Financial Times
A aceitação cada vez maior do petróleo bruto do tipo Brent como referencial mais importante do mundo depara-se com um obstáculo, também cada vez maior - sua produção vem caindo rapidamente.
O problema de encolhimento das reservas é conhecido há anos, mas o fortalecimento do petróleo bruto do Mar do Norte em relação ao West Texas Intermediate (WTI), seu homólogo nos Estados Unidos, levou o setor a buscar soluções urgentes.
O grande problema para o WTI é que seu preço referencial descolou-se dos demais. Na semana passada, era negociado com um desconto recorde superior a US$ 26 por barril em relação ao Brent. Há dois anos, a diferença era de apenas US$ 2.
Esse descolamento pronunciado no mercado do WTI levou algumas empresas, como a Delta Air Lines, por exemplo, a abandonar o WTI em favor do Brent como seu referencial.
O Brent, no entanto, "tem suas próprias fraquezas", afirmou Bassam Fattouh, do Oxford Institute for Energy Studies e autor do estudo "An Anatomy of the Crude Oil Pricing System" (numa tradução livre, algo como uma anatomia do sistema de precificação do petróleo bruto, em inglês).
"O principal problema [para o Brent] é o declínio concreto da produção e o risco de apertos [na relação oferta e procura] associados aos baixos volumes de produção", acrescentou Fattouh. O declínio agravou-se recentemente por interrupções em um dos principais campos de petróleo no Mar do Norte.
A Platts, uma agência especializada em determinar preços para o setor petrolífero, propôs uma série de medidas, de curto e longo prazos, para aumentar a liquidez do Brent. A agência é uma unidade da McGraw-Hill, empresa com ações em Nova York, e na prática é reguladora do mercado físico de Brent. As propostas, no entanto, enfrentaram oposição no setor.
As mudanças impactariam o mercado multibilionário de entregas físicas do Brent, o de contratos futuros, swaps e opções.
De acordo com a empresa de consultoria Purvin & Gertz, de Houston, o Brent e seus derivativos associados são referenciais de até 65% do comércio de petróleo bruto mundial.
Companhias petrolíferas como BP, Royal Dutch Shell e Total e empresas de comercialização de petróleo, como a Vitol, Glencore e Phibro, são os maiores participantes desse mercado.
Os ajustes no setor, no entanto, afetariam investidores como fundos de pensão, já que o Brent é integrante central em índices de commodities como o S&P GSCI, um dos mais acompanhados no mercado mundial.
Embora o referencial continue sendo chamado de "Brent", na verdade, se trata de uma cesta de vários tipos de petróleo bruto do Mar do Norte.
Com o declínio da produção, o Brent foi combinado em 1990 com outro tipo de petróleo bruto, o Ninian, criando o chamado Brent "blend". Em julho de 2002, a Platts ampliou a mistura, incluindo outros dois tipos regionais, o Forties e o Oseberg. Em 2007, foi adicionado o Ekofisk, criando o atual referencial Brent, também conhecido como BFOE.
A Platts planeja novas reformas no setor. Sua primeira proposta é aumentar o número de dias que as agências têm para estimar o preço do referencial no mercado físico à vista, no caso o chamado Brent "datado".
Atualmente, as agências avaliam os negócios realizados durante uma janela de 12 dias - um período de 10 e 21 dias antes do embarque. Como a produção da cesta BFOE caiu de 1,6 milhão de barris diários há cinco anos, para 875 mil barris diários mais recentemente, o número de carregamentos de Brent nessa janela caiu quase pela metade.
A Platts propõe aumentar o período a partir de janeiro para 16 dias, estendendo a avaliação para um período entre 10 e 25 dias antes do embarque. "A mudança aumentaria em um terço o número de carregamentos de Brent que incluímos em nossa avaliação, aumentando a liquidez do preço de referência", diz Jorge Montepeque, diretor de mercados da Platts.
A mudança, contudo, criaria seus próprios problemas, já que enfraqueceria a relação entre o mercado físico e o de derivativos, que por motivos históricos é baseado em 15 dias. A Bolsa Intercontinental de Futuros de Londres (ICE Futures) divulgou que consultará a indústria petrolífera quanto às mudanças. Os operadores de petróleo prefeririam que a Platts e a ICE alterassem sua metodologia ao mesmo tempo.
Caso contrário, "a divergência entre o mercado físico e o de derivativos seria grande demais", disse um operador sênior de petróleo Brent.
A Shell enviou carta à Platts pedindo para adiar qualquer mudança, informando que os ajustes no sistema BFOE e nos contratos futuros "deveriam ser concomitantes e ocorrer no primeiro trimestre de 2013".
O aumento da janela, no entanto, não resolveria o problema básico - os campos petrolíferos da cesta BFOE são antigos e a produção está irremediavelmente em queda.
Por esse motivo, a Platts também planeja uma solução mais ambiciosa: ampliar a cesta e incluir, pela primeira vez, algum tipo de petróleo bruto de fora do Mar do Norte. Montepeque diz que a Platts precisa agir "bem antes que exista um problema", que ele prevê para quando a produção cair abaixo da marca de 500 mil barris por dia.
Especialistas no setor petrolífero acreditam que, no início de 2012, a agência proporá agregar um ou mais tipos de petróleo bruto do Mar do Norte à cesta BFOE, como o Statfjord. Além disso, talvez por volta de 2015, especialistas dizem que a Platts poderia considerar colocar tipos de petróleo extraídos fora da região, mas de alta qualidade e baixo teor de enxofre, similares ao Brent, como os encontrados na Ásia Central, África Ocidental e Norte da África.
"O objetivo final é sustentar o referencial Brent mesmo se a produção do Mar do Norte cair a níveis mínimos", diz Montepeque.
A perda de produção da Líbia pressionou o valor do Brent acima dos outros referenciais, como o de Dubai e o West Texas Intermediate. O país africano produzia 1,6 milhão de barris por dia de petróleo bruto de alta qualidade antes do início da guerra civil.
Com a oferta menor, as refinarias aumentaram os lances pelo Brent, que tem qualidade semelhante ao petróleo líbio.
Dessa forma, a volta da produção líbia depois do fim da guerra poderá levar o preço do Brent a cair e ficar mais próximo do valor de outros referenciais. (Tradução de Sabino Ahumada)
Produção mundial de petróleo e gás da Petrobras cai 2,78% em julho
Por Stella Fontes - Valor 24/08
SÃO PAULO - A produção média de petróleo e gás natural da Petrobras, considerando-se as operações no país e no exterior, recuou 2,78% em julho, na comparação com o mês imediatamente anterior, para 2,568 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). Frente a julho do ano passado, contudo, o volume produzido manteve-se estável.
Em nota, a Petrobras informa ainda que a produção de petróleo e gás no Brasil, no mês passado, caiu 3,5% frente ao verificado em junho, totalizando 2,325 milhões de barris por dia.
Conforme a companhia, esse desempenho deveu-se ao programa de manutenções operacionais em plataformas do campo de Marlim (P-20, P-35 e P-37), Albacora Leste (P-50), Parque das Baleias (FPSO Capixaba) e de Unidades da corrente de Cabiúnas.
Segundo a Petrobras, considerando-se apenas a produção nacional de óleo, houve queda de 3,8% em julho ante junho, para 1,968 milhão de barris por dia.
A produção média de gás natural no Brasil, excluindo o volume liquefeito, ficou em 56,7 milhões de metros cúbicos por dia, estável na comparação com junho, porém 8% superior ao registrado um ano antes.
TUDO AO CONTRARIO
Basta converter ao contrário do que noticia a Petrobras para se obter a tradução do artigo abaixo:
(Reuters) - When Brazil discovered huge offshore crude reserves four years ago, state oil company Petrobras (PETR4.SA) sketched out plans to become a regional fuel exporter.That plan has since been turned upside down.
Rapid domestic economic growth and rising fossil fuels use has turned it into a recurrent fuels importer, with occasional gasoline purchases in 2010 evolving into regular imports that may not cease until the end of the decade.
This leaves Brazil following the path of other emerging markets such as China, which upended the oil products markets ten years ago with explosive demand, and the Middle East, where rising incomes have spurred demand growth.
With few signs that Brazil in the short term will be able to boost supply of sugar cane ethanol, which supplies almost half the fuel for its cars, the country is shaping up to be a demand center that energy markets will watch more closely.
"In 2006 and 2007 the focus of our discussion was adding value to Brazilian petroleum and exporting products. We were going to have a surplus of products. But in 2010 the world changed," said Paulo Roberto Costa, Petrobras refining chief.
"The rule was that fuel demand grew slower than GDP, but this changed," he said, adding Petrobras will likely maintain its dependence on foreign fuel markets.
Petrobras says gasoline imports will reach 3.2 million barrels by the end of August, an amount almost equal to the total imported in 2010. It is likely to rise by the end of the year on the seasonal demand increase.
Supplies may tighten even further within the next five years following Petrobras' decision to postpone the 300,000 barrel per day Premium I refinery by two years as it focuses on more profitable exploration and production operations.
The company plans four new refineries. The first is slated to open by late 2012 or early 2013, though construction delays could push back its start-up. Even though all the refineries will provide fuel for the local market, Brazil still expects at least 5 percent of its domestic fuel to come from abroad.
The imports should have less impact on global fuel markets in the medium term, as a slowdown in Europe and the United States has eased tightness on oil products markets.
"Brazil's fuel demand growth is likely to slow down in the near future as economies around the world begin to slow," said Mark Routt, an energy industry consultant with KBC Advanced Technologies. "But the forecast for Brazil's growth remains very robust -- it's going to be a major feature of product markets going forward."
SUGAR BOOM SOURS ETHANOL
Complicating the picture is the dim outlook for new supply of sugar-cane ethanol used by Brazil's flex-fuel cars, which can run on any combination of the biofuel and gasoline. More than 90 percent of all autos sold in 2010 were flex-fuel models.
An 85 percent jump in the price of sugar over the last year has led millers to switch away from ethanol and toward the sweetener, pushing up prices at the pump just as policy makers struggle to cool inflation.
Brazil's cane output is about 120 million tonnes shy of the capacity of mills to crush the crop. The mills in turn are unable to produce enough ethanol to meet market demand.
"It will take about three to four years before we see new ethanol mills coming onstream again," said Plinio Nastari, president of sugar consultancy Datagro. "It will take that long before the cane crop catches up to current crushing capacity."
Both Petrobras and U.S.-based Bunge have promised to boost output recently with major investments, but this will probably take several years for this to meaningfully affect supplies.
While Brazilian officials for years have decried U.S. tariff barriers that protect less efficient corn-based ethanol, Brazil's fuel supplies are so tight that it has imported 400 million liters, equivalent to 2.5 million barrels, since the start of the 2011/2012 sugar cane season.
Datagro expects ethanol imports -- from the United States mainly -- to top 1.4 billion liters by the end of the season.
Many of Brazil's family-run ethanol businesses never recovered from the 2008 financial crisis, meaning that big milling groups with cash in their pockets see better returns from snatching up distressed rivals than from starting expensive greenfield projects from scratch.
"We are in a race to supply potential markets locally, internationally, with sugar and ethanol," said Eduardo Pereira de Carvalho, the former head of the cane industry association Unica and president of industry consultant Expressao.
Nenhum comentário:
Postar um comentário