Gerenciamento do Risco da Margem de Refino no Brasil. Autoria: Cristiana Moraes Dias da Silva, Antonio Carlos Figueiredo

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1 Gerenciamento do Risco da Margem de Refino no Brasil Autoria: Cristiana Moraes Dias da Silva, Antonio Carlos Figueiredo Resumo: Com a abertura do mercado brasileiro de petróleo e derivados, a correlação que passou a existir entre os preços dessas commodities no mercado brasileiro e seus valores no mercado internacional instituiu novos riscos de preços para a economia brasileira em geral. Em um ambiente regulamentado, o governo realizava uma influência direta no controle de preços nas refinarias, possibilitando a adequação das metas de inflação e arrecadação de impostos. Para as refinarias em particular, o maior número de fatores determinantes dos preços de venda dos produtos, provocado pela desregulamentação, aumenta a incerteza sobre a margem de refino. O objetivo deste caso é discutir como identificar, medir e ajustar o nível de risco das refinarias brasileiras utilizando estratégias de hedge relacionadas a opções, futuros e operações do mercado de balcão. Debatedores: Eduardo Rodrigues Calderon ( Trader da Ipiranga ) Jorge Luiz Moreira de Laurentis ( Gerente de Vendas da Ipiranga ) Introdução: No dia 13 de dezembro de 2001 foi aprovada a regulamentação para o livre mercado de petróleo no Brasil. Apesar de gradativas alterações desde a aprovação da Lei 9478 em 1997, mudanças de âmbito econômico e cenário político desaceleraram a abertura do mercado de petróleo brasileiro. Desde 1999, já é permitido à qualquer refinaria receber petróleo de outro fornecedor diferente da Petrobras. Como conseqüência, o preço de aquisição de petróleo está atrelado ao mercado internacional. Logo, nas refinarias brasileiras, a saída de caixa referente a compra de matéria prima está relacionada a preços internacionais de petróleo em dólar e, até o início de 2002, a receita de vendas de produtos refinados estava sujeita a regras definidas pelo governo, em reais. A partir de 2002, com a liberação do mercado de produtos, os preços de venda de derivados de petróleo não são mais controlados pelo governo e a importação e exportação de produtos é permitida a qualquer participante do mercado e não apenas à Petrobras. Aumentaram, portanto, os fatores determinantes dos preços de venda de produtos refinados e, consequentemente, as incertezas sobre as margens das refinarias. As oscilações das taxas de câmbio do real com relação ao dólar (Gráfico1) e a elevada volatilidade dos preços de petróleo (Gráfico2) e produtos no mercado externo intensificam a exposição ao risco de preços das refinarias com a inserção do Brasil no mercado internacional. 1

2 2.90 Gráfico1 Dolar Venda BC - PTax 38 Gráfico2 WTI Nymex 1st month-close prices R$/US$ 2.00 US$/b Ambiente de refino no Brasil 10 As treze refinarias existentes no Brasil possuem uma capacidade de processamento de cerca de 1.7 milhões de barris/dia, assim distribuída: Dez refinarias pertencentes à Petrobras; Uma refinaria (Refap Refinaria Alberto Pasqualini) de cerca de 130 mil b/d que é uma joint-venture entre a Petrobras e a Repsol-YPF ; Duas refinarias privadas: Refinaria de Petróleo Ipiranga, localizada na cidade de Rio Grande, com capacidade de cerca de 15 mil barris/dia; Refinaria de Manguinhos, localizada no Rio de Janeiro (Grupo Peixoto de Castro e Repsol-YPF) com capacidade semelhante. Desde a criação do monopólio estatal de exploração, produção e refino concedido à Petrobras em 1953, esta concentrou as atividades de exploração, refino, transporte e operação de oleodutos. Somente a partir de 1997 as refinarias privadas voltaram a ter permissão para expandir sua capacidade de produção e a partir de 1999 o petróleo processado por estas refinarias passou a ser importado, principalmente da Argentina, em substituição ao fornecido pela Petrobras. Além disso, durante o ano de 2002, já ocorreram cinco importações de derivados de petróleo para o Brasil por outras empresas que não a Petrobras. A estrutura da indústria do petróleo no Brasil Dado que cerca de 98% do mercado de refino do Brasil possui a participação da Petrobras, os preços de venda das refinarias são determinados pela Petrobras. Porém, mesmo com a abertura do mercado de produtos derivados, as regras de preços de venda de derivados por parte da Petrobras não estão definidas. Em janeiro de 2002 foi divulgada apenas uma lista de preços por produto que poderia ser alterada a cada 48 horas. Em março, foi realizado um acordo entre a Petrobras e o governo a fim de tornar mais transparente para a sociedade o comportamento dos preços de derivados. Apesar de fornecerem indicações de tendências de preços, as regras definidas não determinam as variações de preços de venda que devem ocorrer no mercado interno. Se as refinarias brasileiras optarem por tentar garantir suas participações de mercado, os preços internos serão calculados com base na paridade de importação 1. Isto significa calcular 2

3 quanto custaria para um participante do mercado importar um determinado produto. Como a refinaria quer manter seus compradores, ela deve praticar um preço pouco abaixo deste valor a fim de impedir a importação. Em resumo, segundo um de seus diretores, a Petrobras buscará importar preços para que outros participantes não importem produto. Tomando-se por base os preços no Rio de Janeiro em janeiro de 2002 e calculando-se a paridade de importação a partir de critérios definidos, observa-se que a indicação é de preços Petrobras alinhados à paridade de importação de gasolina e um pouco acima no caso do diesel (Tabela 1). Esta estratégia, que se repete nos demais estados, parece indicar que, no caso da gasolina, produto para o qual o Brasil é exportador líquido, a Petrobras não quer correr riscos de ter que aumentar seu volume de exportação, vendendo a preços do mercado internacional menos o frete e reduzindo sua margem, uma vez que ela pode vender no mercado interno a preços do mercado internacional + frete. Já no caso do diesel, mesmo representando o produto de maior volume de produção das refinarias, o Brasil é importador líquido. Por mais que as refinarias brasileiras adaptem as compras de petróleos e suas capacidades de produção para maximizar a produção de diesel e reduzir a de gasolina, o limite de flexibilidade das refinarias manterá a demanda interna de diesel acima da capacidade de produção e a necessidade das importações permanecerá. Tabela 1 Cts/gal Janeiro/02 Destino Rio de Janeiro Origem Argentina DIESEL GASOLINA Preço Referência Preço FOB Frete Outros Preço Nacionalizado Paridade de Importação em R$/litro Preço Petrobras em R$/litro Concluindo, com a abertura do mercado, preços de compra de petróleo e preços de venda de derivados estão atrelados a preços internacionais que, por sua vez, sofrem alterações diárias, demandando estratégias mais sofisticadas de gerenciamento de risco da margem de refino. Mercado internacional: comercialização de petróleo e derivados Os preços no mercado internacional de petróleo e derivados são ditados por análises técnicas (gráficas) e de fundamentos (demanda, oferta, estoque). Como as transações efetuadas nas bolsas de futuros e no mercado de balcão movimentam um volume superior às negociações no mercado físico, o preço do mercado físico é determinado pelos valores negociados no mercado de papel: futuros, opções de compra e venda, contratos a termo e swaps. As principais bolsas de mercado futuro de petróleo e derivados são: NYMEX New York Mercantile Exchange Principais contratos futuros negociados: WTI (petróleo), UNLEADED 87 (gasolina) e HEATING OIL No 2 (destilado). IPE International Petroleum Exchange Negocia petróleo do tipo Brent e Gasoil (diesel) Grandes bancos, empresas de energia, empresas integradas de petróleo ( majors ), empresas independentes de petróleo e fundos de pensão, entre outros, atuam no mercado de papel para 3

4 reduzir suas exposições no mercado físico, efetuar hedges de suas transações, apreçar suas compras físicas ou especular. Alguns exemplos de negociações de petróleo e derivados: No dia 21 de janeiro de 2002, a empresa A compra da empresa B uma carga de b de Medanito com data de carregamento prevista para a segunda quinzena de março, a ser valorado pela média do WTI Nymex primeiro mês nos cinco dias em torno do BL 2. No dia 24 de janeiro de 2002, a empresa C vende para a empresa D, m3 de gasolina. A carga deverá ser atrelada ao contrato de abril da Nymex e deverá ser carregada durante a primeira quinzena de abril. Pela forma de negociação no mercado internacional, conclui-se que ao comercializarem no mercado de energia, as empresas estão assumindo riscos. Por exemplo, supondo que uma refinaria compre petróleo atrelado ao WTI Nymex e venda sua gasolina referenciada ao contrato de abril da Nymex: Se o preço do petróleo cair ou o preço da gasolina subir, a refinaria aumentará sua margem Se o preço do petróleo subir ou o da gasolina cair, a margem da refinaria será prejudicada. O problema a ser discutido Uma refinaria deseja reduzir sua exposição ao risco. Para isto, ela precisa fixar sua margem. As opções da refinaria para realizar um hedge de margem incluem a fixação dos preços de compra do petróleo e de venda de derivados. Abaixo constatamos o comportamento volátil do Crack Spread 321 da bolsa de Nova Iorque. Este contrato futuro espelha a margem de uma refinaria com 2/3 da produção de gasolina e 1/3 de diesel. As refinarias brasileiras possuem em média um rendimento equivalente a 27% de gasolina, 34% de diesel e o restante dividido entre óleo combustível, GLP e naftas, entre outros. Gráfico Crack Spread Nymex - Close prices 12.0 US$/b Os contratos de compra típicos de uma refinaria são indexados a : Média do WTI Nymex primeiro mês nos cinco dias em torno do BL 4

5 Para se gerenciar riscos, é necessário definir datas de compra (ou venda) para o instrumento a ser utilizado. Se os contratos de compra física permanecerem atrelados a uma média de cinco dias em torno do BL, não haverá como se pré definir as datas da operação de hedge, uma vez que a data de emissão do BL não poderá ser prevista com exatidão antes do carregamento físico do petróleo. Assim, a fim de gerenciar melhor o risco, através da compra de contratos futuros de WTI, deve-se alterar a regra de apreçamento dos contratos de compra física, a fim de refletir períodos pré definidos de formação dos preços. Para isto, existe a figura do deemed BL, através do qual temos: Média do WTI NYMEX primeiro mês nos cinco dias em torno do BL, sendo que o BL será considerado no dia 15 de abril ( em geral próximo a data programada do carregamento). Supondo-se que as regras de preços de venda da refinaria estão atreladas à paridade de importação, pode-se pensar em vender contratos futuros de produtos a fim de fixar a ponta vendedora da refinaria. Mesmo que consigamos fixar precisamente o preço de compra da refinaria, a margem não estará livre de riscos uma vez que o local de origem e o período dos preços internacionais utilizados na formação da paridade de importação representam, entre outras, incógnitas que impossibilitam o hedge perfeito da ponta vendedora. Poderia se optar em fazer hedge apenas da ponta compradora do petróleo. No entanto, travando-se apenas o preço do petróleo, caso ocorresse uma queda generalizada nos preços, estaria se perdendo tanto na compra (compra física por preços mais baixos mas pagamento de ajustes decorrentes do hedge ) como na venda( venda por preços mais baixos). Concluindo, para minimizar os riscos de refino na situação atual, poderia se fixar a margem de refino através de várias alternativas de hedge de commodities : 1) Compra de futuros de petróleo e venda de futuros de produtos na proporção do rendimento da refinaria 2) Compra de Crack Spread 3) Swaps 4) Diversas estratégias com opções em bolsas ou no mercado de balcão que consigam garantir margens mínimas de refino ou margens em um intervalo de preços predefinido. O fato da compra do petróleo ser em dólar e a venda dos produtos em reais adiciona o risco cambial a equação da margem de refino. No caso de uma desvalorização cambial, mesmo que os preços internos sofram reajustes, o fator político não permitirá repasse integral das oscilações cambiais aos preços de derivados no Brasil. No entanto, a compra do petróleo continuará a ser em dólares. Logo, um hedge cambial também deverá ser realizado. Cada uma das estratégias de hedge possui vantagens e desvantagens que devem ser analisadas e escolhidas de acordo com o nível de risco e retorno que a empresa deseja estar exposta. O fluxo de caixa de ajustes, o desembolso inicial, posicionamento dos concorrentes, estratégias de mercado e políticas orçamentárias são algumas variáveis que influem na decisão do gerenciamento do risco. Notas de final de texto 1 - Paridade de Importação: custo do produto importado. 2 - BL Bill of Lading documento que dá a posse da carga ao comprador e é emitido no momento do término do carregamento. 5