do gás subirem 40%, como ocorreu com a Petrobras no início de 2022?

No evento especial da gas week, promovido pelo estúdio eixos em 4/3 para discutir os impactos da Guerra no Oriente Médio no mercado de gás, analisamos com especialistas como os contextos são distintos e como o Brasil está menos suscetível desta vez. Assista na íntegra!

O mercado interno não está isolado do cenário global de preços e, a seguir, a gas week aprofunda a análise sobre como o novo conflito pode impactar o mercado brasileiro.

Um outro mercado, um outro contexto

O Brasil depende das importações flexíveis de GNL, principalmente para abastecer as termelétricas, e portanto não está completamente imune à dinâmica do mercado global da commodity.

Um exemplo disso ocorreu em 2022, quando uma série de fatores desencadearam uma crise no mercado de GNL.

• uma crise que teve início em 2021 na Europa, devido à recuperação da demanda pós-pandemia, baixos estoques no inverno e problemas na geração de energias renováveis;
• e que se agravou em 2022 com o início da guerra na Ucrânia e a interrupção do fornecimento russo.

Nesse período, no início da abertura do mercado brasileiro, a Petrobras aumentou em 40% – de 12% para 16,75% – o índice do Brent ao qual o preço do gás é indexado nos contratos com as distribuidoras.

Esse aumento foi justificado na época pelo impacto do aumento dos custos da empresa com a importação de GNL – em meio à crise hídrica de 2021 no país e à inflação do gás no mercado global.

Esse posicionamento da Petrobras foi contestado judicialmente por um grupo de distribuidoras.

Analistas do setor apontam mudanças desde a última grande crise e acreditam que o Brasil está hoje menos vulnerável a uma nova alta nos preços – tanto devido à dinâmica do mercado interno (com mais concorrentes) quanto à natureza da inflação global.

O sócio-diretor da A&M Infra, Rivaldo Moreira Neto, destaca que as condições mudaram drasticamente desde a última crise, com mais de um terço do mercado brasileiro agora nas mãos de concorrentes da Petrobras.

E a entrada de concorrentes, segundo ele, pode diminuir movimentos bruscos do principal agente do mercado.

“Estamos todos incertos quanto ao futuro. Mas no passado, vimos uma rápida reacomodação das condições. Agora, temos mais participantes no mercado”, disse.

“A grande questão agora é como isso afetaria [o mercado interno], considerando que não apenas a Petrobras pode ajustar sua política comercial, mas também enfrentar uma concorrência maior – o que pode limitar certas correções”, analisou durante a live da gas week.

O gerente sênior de Pesquisa da divisão de Gás e Energia do Cone Sul da Wood Mackenzie, Javier Toro, acrescentou que, além do aumento da concorrência, o Brasil está experimentando uma mudança nos fundamentos do mercado, com expectativas de aumento na oferta de gás.

Ele menciona a entrada do gasoduto Rota 3 em 2025 e o início da produção de Raia em 2028, juntamente com a integração com a Argentina – o que cria alternativas ao GNL importado.

“Naquela época [2021/2022], a exposição e a dependência do GNL eram muito maiores em comparação com agora”, acrescentou.

Os analistas destacam que até mesmo o mercado global está em um contexto diferente.

O vice-presidente do Mercado de Gás para a América Latina da Rystad Energy, Vinícius Romano, observou que, atualmente, a expectativa é de uma alta menos acentuada nos preços do que no passado.

A magnitude das perdas dependerá da extensão dos danos à infraestrutura, ainda em avaliação, e da duração do fechamento do Estreito ao tráfego marítimo.

Entretanto, a Rystad estima que os eventos de 2026 ocorrem em um mercado com balanços relativamente mais flexíveis e fluxos comerciais crescentes.

A consultoria projeta que:

• em um cenário com danos limitados ou inexistentes e o fim rápido das hostilidades, levando a uma paralisação de 15 dias na produção de GNL em 2026 – equivalente a 3,3 milhões de toneladas;
• uma interrupção mais prolongada poderia resultar em uma 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 resultaria em uma perda de 11,2 milhões de toneladas ao longo de 2026.

Parte dessas perdas poderia ser compensada por exportadores dos EUA – e até mesmo pela Rússia. A Rystad estima que, caso o pior cenário se concretize, produtores oportunistas poderiam lançar até 15 milhões de toneladas adicionais de GNL no mercado.

Além disso, na demanda, espera-se uma combinação de contenção e, onde possível, substituição de combustíveis.

Romano faz uma comparação com 2022: naquela época, a Europa absorveu os custos crescentes da importação por questões de segurança energética. Atualmente, a capacidade dos países asiáticos – principais consumidores do GNL do Catar – de arcar com os aumentos nos preços do GNL é menor do que a da Europa naquela época.

“Neste momento, parte da demanda na Ásia poderia migrar para combustíveis líquidos de petróleo, GLP e carvão. Isso ajudaria a reduzir a demanda por GNL. E outra parte veria uma redução de demanda devido a aumentos naturais nos preços”, explicou.

E as termelétricas?

As termelétricas brasileiras estão mais expostas aos preços internacionais do gás, pois têm contratos de suprimento indexados a indicadores como JKM (referência do mercado asiático) e TTF (referência do mercado europeu).

Em meio ao aumento do conflito:

• o TTF teve um aumento de 67% na semana;
• e o JKM teve uma valorização de 46,4%.

A situação final dependerá principalmente do nível de chuvas. Um aumento na geração termelétrica em meio a uma crise global pode elevar os custos do setor elétrico.

Embora a maior parte do GNL importado pelo Brasil venha dos EUA – e apenas uma pequena parte do Oriente Médio -, a conselheira sênior da FGV Energia e fellow do Instituto Oxford de Estudos em Energia, Ieda Gomes, ressalta que em cenários de restrição na oferta global, as termelétricas brasileiras podem enfrentar custos mais altos para deslocar cargas da Europa e Ásia.

“Historicamente, o Brasil sempre foi um tomador de preços no cenário global. Portanto, pagaremos sempre o preço mais alto entre o JKM e o TTF para garantir suprimentos flexíveis para nossas usinas termelétricas”, explicou.

Guerra pode contaminar LRCAP

A nova alta nos preços do mercado global de GNL ocorre pouco antes 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 dependem exclusivamente de GNL terão sua matriz de riscos impactada pelo conflito no Oriente Médio, enquanto empresas com acesso a um portfólio de gás mais diversificado podem se beneficiar.

“O portfólio protege empresas como a Petrobras, que dependem menos [do suprimento internacional] para abastecer suas usinas termelétricas. Elas podem ser menos afetadas pelo que está acontecendo no mundo, enquanto empresas que dependem totalmente do mercado externo podem enfrentar mudanças nas negociações nas próximas semanas, especialmente após o leilão”, afirmou.

Embora os agentes negociem suas fontes de suprimento antes do leilão e muitos participantes do LRCAP já tenham firmado pré-contratos para aquisição de gás antes do conflito, é após o leilão que as partes realmente celebram os termos finais dos acordos – e aí podem encontrar dificuldades.

Lembra? Um exemplo concreto ocorreu no LRCAP de 2021. Com a crise do gás em 2022, o projeto Portocem, da Ceiba Energy, no Ceará, enfrentou dificuldades para se concretizar devido a 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)

GÁS NA SEMANA

IPO da Compass. Cosan solicita oferta pública inicial de ações (IPO) de sua subsidiária Compass Gás e Energia no Brasil, que engloba os ativos de distribuição de gás encanado e a Edge, a comercializadora de gás do grupo.

PetroReconcavo na Bolívia. Produtora inicia os primeiros testes de importação de gás boliviano para fornecimento à Copergás.

Shell na Venezuela. A empresa assina contratos com o governo venezuelano que envolvem oportunidades para gás natural em terra e no mar.

LRCAP. O Instituto Arayara entra com ação na Justiça Federal contra a participação de usinas termelétricas a carvão no leilão de 18 de março, alegando violação de compromissos climáticos assumidos pelo Brasil.

Biometano na indústria. Braskem inicia o uso de biometano como substituto parcial do gás natural no Polo Petroquímico de Triunfo. O gás renovável será fornecido pela Ultragaz, a partir do aterro de Minas do Leão (RS).

• Consumidores industriais representados pela Abrace criticaram a proposta da ANP de permitir, excepcionalmente, a injeção de biometano “com especificação diversa” na rede de gás. O tema foi discutido em audiência pública sobre a qualidade do biometano no país.

SAF com bi