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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
MERCADO FUTURO DE PETRÓLEO: ORIGEM E DESENVOLVIMENTO
ANDREA FAISSOL MENDES matrícula n.º: 100119143
ORIENTADOR: Prof. Helder Queiroz Pinto Jr.
ABRIL 2003
1
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO INSTITUTO DE ECONOMIA
MONOGRAFIA DE BACHARELADO
MERCADO FUTURO DE PETRÓLEO: ORIGEM E DESENVOLVIMENTO
_______________________________________________________________________
ANDREA FAISSOL MENDES matrícula n.º: 100119143
ORIENTADOR: Prof. Helder Queiroz Pinto Jr.
ABRIL 2004
2
As opiniões expressas neste trabalho são da exclusiva responsabilidade da autora
3
À memória de meu pai e à minha mãe pelo que há em mim de indelével.
4
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer a minha família pelo incentivo e pela dedicação que foram essenciais, não só para a realização deste trabalho, como também para o meu desenvolvimento. Agradeço, em especial, meu irmão Arnaldo, minha avó Alexandra e meu primo Guilherme cujo apoio foi determinante para o término desta monografia. Acima de todos, sou grata a minha mãe pelo seu exemplo de força e amor que sempre me transmitiu.
Sou grata também aos meus colegas de trabalho tanto da ANP, instituição na qual tive minha iniciação na vida profissional, quanto da BR Distribuidora - principalmente Paulo Rubem Garcia - por todo conhecimento que me transmitiram, contribuindo direta ou indiretamente para a elaboração desta monografia. Gostaria de demonstrar minha gratidão a minha amiga Cristiane Franco que sempre me apoiou ao longo da faculdade e deste trabalho.
Manifesto ainda minha gratidão ao meu orientador, Prof. Helder Queiroz Pinto Jr., que muito contribuiu para minha formação acadêmica.
Finalmente, agradeço a todos que de alguma forma contribuíram para que eu pudesse executar este trabalho.
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RESUMO
Essa monografia tem como objetivo apresentar a tese de que a volatilidade histórica elevada dos preços do petróleo, oriunda de mercados consumidores regulados e estruturas de oferta oligopolizadas, criou uma necessidade premente entre os agentes econômicos de administrar os riscos relacionados ao preço, resultando no desenvolvimento e aplicação de derivativos a esta commodity a partir da década de 80, e na redução da volatilidade da mesma.
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SÍMBOLOS, ABREVIATURAS, SIGLAS E CONVENÇÕES ANP – Agência Nacional do Petróleo API – Americam Petroleum Institute CBOT – Chicago Board of Trade DOE – Department of Energy EIA – Energy Information Administration FOB – free-on-board ICE – Intercontinental Exchange IEA – International Energy Agency IPE – International Petroleum Exchange IPM – Indústria Petrolífera Mundial NYMEX – Nova York New York Mercantile Exchange OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo OTC – Over-the-Counter SIMEX – Singapore International Monetary Exchange TRR – Transportador-Revendedor-Retalhista WTI - West Texas Intermediate
7
ÍNDICE
INTRODUÇÃO .................................................................................................................... 09
CAPÍTULO I – EVOLUÇÃO E CONCEITOS FUNDAMENTAIS DO MERCADO
FUTURO................................................................................................................................ 12
I.1 Derivativos e origem histórica dos mercados futuros................................................... 12
I.2 Características básicas dos mercados futuros .............................................................. 16
I.2.2 Participantes do mercado futuro........................................................................... 18
CAPÍTULO II – DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA
MUNDIAL APÓS A SEGUNDA GUERRA MUNDIAL.................................................. 21
II.1 Características básicas do petróleo.............................................................................. 21
II.2 Evolução histórica da indústria petrolífera mundial - IPM......................................... 22
II.2.1 Os choques petrolíferos de 1973 e 1979 e o contra-choque dos preços do
petróleo de 1986..................................................................................................................... 24
II.3 As novas condições de base da IPM........................................................................... 29
CAPÍTULO III – ADMINISTRAÇÃO DE RISCO NA INDÚSTRIA DO
PETRÓLEO.......................................................................................................................... 32
III.1 Utilização de derivativos de petróleo e seus efeitos.................................................. 32
III.2 O crescente papel dos derivativos no mercado de petróleo....................................... 38
III.3 Impacto econômico dos derivativos no mercado de energia..................................... 39
8
CONCLUSÃO ...................................................................................................................... 43
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................................ 44
ÍNDICE DE TABELAS, GRÁFICOS E FIGURAS
Tabela 1: Descrição dos principais participantes atuantes no mercado de derivativos...........20
Figura 1: Estrutura do mercado de petróleo e seus derivados.................................................22
Gráfico 1: Evolução do preço do petróleo tipo Árabe Leve – médias anuais (1945-1986).....28
Gráfico 2: Evolução das cotações diárias do petróleo tipo WTI no mercado spot (1986-2004)
e respectiva volatilidade (desvio padrão da base móvel de 30 dias).......................................33
Tabela 2. Risco de preço do petróleo e estratégias de administração de risco........................35
Gráfico 3: Crescimento do número de contratos futuro e opções de óleo cru na NYMEX
(1986-2004) – média mensal...................................................................................................38
Gráfico 4: Crescimento do número de contratos futuro e opções de óleo cru na IPE (1995-
2004) – média mensal..............................................................................................................39
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INTRODUÇÃO
A quadruplicação dos preços do petróleo, em 1973, exerceu pesado impacto sobre a economia
internacional e desencadeou inflação nos países desenvolvidos tanto em função do aumento
dos custos da energia, quanto da redução das taxas de juros por parte dos governos a fim de
mitigar o impacto deflacionário sobre o crescimento e o emprego.
Os anos 70 foram de turbulência no sistema financeiro internacional, registrando altos níveis
de inflação e instabilidade cambial. Como resultado desses desequilíbrios, surgiu nos anos 80
e 90 um vasto mercado financeiro global.
Durante muitos anos, o mercado de petróleo prescindiu de mercados futuros. Os preços de
referência eram ditados pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) e
ancorados em contratos de longo prazo. A emergência dos mercados futuros para o petróleo e
seus derivados, a partir dos anos 80, ocorreu em resposta às fortes flutuações do preço
internacional do petróleo, das taxas de câmbio e de juros; atraindo a atenção daqueles que
querem se proteger contra o risco do preço (os hedgers), como também dos especuladores e
arbitradores.
Os preços do petróleo cotados no mercado a vista (spot) e futuro passaram a ser referência no
mercado petrolífero mundial. No final de 1982, a maior parte do petróleo no mundo era
vendido no mercado a vista, caracterizando a saída da OPEP do “centro de gravidade” da
indústria petrolífera mundial.
Deste modo, durante a década de 80, foram realizados os primeiros contratos futuros e de
opções envolvendo petróleo nos mercados especializados de Nova York (New York
Mercantile Exchange – NYMEX) e Londres (International Petroleum Exchange – IPE). Os
contratos de opções de óleo cru foram lançados em 1986 na NYMEX, três anos depois dos
contratos futuros para esta commodity serem transacionados. Mais tarde, em 1988, a IPE
inicia negociações com futuros de petróleo.
Com o desenvolvimento do mercado de balcão e do e-business surgiram outros mercados que
passaram a negociar contratos de energia como a Intercontinenental Exchange (ICE), criada
no final da década de 90 e que desde 2001 passou a ser uma subsidiária da IPE.
Nos Estados Unidos, os contratos futuros e opções de energia negociados na NYMEX são de
petróleo bruto sweet e sour, diesel, gasolina, gás natural e eletricidade. Além disso, esta bolsa
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também oferece futuros de propano; opções para diferenças de preço entre óleo cru e gasolina,
óleo cru e diesel, óleo cru Brent e WTI; e calendar spread para eletricidade, óleo cru sweet,
gasolina, diesel e gás natural. Alguns contratos podem ser, ainda, comercializados
eletronicamente. Os futuros e opções sobre energia transacionados na IPE são de petróleo
bruto Brent, gasóleo, gasolina, gás natural e eletricidade. Adicionalmente, a Singapore
International Monetary Exchange – SIMEX oferece futuros de óleo combustível de alto teor
de enxofre. A maior parte dos contratos estipulam a entrega física, embora essa opção seja
exercida em apenas 1 a 3 por cento dos contratos.
Operadores das bolsas mundiais de petróleo utilizam várias localidades e tipos de óleo cru
como melhores indicadores (benchmarks) de cálculo de preços. O preço do WTI (West Texas
Intermediate), um óleo cru light e sweet, com baixo nível de enxofre, vendido em Cushing,
Oklahoma, é o principal indicador de preço para a venda spot nos Estados Unidos. O cru
Brent, um óleo cru light e sweet do Mar do Norte é também um dos melhores indicadores de
preço para o cálculo de preços no mercado internacional de petróleo. O Brent é embarcado de
Sullom Voe nas Ilhas Shetland, no Reino Unido, e é negociado ativamente com base no
critério free-on-board (FOB). Existem muitos outro tipos de óleo cru e seus preços são
freqüentemente expressos como cru diferencial para Brent ou WTI, dependendo da diferença
de qualidade e localidade. O preço do petróleo é sensível a condições de crescimento
econômico mundial, padrões de tempo e sazonalidade, como também da capacidade de
refinamento e transportes regionais. Os preços são também influenciados por acontecimentos
geopolíticos, pelas decisões de produção da OPEP, estabelecendo cotas de produção, e pela
política de estoques norte-americana.
Petroleiros transportam a maioria do óleo cru das áreas de produção para os maiores mercados
nos Estados Unidos, nordeste da Europa e Japão para o refinamento. Os três maiores locais de
negociação dos produtos refinados é o porto de Nova Iorque, o nordeste da Europa
(Antuérpia, Amsterdã e Roterdã) e Cingapura. Existem ainda outros locais de negociação para
produtos refinados, incluindo Japão, a Costa do Golfo dos Estados Unidos e Meio Oeste. A
negociação física dos produtos refinados tende a ser regional, com excedentes também sendo
negociados internacionalmente.
Transformar o óleo cru em derivados requer um enorme investimento de capital nos muitos
estágios de seu processamento e o risco que as firmas confrontam em cada estágio do
processamento, difere.
11
Historicamente, uma maneira pela qual as firmas tentaram limitar o risco de preço foi
integrando suas operações desde o óleo cru até a entrega do produto final; no entanto, esta
estratégia serviu somente para empresas de grande porte. As demais tiveram que procurar
outros meios para administrar seu risco.
Essa monografia tem como objetivo apresentar a tese de que a volatilidade histórica elevada
dos preços do petróleo, oriunda de mercados consumidores regulados e estruturas de oferta
oligopolizadas, criou uma necessidade premente entre os agentes econômicos de administrar
os riscos relacionados ao preço, resultando no desenvolvimento e aplicação de derivativos a
esta commodity a partir da década de 80, e na redução da volatilidade da mesma.
Para atingir tal objetivo, a monografia está estruturada do seguinte modo: o capítulo 1,
dividido em duas seções, faz uma abordagem básica sobre os derivativos financeiros,
analisando tipos de contrato, evolução histórica e mercados principais. Isso é necessário para
situar o leitor dentro dos conceitos fundamentais para o entendimento destes instrumentos e
sua utilização específica para cada agente econômico.
No capítulo 2, descreve-se a história recente do mercado de petróleo, destacando os eventos
que causaram uma elevada volatilidade de preços, como os choques de oferta da década de 70
e as mudanças nas condições de base sucedidas nas duas últimas décadas. Divide-se em fases
o histórico de preços, e em cada uma pode-se identificar uma diferente relação entre oferta e
demanda da commodity.
Finalmente, no capítulo 3, expõe-se mais detalhadamente sobre as estratégias de hedge para
cada componente da cadeia produtiva do petróleo e detalham-se os instrumentos contratuais
desenvolvidos especificamente para a administração do risco de preço. Também, faz-se uma
resenha acerca dos trabalhos acadêmicos mais recentes sobre o tema e seus resultados.
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CAPÍTULO I - EVOLUÇÃO E CONCEITOS FUNDAMENTAIS DO MERCADO
FUTURO
I.1 Derivativos e origem histórica dos mercados futuros
Os contratos futuros e de opções são exemplos do que chamamos de derivativos ou produtos
de derivativos, que podem ser definidos como instrumentos financeiros cujos preços
dependem ou são “derivados” do preço de outras mercadorias.
Vale notar que os derivativos não constituem propriamente uma inovação financeira, pois são
instrumentos que acompanham a história da comercialização de bens há muito tempo,
surgindo, em sua origem, como meios eminentemente facilitadores das trocas e
comercialização.
A organização de mercados e feiras surgiu para satisfazer a demanda por determinados tipos
de produtos e serviços. Estes lugares privilegiados tinham como objetivo facilitar as
transações dos produtos físicos: as compras e vendas eram objetos de uma entrega imediata.
Herdeiras dessas feiras e mercados, as primeiras bolsas de comércio vão aparecer na Europa
no final do século XII (SIMON, 1994, p.5).
Elas se tornaram mais correntes no século XIX, quando o progresso dos transportes e o
desenvolvimento industrial da Europa e da América do Norte provocaram uma forte expansão
do comércio interno e internacional de commodities. Dentro dessas bolsas de comércio as
transações vão se tornando progressivamente mais complicadas.
Os mercados futuros, formalmente tiveram origem no Japão Feudal, onde teve início a troca
de recibos de armazenagens de arroz estocado, no período compreendido entre o final do
século XVII e início do século XVIII. Os comerciantes que aceitavam estes recibos de
armazenagem de arroz em troca de mercadorias, na verdade estavam efetuando um contrato
para entrega futura, pois só iriam resgatar o arroz armazenado quando lhe fosse conveniente,
no futuro. Estes recibos tornaram-se amplamente aceitáveis como moeda corrente, facilitando
as transações.
“Derivativos” é a denominação genérica para um conjunto de instrumentos financeiros como
os contratos a termo (forward contracts), futuros, opções e swaps “derivados” de vários
produtos tais como taxa de juros, câmbio, índices de mercado de ações, mercadorias e crédito.
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Eles são usados para diversos fins que estão basicamente relacionados à administração de
riscos, especulação financeira ou arbitragem.
Segundo Teixeira (1992), assume-se que os contratos futuros negociados na Chicago Board of
Trade (CBOT), que é hoje a maior bolsa de futuros do mundo, datam de meados da década de
1860, provavelmente 18651. Com o rápido sucesso da CBOT, várias bolsas foram surgindo
em toda a América do Norte, transformando os EUA na mais desenvolvida indústria de
futuros do mundo. Além das bolsas de commodities americanas, há cerca de 50 outras ao
redor do mundo. A maioria criada na década de 1980.
Para entender melhor estes mecanismos, faz-se necessária a descrição desses tipos de
derivativos citados, bem como apresentar algumas diferenças entre os mesmos.
Um contrato futuro é o compromisso de comprar ou vender determinado ativo numa data
específica no futuro, por preço previamente estabelecido. Este tipo de contrato pode ser usado
para fazer hedge, reduzindo a exposição ao risco a fim de diminuir perdas, ou para especular,
aumentando a exposição ao risco na expectativa de obter lucro.
A maior parte dos contratos futuros não é conduzida até a entrega, pois a maioria dos
investidores prefere zerar suas posições antes do período de entrega especificado no contrato.
O encerramento de uma posição envolve a realização de um contrato oposto ao original.
Os contratos futuros são negociados numa bolsa organizada e têm suas características
padronizadas por este tipo de associação. Inversamente, os contratos a termo são acordos
particulares entre duas instituições financeiras ou entre uma instituição financeira e seus
clientes. Neste tipo de contrato ambas as partes se conhecem.
Existem alguns problemas relacionados aos contratos a termo: i) vendedores e compradores
devem se encontrar para determinar o preço a ser fixado, podendo haver dificuldade para se
encontrar as contrapartes e estabelecer um preço, assim como local de entrega; ii) uma das
partes pode querer mudar o contrato; entretanto, a única maneira de voltar atrás é
renegociando tal contrato com a outra parte, incorrendo penalidades.
Os contratos futuros contribuem para equacionar esses problemas, mas introduzem outros:
nem todos os tipos de commodities e locais de entrega dispõem de contratos futuros. Para
1 Não se sabe a data exata da criação desse derivativo, pois todos os registros dessa bolsa foram destruídos no Grande Incêndio de Chicago em 1871.
14
melhor atender as necessidades individuais das empresas existe, então, um mercado
conduzido fora das bolsas denominado mercado de balcão2 no qual se vende contratos para
suplementar os contratos futuros.
As opções também são instrumentos transacionáveis em mercados de derivativos, embora a
menos tempo que os outros dois tipo de contratos apresentados acima. A utilização deste tipo
de contrato amplia os resultados financeiros e concede ao seu detentor o direito de comprar ou
vender um produto financeiro a um preço pré-estabelecido dentro de um período determinado,
não havendo obrigatoriedade de efetuar a transação. O detentor da opção pode lucrar com
movimentos de preços favoráveis, tendo como único risco o prêmio pago, se os preços
variarem adversamente.
Basicamente, as opções podem ser classificadas em: opções de compra (call option) e opções
de venda (put option). As primeiras são usadas para reduzir o risco de que os preços de um
ativo tenham subido quando tiver que ser adquirido em algum momento no futuro. As
segundas são usadas para reduzir o risco de queda de preços de ativos para seus detentores,
como também para especular.
Ademais, as opções também podem ser qualificadas como uma opção européia, podendo ser
exercida somente na data de vencimento ou uma opção americana que pode ser executada a
qualquer momento, até o vencimento.
Swaps são a mais recente inovação financeira e foram criadas para dar certeza de preço a um
custo menor que o das opções. São transações em que duas partes trocam fluxos de
pagamento. Nenhuma commodity física é realmente transferida entre o comprador e o
vendedor. A swap evita a despesa de venda do portfólio e a compra de títulos ou obrigações
(bond). Também permite ao investidor reter algum ganho que seu portfólio possa ter
realizado.
Contratos dessa espécie são empregados para converter uma exposição de mercado existente
relativa a um empréstimo, um título, uma moeda ou uma taxa de juros em outra diferente. Os
investidores recorrem ao swaps para alcançar um conjunto de objetivos do investimento,
como aumentar o rendimento corrente (yield pickup swap), diversificação ou concentração de
portfólio (swap de substituição ou swap de setor), obter melhor desempenho dos preços em
caso de variações dos juros (swap de taxa de juro) ou minimizar o pagamento de impostos.
2A descrição de mercado de balcão, ou over-the-counter (OTC) em inglês, será feita mais adiante.
15
As bolsas e o mercado futuro de matérias-primas conheceram um desenvolvimento
progressivo até a Segunda Guerra Mundial e depois dos anos sessenta, inovações e expansão
notáveis. Este mercado está em constante evolução e conhecendo inúmeras inovações que
dizem respeito tanto à natureza dos produtos quanto à sua organização e regulamentação.
Os últimos desenvolvimentos dizem respeito a duas novas categorias: os produtos financeiros
e petrolíferos em resposta às fortes flutuações do preço do petróleo e das taxas de juros.
Atraindo a atenção daqueles que querem se proteger contra o risco do preço, como também
dos especuladores e arbitradores.3
O mercado de derivativos para ativos financeiros teve início em 1972, quando a Chicago
Mercantile Exchange (CME), bolsa de mercadorias que há muitos anos realizava negócios
com contratos futuros, lançou um contrato de moeda – o primeiro contrato futuro financeiro.
O aumento da volatilidade das moedas, que se seguiu ao fim do sistema Bretton Woods de
taxas de câmbio fixas, provocou a demanda por um instrumento que permitisse às empresas,
aos bancos e a outros agentes fazerem um seguro contra o risco cambial. As taxas de juros e
os preços também tinham se tornado muito mais voláteis em conseqüência do aumento dos
preços do petróleo, em 1973, e de outros fatores desestabilizadores (ROBERTS, 2000, p.57).
Durante a década de 80, foram realizados os primeiros contratos futuros e de opções
envolvendo petróleo nas bolas especializadas. A NYMEX lançou contratos de futuros e de
opções para óleo cru em 1983 e 1986 respectivamente; e a IPE passou a negociar futuros de
petróleo em 1988.
A história do mercado internacional de matérias-primas foi marcada por tentativas de
cartelização dos produtores, operações especulativas e esforços, muitas vezes em vão, das
instituições internacionais de manter os preços estáveis. A evolução dos preços das matérias-
primas tornou-se, assim, uma preocupação essencial dos governos e organismos
internacionais. A economia mundial, também, foi profundamente marcada pelas ações da
OPEP, levando a volatilidade a tornar-se um componente novo e relevante no mercado de
petróleo.
Este fato e a importância estratégica do petróleo na economia global levou à necessidade de
buscar meios para prevenir, ao menos parcialmente, contra os riscos inerentes às grandes
variações de preços dos bens econômicos. Dessa forma, os mercados futuros que já
16
negociavam outros tipos de commodities também sujeitas ao risco de preço passaram a ser
aplicados no mercado energético.
I.2 Características básicas dos mercados futuros
Os mercados futuros e de opções servem a um propósito econômico bastante útil: fornecer
uma forma pela qual os riscos inerentes à atividade econômica – como os de mercado, de taxa
de juros e de taxas de câmbio – possam ser transferidos das pessoas físicas e jurídicas que
desejem evitá-los àqueles que estejam dispostos assumi-los. O risco cuja uma atividade
econômica está sujeita pode ser dividido em dois componentes: o risco intrínseco ao negócio
em si e o risco relacionado a fatores externos.
Os contratos de derivativos podem ser transacionáveis dentro de vários ambientes de
negociação como as bolsas organizadas ou mercados de balcão.
Quando eles são negociados nas bolsas de futuros, as condições de uma transação são
previamente fixadas: a quantidade e qualidade do produto, a data e o local de entrega, as
modalidades de entrega e o regulamento.
Sendo assim, as bolsas dizem respeito a produtos que apresentam: i) certas características
homogêneas que permitem definir qualidades padronizadas e contratos normalizados; ii)
produtos que podem ser estocados; iii) objeto de um comércio importante que apresenta
dificuldades como a concentração da produção em determinadas áreas geográficas e iv)
preços que apresentam flutuações importantes e irregulares. A viabilidade de um mercado
futuro depende ainda de um importante e contínuo volume de transações e por isso, a função
principal das bolsas é reunir um grande número de participantes, dando liquidez ao contrato.
O motivo principal dos participantes no mercado de balcão é criar instrumentos que permitam
a gestão do par risco-rentabilidade se equiparar às necessidades individuais de cada cliente.
Além disso, existem um número de sistemas de negociação tais como pregão viva-voz e
painéis eletrônicos que tentam combinar a força do mercado na bolsa ou fora dela, juntando o
maior número de participantes, mas também oferecendo algum nível de particularidade às
negociações. Contratos negociados em cada um desses mercados dividem atributos de
transferência de risco similares, mas os meios pelos quais os contratos são negociados assim
3 A descrição dos principais participantes do mercado de derivativos (hedges, especuladores e arbitradores) será desenvolvida no final deste capítulo.
17
como, a informação, a liquidez, e risco de crédito podem ser bem diferentes. Os participantes
são os mesmos para ambos os mercados.
Bolsas
Uma bolsa de futuros é uma associação de membros, cujo objetivo principal é fornecer os
meios necessários à compra, venda ou comercialização de commodities, sob normas que
protejam os interesses de todos os agentes envolvidos.
A finalidade de uma bolsa é fornecer a seus clientes os melhores serviços aos menores custos
e riscos. Ela é antecipadamente remunerada por comissões. Os serviços são: a realização das
transações comerciais, a determinação de um preço representativo do estado do mercado do
produto e fornecer os instrumentos de cobertura contra o risco de preço.
Com a organização de um sistema de bolsas para a negociação de bens surgiram várias
vantagens. Podemos enumerar algumas delas: i) transparência na formação de preço; ii)
facilidade na negociação; iii) criação de centro de liquidez; iv) formalização do sistema; v)
garantias na realização e liquidação do negócio.
Mercado de Balcão
Os derivativos transacionáveis no mercado de balcão (também chamados de derivativos OTC)
correspondem a contratos entre duas partes realizados fora das instalações centralizadas de
negociações tais como as bolsas de futuros. Neste tipo de mercado as duas contrapartes
negociam termos, tais como preço, vencimento e tamanho de contrato a fim de fazê-lo sob
medida para ir de encontro às suas necessidades econômicas. Vale mencionar, que neste tipo
de contrato em que as duas partes estão envolvidas diretamente, elas estão expostas ao risco
de crédito da parte oposta.
Ao contrário dos contratos negociados no mercado de balcão, os contratos negociados em
bolsa oferecem alta liquidez e baixo risco de crédito , mas são padronizados e não tem tanta
flexibilidade, gerando risco de base4 para aqueles que fazem hedge. Para ser possível de
negociar termos de contrato e assim diminuir seu risco básico usuários podem assegurar que
os termos dos contratos de derivativos sejam mais próximos das características de suas
posições no mercado físico através dos contratos OTC. No entanto, a vantagem de fazer sob
medida vem geralmente associada aos custos de liquidez e risco de crédito.
18
Este mercado tende a ser dominado, em sua maior parte, por grandes bancos de investimento
e alguns bancos comerciais, mas com o amadurecimento do mercado empresas especializadas
se estabeleceram em nichos onde elas podem ter vantagens informacional e operacional sobre
os bancos. Isto tem sido particularmente verdadeiro no mercado de energia e firmas como a
American Energy Power, Reliant, Duke Energy, e as grandes empresas de petróleo se
tornaram protagonistas significativos nos mercados (EIA, 2002, p.48).
Os derivativos negociados no mercado de balcão e os transacionados em bolsas de futuros
servem funções econômicas similares. Eles podem ser utilizados como substitutos um do
outro e assim competir no mercado; podendo ainda servir como instrumentos completares em
certas operações. Não são substitutos perfeitos, no entanto, por causa de diferença potencial
nos seus termos de contrato, custos de transação, regulamentos e outros fatores.
Câmara de compensação
De forma complementar a uma bolsa de futuros, a Câmara de Compensação atua como
intermediária de seus membros em cada transação realizada, sendo o vendedor de cada
comprador e o comprador de cada vendedor. A sua existência garante o cumprimento e a
integridade de todos os contratos assumidos por vendedores e compradores, característica
indispensável ao funcionamento de qualquer mercado futuro. Também garante a conduta
apropriada dos procedimentos de entrega da bolsa e o financiamento adequado das
negociações, através da cobrança e do pagamento de margem.
I.2.1 Participantes do mercado futuro
Os participantes do mercado de derivativos financeiros incluem bancos, corretoras de títulos,
tesourarias de empresas, formadores do mercado acionário, investidores institucionais,
investidores privados, administradores de consórcios e distribuidores. Eles empregam os
derivativos para três finalidades: fazer hedge, especular e fazer arbitragem.
Hedgers
Os mercados futuros foram criados originalmente para atender às necessidades dos hedgers.
Eles enfrentam o risco associado ao preço de um ativo e usam os mercados futuros e de
opções para reduzi-lo ou eliminá-lo.
4 O risco de base será tratado no capítulo 3.
19
Hedgear envolve tomar uma posição nos mercados futuros contrária à exposição que se tenha
no mercado a vista. O hedge reduz a exposição ao risco de preços para quem tenha um perfil
de risco oposto ou para investidores que desejem aceitá-lo em troca de uma oportunidade de
lucro. Ao mesmo tempo que o hedge com futuros elimina o risco de oscilação nos preços, ele
impede a realização de lucros potencialmente maiores que possam advir de mudanças
favoráveis.
Além de tornar possível a transferência de risco, a prática de hedge também permite a
proteção de margens de lucro, estabilizar fluxos de caixa, diversificar e melhorar a liquidez ou
reduzir custos de transação.
Especuladores
Enquanto os hedgers não desejam ficar expostos a movimentos adversos no preço de um
ativo, os especuladores desejam apostar nas oscilações futuras de preço de uma ativo para
ganhar dinheiro.
O mercado futuro permite ao especulador obter uma alavancagem, pois, com um gasto inicial
relativamente pequeno, será capaz de assumir uma grande posição especulativa. É um meio de
aumentar a exposição ao risco, mas também de obter lucros potenciais.
Arbitradores
A arbitragem envolve travar um lucro sem risco, realizando transações simultâneas em dois
ou mais mercados. É possível quando o preço futuro de um ativo perde a paridade com o
preço a vista.
Essa estratégia garante que os preços a futuro e a vista fiquem alinhados um com o outro.
Assim, se qualquer um dos preços (futuro ou a vista) perder sintonia com o valor justo de
mercado, a arbitragem fará com que volte à paridade.
Normalmente, os arbitradores são grandes bancos que possuem uma fonte de financiamento
barato, ou grandes empresas que trabalham com o produto objeto do derivativo e que possuem
a facilidade de negociá-lo no mercado a vista.
A tabela 1 sintetiza o papel de cada um desses agentes econômicos no mercado futuro.
20
Tabela 1: Descrição dos principais participantes atuantes no mercado de derivativos
Participantes Definição
Hedgers
Pessoa ou empresa que se utiliza do mercado para se proteger de eventuais mudanças no preço do produto, ou para negociar o bem. Sua atividade econômica principal está diretamente relacionada com a produção ou consumo da mercadoria.
Especuladores Pessoa ou empresa que assume o risco de perdas futuras na expectativa de auferir ganhos futuros. Sua atividade econômica não está relacionada com o bem objeto do contrato de derivativo.
Arbitradores Participante que assume muito pouco risco que opera em mais de um mercado simultaneamente para se valer de distorções de preços relativos.
Fonte: Elaboração própria
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CAPÍTULO II - DESENVOLVIMENTO DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA MUNDIAL
APÓS A SEGUNDA GUERRA MUNDIAL
II.1 Características básicas do petróleo
O petróleo é uma das fontes de energia não renováveis mais abundante e sua distribuição se
dá de forma desigual no mundo, por isso existe uma estrutura de custo diferenciada entre uma
região e outra. A concentração deste produto no Golfo Pérsico beneficia esta região com um
menor custo de produção, proporcionando-lhe vantagem competitiva na disputa pela renda
petrolífera5. Também contribuem para isto, as melhores condições geofísicas e geológicas do
petróleo desta região que facilitam sua exploração e condições de acesso.
A existência de rendas econômicas importantes constituem fonte de lucratividade para as
empresas do setor energético. Essas rendas se traduzem em preços muito acima do custo
marginal de produção. A evolução do mercado internacional do petróleo é explicada, em
grande medida, pela disputa pela apropriação desta renda.
Ademais, a indústria petrolífera é fortemente intensiva em capital, constituindo uma barreira à
entrada de novos agentes e os riscos associados à esta atividade são muito elevados e
aleatórios em função do risco geológico. Devido à essas características, as empresas de
petróleo necessitam de recursos próprios para desenvolver atividades de exploração. Somente
após esta fase é que o financiamento torna-se mais acessível. As diversas atividades ao longo
da cadeia do petróleo estão representadas na figura 1.
5 A renda petrolífera é composta pela renda diferencial que surge das diferenças de estruturas de produção e custos e da renda de monopólio que provém do poder de mercado das empresas.
22
Figura 1: Estrutura do mercado de petróleo e seus derivados
Upstream
Exploração & Produção
Refino
Importação
Exportação
Midstream
Transporte
Downstream Distribuição
Estoque
TRRs6
Consumo
Fonte: Elaboração própria
Este recurso energético esgotável não é um bem homogêneo, existem diversos tipos que se
caracterizam, principalmente em função da qualidade (densidade e teor de enxofre7) e
localização. Para um mesmo cru existem diversos preços, dependendo das condições em que
ele é comercializado. Desse modo, não existe um preço de petróleo, mas diversos.
II.2 Evolução histórica da indústria petrolífera mundial - IPM
Após a 2ª Guerra Mundial, o petróleo tornou-se a base do sistema energético mundial e
continua sendo. Também neste período, os EUA, maior consumidor desde o advento da
indústria, passaram a ser um país importador líquido de petróleo.
As transações realizadas no mercado petrolífero internacional resultam das decisões tomadas
por seus agentes. Estes são estruturalmente heterogêneos e se classificam em: i) grandes
6 Transportador-Revendedor-Retalhista (TRR): agente cuja atividade caracteriza-se pela aquisição de produtos a granel e sua venda a retalho, com entrega no domicílio do consumidor. 7 A densidade é geralmente expressa em graus API ou °API (Americam Petroleum Institute), a escala API varia inversamente com a densidade relativa de líquidos; isto é, quanto maior a densidade relativa, menor o grau API. O petróleo leve tem um grau API elevado e é mais valorizado que o petróleo pesado. O enxofre, presente em todos os tipos de petróleo bruto, é importante por ser um poluente cuja remoção torna o processo de refinamento mais oneroso. Os brutos com menos de 0,5 por cento de enxofre em seu peso são sweet; com 0,5 por cento ou mais de enxofre, sour.
23
companhias internacionais, ou majors8; ii) países em desenvolvimento, detentores de grandes
reservas petrolíferas, reunidos na OPEP9 iii) outros países produtores10, desenvolvidos ou em
desenvolvimento; que não fazem parte da OPEP vi) companhias petrolíferas independentes de
portes diferenciados; v) grandes países consumidores, industrializados e em desenvolvimento,
pertencentes à Agência Internacional de Energia – IEA11; e vi) outros países consumidores em
desenvolvimento, não associados à IEA.
Tendo o petróleo se tornado a principal fonte de energia primária no mundo, os países
produtores do Oriente Médio perceberam que estavam tendo prejuízos adotando o sistema de
concessão para a exploração de suas reservas e, influenciados pela onda de nacionalização
que envolvia o mundo, começaram uma trajetória de alteração de toda estrutura de concessão
de suas jazidas, principalmente com a estatização das companhias que estavam em seus
territórios. Este processo culminou com a criação da OPEP, que objetivava, entre outras
coisas, estabilizar e estabelecer o preço internacional do petróleo e, desta forma, ter maior
controle sobre a renda petrolífera gerada por suas jazidas (BOUSSENA, 1994, p.61-62).
A onda de nacionalizações, que se iniciou ainda na década de 40 e se intensificou durante as
décadas de 50 e 60, impôs barreiras à entrada de outros atores nas atividades upstream e
conferiu à OPEP um certo poder de mercado para estabelecer os preços internacionais do
petróleo até o fim da década de 70 (PINTO JUNIOR E FERNANDES, 1998, p. 2).
O processo de nacionalização iniciado ainda na década de 50, e que se estendeu até a década
de 70, pode ser considerado como o ponto principal no processo de reestruturação e
realinhamento de forças pelo qual passou a indústria petrolífera mundial. Isto se deve aos
efeitos sobre a distribuição da renda petrolífera e sobre a estrutura do mercado que foram
estabelecidos após esta mudança institucional da indústria. Assim, mais do que os choques da
8 Grandes sociedades petrolíferas atuantes nos anos 50 e 60: Esso, British Petroleum, Shell, Gulf, texaco, Socal, Mobil e CFP (Compagnie Française des Pétroles). 9 OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo, criada em setembro de 1960, reunia inicialmente os maiores países exportadores – Arábia Saudita, Venezuela, Kuwait, Iraque, Irã e a Zona Neutra (que tem sua produção dividida igualmente entre a Arábia Saudita e o Kuwait). Nos anos seguintes à sua formação outros países passaram a integrá-la, principalmente países da África: em 1961, o Catar; em 1962, a Líbia e a Indonésia; em 1967, a Argélia e os Emirados Árabes Unidos (este último divide-se em: Abu Dhabi, Dubai, Ra’s al Kaymah e Sharjah); em 1971, a Nigéria e, em 1973, integraram-se à OPEP, o Equador, que deixou a Organização em novembro de 1992, e o Gabão, que deixou a OPEP em junho de 1996 10 Considera-se como países produtores aqueles que são países exportadores líquidos de petróleo. Analogamente, países importadores e/ou consumidores serão representados pelos países importadores líquidos de petróleo. 11 International Energy Agency – IEA, em português: Agência Internacional de Energia. Esta Organização define diversas estratégias que os países a ela associados devem seguir, como a política de estoques estratégicos. Pertencem a este grupo: Austrália, Áustria, Bélgica, Canadá, Dinamarca, Finlândia, França, Alemanha, Grécia, Islândia, Irlanda, Itália, Japão, Luxemburgo, Países Baixos (Holanda), Nova Zelândia, Noruega, Portugal, Espanha, Suíça, Turquia, Reino Unido e Estados Unidos.
24
década de 70, o processo de nacionalização é o ponto de partida para a análise da evolução
atual desta indústria (AYOUB, 1994, p. 48).
A criação da OPEP, articulada em torno de monopólios públicos e companhias estatais,
representou um instrumento que possibilitou o aumento da soberania política e a apropriação
de uma maior parcela da renda gerada por este recurso natural para os países membros desta
Organização.
Antes do processo de nacionalizações na indústria petrolífera se iniciar, as majors dominavam
a indústria e a informação. O sistema de mercado construído e administrado pelas majors foi,
então, desmantelado. Este sistema era baseado na integração vertical e horizontal e na
coordenação, implícita ou explícita, das companhias.
Estas modificações na estrutura da indústria levaram ao estabelecimento de um sistema dual,
com a OPEP controlando as atividades upstream e as companhias internacionais, ou seja, as
majors, as atividades downstream da indústria petrolífera.
Enquanto as majors dominavam o mercado, os preços do petróleo estavam equilibrados,
sofriam poucas variações. Os países membros da OPEP passaram a controlar a produção e o
preço do petróleo variando o seu nível de produção. Esta mudança institucional trouxe grande
desequilíbrio a este mercado e volatilidade aos seus preços. A volatilidade é percebida através
dos choques e contra-choque ocorridos após a criação desta Organização e a ela atribuídos.
II.2.1 Os choques petrolíferos de 1973 e 1979 e o contra-choque dos preços do petróleo
de 1986
A partir dos choques petrolíferos da década de 70, o preço do petróleo elevou-se bruscamente
e estabeleceu-se um novo regime de formação de preços do petróleo influenciado por diversos
fatores instáveis, como a estrutura de oferta e demanda do petróleo, o grau de integração e
colusão dos agentes, as expectativas em relação ao futuro, as inovações tecnológicas e
financeiras, o desenvolvimento geológico, as relações político-econômicas, entre outros.
A partir da década de 70 a OPEP passou a dominar efetivamente o mercado, determinando
unilateralmente os preços de referência do petróleo. A concentração das reservas e da
produção mundial pelas empresas dos países da OPEP tornou possível o estabelecimento dos
preços internacionais de referência do petróleo por parte destes países. Além desta região ser a
responsável pela maior percentagem da produção mundial, o petróleo nela produzido também
25
apresenta uma qualidade superior do que outras áreas, o que agrega valor ao seu preço
(NUNES, 2000, p.41).
Os países pertencentes a esta Organização passaram a atuar diretamente como vendedores do
petróleo que eles próprios produziam. Eles formavam um cartel que estabelecia articulações
entre a oferta e a demanda a fim de modificar o patamar dos preços internacionais do petróleo
de acordo com os seus interesses. A este cartel atribui-se a culpa pelos choques petrolíferos,
tanto de 1973 quanto de 1979.
Dentro de OPEP existe uma forte polarização política que cria dificuldades para estabelecer
estratégias e atuar efetivamente como cartel. Desde 1975, podem ser delimitados dois grupos
distintos dentro da OPEP. Um que busca estratégias visando obter respostas no curto prazo e
outro que quer estabelecer estas estratégias visando o longo prazo. Esta profunda contradição
constitui uma das principais causas de instabilidade nesta Organização. Tal dificuldade
tornou-se mais evidente a partir do contra-choque do petróleo em 1986.
O primeiro grupo, que busca definir suas estratégias objetivando respostas no curto prazo,
inclui os países que apresentam indicadores de reservas/produção (doravante R/P) pequenos –
em torno de 20 anos – e populações numerosas, além de possuírem uma crescente
dependência da renda petrolífera obtida através de um volume maior de exportações ou de um
preço mais alto (tendo em vista a inelasticidade de curto prazo do petróleo) para financiarem
os déficits do setor público, ou seja, possuem necessidades financeiras não supridas. Entre
estes países estão a Argélia, a Indonésia, a Venezuela e a Nigéria. Este grupo objetiva
aumentar o preço do petróleo ao máximo, num curto período de tempo, a fim de garantir
grandes receitas (NUNES, 2000, p. 23).
O grupo que visa estratégias de longo prazo reúne os países que estão numa situação
diametralmente oposta: possuem índices de R/P elevados – iguais ou superiores a 50 anos – e
são menos dependentes das receitas de exportação para o financiamento de programas de
desenvolvimento econômico-social. Entre estes países destacam-se: Arábia Saudita, Kuwait e
Emirados Árabes. Além disso, este grupo concentra os países com uma população menor e
com custos de exploração e produção do petróleo extremamente baixos (não superiores a US$
0,50/barril, em média) (AYOUB, 1994, p. 57). Para este grupo o preço do petróleo deve ser
mantido a um nível competitivo, respeitando o custo das formas substitutas de energia
(backstop technology).
26
O Irã e o Iraque formam um caso especial, devido ao tamanho de suas reservas e ao tamanho
de suas populações, e devido às suas necessidades financeiras, eles deveriam estar no grupo
de estratégias de longo prazo. No entanto, a guerra dos anos 80 entre estes dois países
aumentou consideravelmente suas necessidades financeiras e conduziu-os a adotar a estratégia
de curto prazo, apesar de suas extensas reservas de petróleo (AYOUB, 1994, p. 57).
É importante lembrar que os EUA têm um grande peso na questão geopolítica da indústria
petrolífera internacional. A partir do primeiro choque petrolífero, em 1973, quando os EUA
percebem o quão dependentes se encontram da oferta de um produto estratégico por uma
região tão desequilibrada política e economicamente, os norte-americanos começam a buscar
interferir neste mercado a fim de evitar maiores problemas em relação ao seu abastecimento e
a sua economia interna. Assim, passaram a desenvolver uma política de manutenção do preço
do petróleo no mercado internacional acima do seu custo de produção interno, ou seja,
estabelecendo um preço piso para o mesmo.
Esta política consistia na compra de estoques em qualquer montante para que os preços do
petróleo não caíssem abaixo do preço que viabilizasse a produção nos EUA. Este país formou
estoques reguladores com a função de criar um limite de segurança para a manutenção da
indústria petrolífera em seu território e, portanto, reduzir sua dependência em relação aos
países produtores pertencentes à OPEP. Além disso, os EUA firmaram um acordo com a
Arábia Saudita, por ser este o único país capaz de, com flutuações na sua própria produção,
modificar o nível de preços.
O interesse por firmar um acordo desta natureza é simples: a Arábia Saudita tem o controle de
cerca de 35% das reservas provadas totais pertencentes à OPEP. Desta forma, ela pode
influenciar o nível da produção e dos preços do petróleo, pois tem a capacidade de atuar como
swing producer, ou seja, amortecendo as variações na demanda e na oferta mundial através de
reduções ou aumentos da sua produção. Podendo estabilizar a relação entre a oferta e a
demanda e, conseqüentemente, os preços (NUNES, 2000, p. 23).
Assim, o comportamento da Arábia Saudita, em relação à política de preços, não diverge dos
interesses norte-americanos de manter o preço corrente próximo ao preço piso, e converge
com os seus próprios interesses de proteção militar e política, concedida pelos EUA (NUNES,
2000, p. 23).
27
Após o corte do suprimento aos Estados Unidos, como resposta ao auxílio destes a Israel na
Guerra entre árabes e israelenses (conhecida como Guerra do Yom Kippur), em 1973, os
preços quadruplicaram, passando de aproximadamente US$3/barril para quase US$ 12/barril.
A partir de então, os países industrializados assistiram à quebra do abastecimento do
energético que havia proporcionado o desenvolvimento no pós-guerra, o petróleo. A
expectativa de uma real escassez física e de preços cada vez maiores era geral. Em 1979, o
segundo choque dos preços veio confirmar estas expectativas.
No final de 1978, em meio a uma situação de desequilíbrio entre a oferta e a demanda
mundial e petróleo, uma nova crise teve início. No Irã, um dos principais países exportadores
da OPEP, explode uma guerra civil decorrente de problemas políticos internos. Esta crise fez
com que, em 1979, as exportações deste país cessassem, culminando no segundo choque
petrolífero. Os preços, desta vez, aumentaram gradualmente e passaram de aproximadamente
US$ 13/barril para US$ 34/barril, desencadeando mudanças intensas na estrutura do mercado
petrolífero internacional.
Em seqüência à guerra civil do Irã, este país entrou em guerra contra o Iraque (setembro de
1980), agravando ainda mais a situação do mercado petrolífero, pois o Iraque também é um
grande produtor e porque a produção de ambos foi drasticamente reduzida durante esta
guerra.
Visando reequilibrar o mercado petrolífero após o primeiro choque, a OPEP estabeleceu um
acordo de cotas de produção entre os seus membros e ficou determinado à Arábia Saudita o
papel de swing producer devido ao seu fabuloso potencial de produção e as suas gigantescas
reservas, fatores que a capacitavam alterar facilmente sua produção para mais ou para menos,
de acordo com a necessidade do mercado. Desta forma, como swing producer, este país
passou a amortecer os desequilíbrios entre a oferta e a demanda mundiais por petróleo.
No entanto, os outros países exportadores, por terem a Arábia Saudita como termômetro de
ajuste do mercado, deixaram de se preocupar com o excesso de oferta de petróleo no mercado,
passando a desrespeitar as cotas estabelecidas no acordo, objetivando elevar suas receitas com
exportações. Assim, a Arábia Saudita foi obrigada a absorver toda variação da oferta,
reduzindo sua produção, visando, no âmbito das decisões da OPEP, manter os preços do
petróleo estabilizados. Em conseqüência, sua produção total foi sendo pressionada para níveis
cada vez menores. Esta situação não tinha condições de se sustentar por muito tempo.
28
As soluções de política energética desenvolvidas pelos países consumidores, somadas à
política de cotas de produção determinada pela OPEP para cada um de seus membros,
viabilizaram a estabilização dos preços do petróleo durante algum tempo, mais
especificamente de 1983 a 1985. A mudança no comportamento da Arábia Saudita que deixou
de manter sua produção num nível mais baixo representou um marco na mudança do regime
de formação de preços no mercado internacional de petróleo.
Embora o aumento dos preços provocado pelos choques beneficiasse os países produtores, no
curto prazo, elevando suas receitas; no longo prazo, ele atendia muito mais às necessidades
dos países consumidores e das companhias internacionais, na medida em que seus interesses
eram mais facilmente manifestados através do mercado spot e que os preços altos
estimulavam a exploração em novas áreas.
Como resposta ao aumento dos preços, os países consumidores e as majors mudaram em
muitos aspectos suas estratégias de atuação neste mercado. Os choques forçaram uma
reestruturação das condições de base da indústria petrolífera e uma melhoria da eficiência no
uso deste energético, visando a redução da dependência em relação a este produto e aos países
do Oriente Médio. A queda brutal dos preços em 1986, ou o contra-choque, foi um dos
resultados desta reestruturação.
A evolução do preço do petróleo pode ser notada através do gráfico 1.
Gráfico 1: Evolução do preço do petróleo tipo Árabe Leve – médias anuais (1945-1986)12
-
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
40,00
1945
1947
1949
1951
1953
1955
1957
1959
1961
1963
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
U$$
/bar
ril
Fonte: CLÔ (2000) – Elaboração própria
29
Conclui-se que os motivos que levaram a ocorrência dos choques não foram apenas as
expectativas de aumento de preços e escassez de petróleo e/ou as decisões tomadas
unilateralmente pela OPEP. Muitos fatores influenciaram estes acontecimentos, na sua grande
maioria fatores políticos. Assim, os conflitos ocorridos entre os países da OPEP e/ou
internamente a eles, que ocasionaram os dois choques do preço do petróleo, confirmam a
importância das questões geopolíticas na determinação das relações e das estruturas na
indústria petrolífera mundial.
II.3 As novas condições de base da IPM
No quadro de realinhamento de forças e de reestruturação da indústria petrolífera mundial que
se instaura após os choques do preço do petróleo, pode-se destacar alguns movimentos
centrais, dentre os quais (NUNES, 2000, p.46):
1. O enfraquecimento da OPEP e a redução da sua capacidade de impor os preços no
mercado internacional.
2. O fortalecimento dos países consumidores que conquistaram poder para influenciar os
preços através do mercado spot.
3. A recuperação das companhias internacionais através de novas tecnologias, redução
dos custos e expansão da fronteira exploratória para novas áreas, sobretudo offshore,
para o que as inovações tecnológicas que se difundiram no mesmo período, ou seja,
posteriormente aos choques, foram primordiais.
Os altos preços do petróleo no mercado internacional, durante a década de 70, estimularam a
busca por novas áreas exploratórias, além de viabilizarem a exploração de campos com custos
mais elevados do que as reservas da OPEP. O processo de inovações tecnológicas também
tornou viável a produção em larga escala em áreas não dominadas pela OPEP. Como
conseqüência do aumenta da produção não-OPEP pode-se reduzir a dependência dos países
dos países consumidores e companhias petrolíferas em relação ao petróleo da OPEP.
Várias formas de resposta foram dadas pelos países consumidores aos choques petrolíferos
(estratégias de substituição e conservação de energia), tendo como objetivo principal a
redução da dependência pelo petróleo produzido pelos países da OPEP.
12 1945-1972: preço publicado do Árabe Leve; 1973-1984: preço de venda oficial do Árabe Leve; 1985-1986: preço spot do Árabe Leve.
30
A produção não-OPEP passou a concorrer com a produção OPEP, o que reduzia a capacidade
desta última de fixar os preços do petróleo no mercado internacional. A partir de 1980, a
OPEP teve que praticar sucessivos cortes na sua produção.
Efetivando a aproximação entre os produtores OPEP e os não-OPEP, os primeiros, ao
voltarem a adotar um sistema de cotas de produção, após o contra-choque, deixaram de ter
como preço de referência o Árabe Leve. Em substituição, uma cesta de sete crus13
representativos passou a ser utilizada como preço referencial.
O enfraquecimento da OPEP teve como conseqüência principal o esvaziamento da sua
estrutura de preços oficiais, que passava a ser alinhado às cotações do mercado spot. Estas
cotações vinham aumentando sua importância paralelamente ao enfraquecimento da OPEP.
Para este esvaziamento contribuiu a questão das diferenças internas entre os membros da
OPEP e a identificação de dois grupos de interesses distintos: os países com objetivos de
longo prazo e os com objetivos de curto prazo. Esta situação dificultava o estabelecimento de
práticas de cartel, impedindo o estabelecimento de cotas de produção e exacerbando os
conflitos internos, prejudicando a coesão e o domínio do mercado.
Em suma, duas razões podem ser identificadas para o enfraquecimento da OPEP (LODI,
1989, p. 180):
1. Primeiro, sua perda de controle sobre o mercado petrolífero. Esta perda pode ser
representada pela redução de seu market share, resultante da conjugação do acréscimo
da oferta de petróleo por parte de outros produtores e da contração da demanda
mundial, motivada pelas políticas de substituição e conservação de energia.
2. Segundo, a dificuldade dos seus países membros manterem uma interação, ou seja,
uma atuação coesa numa fase de cortes de produção, quando são fortes os incentivos a
uma conduta individualizada como meio de escapar de perdas nas receitas.
Cabe observar que após os choques petrolíferos, combinaram-se duas novas tendências: a
resposta ativa de política energética dos países importadores e o aumento da produção não-
OPEP. Essas tendências configuraram uma importante mudança, com a transformação das
condições de base desta indústria de um contexto de oferta limitada e concentrada em um
número restrito de países e demanda crescente para um contexto de oferta excedente e
31
demanda estabilizada. Desta forma, o poder de mercado dos países da OPEP foi sendo,
progressivamente, reduzido. O principal reflexo dessa situação aparece na incapacidade desta
Organização estabelecer o preço de referência do petróleo (PINTO JUNIOR e FERNANDES,
1998, p. 3).
Assim, as mudanças nas condições de base da IPM e o enfraquecimento da OPEP produziram
importantes impactos nas formas de comercialização. A redução progressiva dos contratos de
longo prazo abriu espaço para volumes mais importantes nos mercados spot e futuro. A
volatilidade dos preços passou a ser um fato marcante no mercado internacional do petróleo,
bem como a crescente utilização de técnicas de comercialização associadas ao mercado
futuro.
13 A cesta de referência da OPEP inclui os crus: 1) Algeria Saharan Blend, 2) Dubai Fateh, 3) Indonesia Minas, 4) Mexico Isthmus, 5) Nigeria Bonny Light, 6) Saudi Arabia Light e 7) Venezuela Tia Juana Light.
32
CAPÍTULO III - ADMINISTRAÇÃO DE RISCO NA INDÚSTRIA DO PETRÓLEO
III.1 Utilização de derivativos de petróleo e seus efeitos
Existem diferentes fases nas tendências de preço de petróleo. A primeira ocorreu quando o
preço do petróleo no mercado internacional era administrado, inicialmente pelas majors e
subseqüentemente pela OPEP. O comportamento do preço internacional do petróleo
permaneceu relativamente estável em períodos de diferente duração durante os quais o
benchmark, o Árabe Leve (34°API), permaneceu constante em dólares nominais. Após os
choques petrolíferos da década de 70 os preços deixaram de ser estáveis e tornaram-se mais
voláteis.
Na segunda fase, vigente desde 1987 e que permanece até hoje, a OPEP não mais fixa o preço
de referência. Os países exportadores agora vendem seu petróleo no mercado internacional
com base em uma fórmula que usa como referências os preços spot e futuro de determinados
crus – principalmente o Brent e o WTI.
Apesar dos derivativos serem usados para commodities em bolsas organizadas desde a 2ª
metade do século XIX, seu uso no mercado energético somente se desenvolveu a partir da
década de 80 com a desregulamentação do preço de energia.
Existem cinco tipos de riscos que as empresas, de um modo geral, enfrentam no seu dia-a-dia:
1. Risco de mercado: choques de oferta e demanda que afetam preços, mudança
inesperada da taxa de juros, taxa de câmbio, preço de estoque e preço de commodity;
2. Risco de crédito /inadimplência: risco de uma perda proveniente da falha da
contraparte em liquidar um contrato derivativo;
3. Risco operacional: falhas de equipamento e de sistema, fraude;
4. Risco de liquidez: incapacidade de comprar ou vender commodities nos preços cotados
e;
5. Risco político: novas regulamentações, expropriações.
33
No caso das companhias de petróleo, refinarias e distribuidoras, como conseqüência da alta
volatilidade nos preços de desta commodity demonstrado no capítulo 2, o risco de mercado –
mais especificamente o risco de preço – é o mais relevante.
À medida que os preços variam em função de mudanças significativas e rápidas na oferta e
demanda, a volatilidade aumenta, o que gera maior dificuldade para uma tomada de decisão
eficiente por parte das empresas e tornam mais arriscados investimentos em plantas de
produção e outros projetos. A evolução do preço WTI no mercado spot a partir do contra-
choque do petróleo em 1986 e sua respectiva volatilidade estão representados abaixo no
gráfico 2.
Gráfico 2: Evolução das cotações diárias do petróleo tipo WTI no mercado spot (1986-
2004) e respectiva volatilidade (desvio padrão da base móvel de 30 dias)
-5,0
10,015,020,025,030,035,040,045,0
Jan
31, 1
986
Nov
14,
198
6
Aug
31,
198
7
Jun
8, 1
988
Mar
16,
198
9
Dec
21,
198
9
Oct
2, 1
990
Jul 1
2, 1
991
Apr
21,
199
2
Jan
28, 1
993
Nov
8, 1
993
Aug
16,
199
4
May
25,
199
5
Mar
4, 1
996
Dec
10,
199
6
Sep
22,
199
7
Jul 2
, 199
8
Apr
13,
199
9
Jan
24, 2
000
Oct
31,
200
0
Aug
9, 2
001
May
17,
200
2
Feb
24, 2
003
Nov
28,
200
3
US
$/ba
rril
-0,51,01,52,02,53,03,54,04,5
US
$/ba
rril
Preço do petróleo tipo WTI (US$/barril) Volatidade
Fonte: DOE/EIA – Elaboração própria
Os agentes econômicos, mencionados acima, possuem alta capacidade de projetar com
precisão a produtividade de novos poços de petróleo ou a possibilidade de falhas operacionais
das refinarias, mas no tocante a preços, a experiência mostra que essa precisão dá lugar a
insegurança. Ao mesmo tempo, a diversificação, contratos de longo prazo, administração de
estoques e seguros são técnicas que funcionam em níveis operacionais diversos, mas também
não são completos para lidar com a prevenção de prejuízos oriundos de grandes variações de
preço.
Quando os preços dos energéticos caem, também diminui o valor de mercado das empresas,
que não conseguem caixa para suas operações e conseqüentemente podem falhar em honrar
34
seus significativos compromissos de longo prazo. Entretanto, dada a importância da energia
para a competitividade econômica e para todos os consumidores, de forma geral, quando os
preços sobem, os governos podem entrar em ação para proteger os consumidores. Portanto, o
risco de mercado para estas commodities é uma variável estratégica muito relevante, e por isso
os derivativos tornaram uma maneira ampla e relativamente barata para administrar os riscos
que surgem da alta volatilidade dos preços do petróleo e demais energéticos. Eles permitem
que haja uma transferência deste risco para aqueles agentes econômicos que tem capacidade
para absorvê-lo ou que podem lucrar com ele.
Existem várias estratégias, que valem de derivativos, utilizadas pelas empresas para se
posicionar frente a esses riscos. Tem-se hedge de venda quando a operação requer uma
posição vendida em contratos futuros e é apropriada quando o hedger possui o ativo e espera
vendê-lo no futuro. Se a tendência for uma elevação do preço do petróleo, um hedge de venda
será adequado para que uma empresa produtora, por exemplo, assegure suas margens.
Por outro lado, quando se assume uma posição comprada num contrato futuro tem-se um
hedge de compra, e neste caso a empresa tem de adquirir determinado ativo no futuro e deseja
travar um preço presente. Um hedge de compra será apropriado para uma empresa
consumidora de derivados de petróleo em caso de alta desses derivados.
Na teoria um hedge perfeito é aquele que elimina completamente o risco, entretanto existem
vários motivos pelos quais o hedge com futuros não é tão perfeito (HULL, 1996, p.94):
1. O ativo cujo preço é hedgeado poderá não ser exatamente o mesmo que referencia o
contrato futuro;
2. O hedger poderá não saber com certeza a data exata em que o ativo será comprado ou
vendido e;
3. A estratégia pode exigir que o contrato futuro seja encerrado bem antes de sua data de
vencimento.
Esses problemas dão origem ao risco de base. Em uma situação de hedge, a base é definida
como a diferença entre o preço a vista a ser hedgeado e o preço futuro do contrato utilizado.
35
Os contratos negociados no mercado de balcão possuem um risco de base menor que os
transacionados em bolsas. No mercado OTC é possível negociar os termos dos contratos e
diferenciais de preços14, permitindo redução do risco de base.
O risco de preço típico confrontado pelos participantes do mercado de petróleo e os contratos
padrões de derivativos utilizados para gerenciar aqueles riscos estão resumidos na tabela 2. O
risco de preço nas indústrias de petróleo é naturalmente associado com o estágio de produção
de cada participante. Algumas companhias integram verticalmente suas operações desde a
exploração até a venda final para eliminar os riscos de preço que possam surgir no estágio
intermediário do processamento. Por exemplo, para um produtor integrado, o aumento nos
preços de óleo cru comprado por sua refinaria será compensado pelo lucro na venda de
produtos refinados. Outras companhias de menor porte, usualmente, não tem operações
integradas. Produtores independentes querem proteção contra preços baixos de óleo cru que
eles vendem para instalações de armazenamento e clientes que estão preocupados com preços
altos. Nesta etapa, fornecedores e compradores podem dividir o risco para aliviar suas
preocupações. Eles tipicamente complementam futuros e opções transacionados em bolsas
com mercados de balcão para gerenciar seus riscos de preço.
Tabela 2. Risco de preço do petróleo e estratégias de administração de risco
Participantes Risco de Preço Administração de Risco
Estratégias e Instrumentos de Derivativos Empregados
Produtores de petróleo Baixa no preço do óleo cru Vender futuro de óleo cru, comprar opção de venda
Refinadores de petróleo Alta no preço do óleo cru Comprar futuro de óleo cru ou opção de compra
Baixa no preço do produto Vender futuro de produto ou contrato swap, comprar opção de venda
Margem de refinaria pequena Vender crack spread
Operadores de armazenamento
Alto preço de compra ou baixo preço de venda
Comprar futuros em relação ao período de compra e vender em relação ao período de venda
Grandes consumidores
Empresas aéreas e companhias de navegação Alta do preço de derivados Comprar contratos futuros,
opção de compra e swaps
Fonte: EIA (2002) - Elaboração própria
14 Basis contracts é um tipo específico de contrato OTC que negocia diferenciais de preço. Nenhuma commodity física é realmente transferida entre o comprador e o vendedor, são transações em que duas partes trocam fluxos de pagamento. O tipo de basis contracs mais simples é o basis swap (EIA, 2002, p.21).
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Hoje, existem derivativos específicos para a cadeia produtiva do petróleo. Cada contrato
cobre um tipo de estratégia necessária para cada etapa da produção, e também para corrigir a
alta sazonalidade a que esta commodity está sujeita. Abaixo explicamos alguns destes
contratos.
Contratos Crack Spread
Na indústria de petróleo, os gerenciadores das refinarias estão mais preocupados com a
diferença entre seus preços de custo e venda do que sobre o nível de preços em si. Os lucros
dos refinadores estão ligados diretamente aos spreads, ou a diferença entre o preço de óleo
cru e os preços dos produtos refinados. Uma forma em que o refinador poderia garantir ou
assegurar algum spread seria de comprar futuros de óleo cru e vender futuros de gasolina, por
exemplo. Ambas as estratégias são complexas, e requerem que o hedger tenha lastro, ou
margem na bolsa para ambas as operações.
Para aliviar esta carga, em l994 a NYMEX lançou o contrato crack spread. Ela trata as
compras de crack spread ou vendas de futuros múltiplos com um simples contrato, com a
finalidade de reduzir a margem de exigência (margin requirement) dos operadores. O contrato
de crack spread ajuda refinadores a travar, simultaneamente, um preço de óleo cru, diesel e
gasolina, estabelecendo uma margem fixa de refinamento.
Um tipo de contrato de crack spread amarra a compra de três futuros de óleo cru (3.000
barris) com a venda, um mês mais tarde, de dois futuros de gasolina (2.000 barris) e um futuro
de diesel (l.000 barris), fixando a proporção 3-2-l - uma aproximação da relação americana de
produção de refinaria (três barris de óleo cru - dois barris de gasolina - um barril de diesel).
Portanto, compradores e vendedores se preocupam somente com a margem de exigência para
o contrato de crack spread (EIA, 2002, p.22).
Uma média da proporção de 3-2-l baseado no petróleo tipo sweet não é apropriado para todos
os refinadores, pois algumas refinarias se especializam em petróleo pesado, enquanto outras
em leve. No entanto, o mercado OTC proporciona contratos que melhor refletem a situação
individual das refinarias. Uma coisa que os negociadores do mercado de balcão podem tentar
é de agregar refinarias individuais para que o portfólio do negociante esteja próximo ao
quociente de troca. Os negociantes podem também inventar swaps que são baseados nas
diferenças entre a situação dos clientes e das normas de mercado de troca.
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Opções crack spread
Alguns participantes da indústria podem se sentir confortáveis com a variação de preços
contanto que os preços não se elevem demais ou de menos. Detentores de estoques de diesel
poderão querer se proteger contra o declínio de preço, mas sem desistir da oportunidade de
lucrar com o aumento de preços. A opção de compra permite ao detentor comprar a
commodity ao seu preço de exercício de opção determinando o preço teto. Uma opção de
venda permite ao seu detentor um preço fixo estabelecendo o preço piso.
Refinadores que utilizam opções crack spread pagam adiantado pelo preço de proteção
desejada. Opções podem ser caras quando os termos são mais favoráveis ao comprador e
quanto maior a sua duração.
Opções de Spread Calendário (Calendar spread options)
As plantas de armazenamento exercem uma importante função na cadeia de oferta do petróleo
e de seus refinados. As plantas próximas dos campos de exploração permitem aos produtores
estocar o produto temporariamente até ele ser transportado ao mercado consumidor. Isso vale
também para refinarias e distribuidores. Em termos de preço, se existir uma alta substancial
entre meses de pico de consumo e a o resto do ano e os custos de estocagem, haveria
necessidade de uma arbitragem de contratos futuros de forma a evitar esse custo adicional.
Em função da diferença entre os preços futuros e spot e o custo da estocagem, existem dois
tipos de movimento – contango e backwardation. O primeiro ocorre quando o mercado futuro
estiver mais caro que os preços a vista (ou contratos futuros com vencimento anterior), o que
incentiva os detentores de plantas de estocagem a estocar para vender mais tarde, o que lhes
dará um lucro igual a diferença de preços menos os custos de estocagem.
Tal arbitragem pode ser realizada utilizando-se os contratos de futuros e opções de spread
calendário (diferenças entre datas de vencimento de um mesmo ativo) sobre gasolina, petróleo
e gás natural. Ao comprar uma opção de compra de spread calendário, o agente econômico
assumiu uma posição “comprada” nos contratos com vencimentos anteriores e uma posição
“vendida” nos contratos com vencimentos posteriores. Então um armazenador pode comprar
uma opção de compra em spread calendário que irá lhe permitir travar sua rentabilidade na
estocagem de um produto, ou seja, arbitrar um spread que será superior ao seu custo de
armazenamento.
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III.2. O crescente papel dos derivativos no mercado de petróleo
O uso de derivativos de petróleo vêm crescendo continuamente. Por exemplo, o volume
mensal de contratos futuros de óleo cru light e sweet na NYMEX cresceu de 2,07 milhões de
contratos em 1993 para 3,79 milhões em 2003, registrando um crescimento de 82,71%. Entre
1995 e 2003, o volume de contratos negociados na IPE triplicou, registrando uma média
mensal de 1,96 milhões de contratos em 2003.
Vale mencionar que o volume de contratos diários negociado no mercado futuro é superior à
produção diária mundial. O tamanho de cada contrato de petróleo transacionado nas bolsas é
de 1.000 barris, sendo assim, em 2002 negociou-se, em média, o equivalente a 266,6 milhões
de barris por dia (266,6 mil contratos futuros) nas bolsas NYMEX e IPE, enquanto a produção
diária mundial registrada foi de 73,9 milhões de barris.
A evolução do volume de contratos negociados pela NYMEX e IPE pode ser percebida
através dos gráficos 3 e 4 abaixo.
Gráfico 3: Crescimento do número de contratos futuro e opções de óleo cru na NYMEX
(1986-2004) – média mensal
0500.000
1.000.0001.500.0002.000.0002.500.0003.000.0003.500.0004.000.0004.500.0005.000.000
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Nos
de
co
ntr
ato
s (
1.00
0 b
arri
s)
Futuros de óleo cru light e sw eet Opções de óleo cru
Fonte: NYMEX – Elaboração própria
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Gráfico 4: Crescimento do número de contratos futuro e opções de óleo cru na IPE
(1995-2004) – média mensal
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
No
s d
e c
on
trat
os
(1.
000
bar
ris
)
Futuros de óleo cru tipo Brent Opções de óleo cru tipo Brent
Fonte: IPE – Elaboração própria
A Internet e o e-business são os responsáveis pela última inovação no comércio de energia. A
bolsa eletrônica Intercontinental Exchange (ICE), criada no final dos anos 1990, oferece
swaps de óleo cru além de Brent e WTI, e também de produtos refinados de inúmeros locais
para complementar os contratos futuros negociados na NYMEX e na IPE.
Fornece painéis eletrônicos para usuários registrados dando anonimato para a colocação de
preços e executar as diferentes operações, esta bolsa eletrônica oferece, principalmente
contratos de energia OTC. Ademais, ela é uma joint-venture da BP Amoco, Deutsche Bank
AG, o Goldman Sachs Group, Inc, Morgan Stanley Dean Witter, Royal Dutch/Shell Group,
SG Investment Banking e o Grupo Totalfina (EIA, 2002, p.48).
Vale mencionar que a IPE é uma subsidiaria da ICE desde junho de 2001. Atualmente, os
produtos de energia são responsáveis pela segunda maior categoria de mercado de contratos
futuros organizados em bolsas, ficando atrás somente dos produtos financeiros. Além dos
contratos transacionados nas bolsas, muitas empresas de energia também passaram a negociar
também com contratos de mercado de balcão para administrar seus riscos de preço.
III.3. Impacto econômico dos derivativos no mercado de energia.
Existem inúmeras questões levantadas quanto ao atual impacto econômico dos derivativos:
Eles tornam o mercado de commodities base mais volátil? Eles diminuem o custo de capital
ou encorajam investimentos? Eles transferem o risco privado para o público?
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Uma questão a ser levantada é se os benefícios oferecidos pelos derivativos são suficientes
para compensar seu ocasional, mas possivelmente inevitável, mau emprego. Os derivativos,
quando bem utilizados, são geralmente benéficos. Eles podem permitir a uma firma investir
em projetos importantes, que de outra forma poderiam não ser. Ademais, eles raramente e
talvez nunca aumentam a volatilidade no mercado spot. Também, historicamente no mercado
petrolífero, eles não se mostraram ser um fator maior para manipulação de mercado.
Haushalter (2001)15 examinou as operações de administração de risco de 100 produtores de
petróleo e gás natural nos anos de 1992, 1993 e 1994. Sua intenção era relacionar a atividade
de hedging das empresas com diversas de suas características como estrutura de capital,
posição fiscal, políticas de compensação, relação societária e comportamento operacional.
Suas constatações foram:
1. A presença de operações de hegde aumentou de 43% das firmas da amostra em 1992
para 57% em 1994; cerca de 25% das empresas pesquisadas utilizavam o hedge em
mais de 28% da sua produção; os hedgers (empresas que utilizam contratos de hedge)
como um grupo faziam o hedge de cerca de 24% de sua produção total;
2. Empresas mais intensivas em capital terão maior probabilidade de utilizar o hedge;
3. Hedgers com grande participação de dívida em sua estrutura de capital utilizavam o
hedge para uma porção maior do que a média em sua produção;
4. O hedge era mais utilizado por aquelas empresas cujo preço no mercado spot utilizado
seguia mais de perto o preço do mercado benchmark, ou seja, quanto menor o risco de
base, maior a probabilidade das empresas utilizarem o hedge e;
5. Não havia relação definida entre a remuneração dos administradores e a utilização de
hedge das empresas.
Haushalter interpretou suas constatações como sendo … “consistentes com a noção de que o
hedge possibilita as empresas reduzir sua dependência do mercado de capitais para financiar
seus projetos de investimento. Também apóia a idéia de que os administradores usam o hedge
para reduzir a possibilidade da empresa enfrentar situações financeiras desfavoráveis. Sob
15 G.D. Haushalter, “ Financing Policy, Basis Risk, and Corporate Hedging: Evidence from Oil and Gas Producers,” Journal of Finance, Vol. 55, Nº 1 (February 2000); and “ Why Hedge? Some Evidence from Oil and Gas Producers,” Journal of Applied Corporate Finance, Vol. 13, Nº 4 (Winter 2001) aput (EIA, 2002).
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ambas circunstâncias, a teoria indica que o hedge das empresas pode aumentar o valor para o
acionista”. 16
Em outro estudo, Allayanis e Weston (2002)17 também concluíram que a atividade de hegde
também pode aumentar o valor da firma.
Géczy, et al (2002).18 estudou como as distribuidoras de gás natural usavam uma variedade de
técnicas de administração de risco – incluindo reservas de caixa, estocagem, diversificação e
derivativos (quando disponíveis) – de 1978 até 1995. Eles selecionaram todas as grandes
empresas de gás natural que eram ou possuíam grandes dutos interestaduais de gás natural nos
EUA. No início da desregulação (1979), as vendas de gás natural perfaziam mais de 60% da
receitas das empresas analisadas. Em 1995, as vendas de gás caíram para 8 % das receitas das
empresas, o que refletiu o novo papel dos distribuidores como meios comuns aos invés de
vendedores de gás natural.
O principal risco que os distribuidores correm é a possibilidade de não ser possível entregar
gás suficiente para satisfazer a demanda. Uma maneira de mitigar este risco de volume é
estocar grandes quantidades de gás perto de seus mercados. Outro risco é a demanda flutuante
por transporte: quando a demanda é grande, tanto o preço do gás como da tarifa de transporte
é alta. Conseqüentemente, mesmo quando os distribuidores não vendiam volumes
significantes de gás no início de 1990, suas receitas estavam correlacionadas com o preço do
gás natural.
A estratégia utilizada por Gézcy, et al. foi primeiro descrever quaisquer mudanças na forma
como as empresas utilizavam caixa, estoques, diversificação e derivativos no período. Depois,
mediu-se a sensibilidade do preço das ações de cada empresa da amostra ao preço do gás
natural. Então, eles examinaram as diferenças entre empresas com alta e baixa sensibilidade à
mudanças de preço desta commodity. O que eles encontraram sobre as tendências de
administração de risco das empresas inclui o seguinte: i) não havia correlação clara entre
reservas de caixa ou estocagem neste período de tempo; ii) as distribuidoras não usavam
derivativos no inicio do período de liberalização, mas em 1993 cerca de 83% das empresas
selecionadas utilizavam derivativos. Eles também concluíram que o hedge era eficiente: i)
16 Tradução livre da autora. 17 G. Allayannis and J. Weston, “ The Use of Foreign Currency Derivatives and Firm Market Value,” Review of Financial Studies, Vol. 14 (2001), pp. 243-276 aput (EIA, 2002). 18 C. Géczy, B.A. Minton, and C. Schrand, “ Choices Among Alternative Risk Management Strategies: Evidence from the Natural GasIndustry,” working paper (University of Pennsylvania, Wharton School of Economics, 2002) aput (EIA, 2002).
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técnicas de reserva de caixa, estocagem e diversificação das linhas de negócios de um modo
geral diminuíram a sensibilidade das ações ao preço do gás; ii) Os usuários de derivativos
destas commodities possuíam uma sensibilidade menor e mais estável do que os não usuários;
iii) a estocagem era utilizada para mitigar o risco de volume, e os derivativos, para mitigar o
risco de preço.
Como Haushalter, Géczy, et al. concluíram que os usuários de derivativos possuíam ratings
de suas dívidas e dividendos de suas ações em média mais baixos do que os não usuários.
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CONCLUSÃO
Como foi estudado, os derivativos são instrumentos que acompanham a história da
comercialização de bens há muito tempo, surgindo, em sua origem, como instrumento
eminentemente facilitador das trocas e comercialização; entretanto, já nesta época era capaz
de diminuir ou diversificar o risco de preços.
O rápido crescimento do mercado de derivativos para commodities energéticas é prova de sua
eficácia e reflete também a necessidade de sempre se desenvolver ferramentas mais eficientes
na gestão de risco. O trabalho chama atenção para a capacidade criativa de o mercado
financeiro responder a essa necessidade.
Devido à mudança drástica por que o mundo passa, este instrumento ganhou notoriedade e
força. Ele é largamente utilizado pelas empresas para gerenciar os riscos de preço de
mercadorias, matérias primas e, principalmente taxa de câmbio e de juros.
Tal como foi apresentado, não há novidade no uso de contratos derivativos para administrar
diferentes riscos. O que há de novo é a competição global, taxas de câmbio flexíveis,
desregulamentação de preço e o crescimento do mercado spot expondo os participantes do
mercado a riscos financeiros cada vez mais significantes, levando ao desenvolvimento de uma
ampla gama de derivativos, cada vez mais sofisticados e adaptados às exigências de um
mercado global cuja complexidade demanda sempre novas soluções.
O risco de mercado para estas commodities é uma variável estratégica muito relevante, e por
isso os derivativos tornaram uma maneira ampla e relativamente barata para administrar os
riscos que surgem da alta volatilidade dos preços do petróleo e demais energéticos. Eles
permitem que haja uma transferência deste risco para aqueles agentes econômicos que tem
capacidade para absorvê-lo ou que podem lucrar com ele.
De acordo com os mais recentes estudos acadêmicos, podemos concluir que os derivativos
permitiram aos participantes do mercado de petróleo ser mais eficientes na gestão do risco de
preços, e por conseguinte aumentar o valor de suas firmas reduzindo sua exposição
estratégica. De um modo geral, quando bem utilizados, os derivativos permitem um melhor
funcionamento dos mercados e da transferência de risco para aqueles que podem lucrar com
ele. Portanto, são benéficos e contribuem para a diminuição da volatilidade do ativo base,
especialmente no caso do petróleo.
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