Evolução do preço dos principais combustíveis rodoviários (2004-2014) - Parte 1/2

É comum ouvir-se tanto em conversas de café como nos media a ideia de que há uma assimetria no ajustamento dos preços da gasolina e do gasóleo em relação ao preço do petróleo. Existe a percepção de que os preços da gasolina e do gasóleo nem sempre descem quando o crude desce e que as subidas são sempre mais rápidas e intensas do que as descidas. Esta percepção está errada (algo que este artigo, dividido em duas partes, pretende demonstrar) e, mesmo que estivesse certa, esquece que há mais factores para além do crude a determinar as variações no preço dos combustíveis.

Comparando a evolução semanal dos preços do Brent e dos dois principais combustíveis líquidos, expressos em euros para expurgar o efeito cambial, constata-se uma correlação significativa entre os três.

Figura 1 - Evolução semanal do preço do Brent (valores no eixo da direita), da gasolina 95 e gasóleo (valores no eixo da esquerda) expresso em Euros.

Valores para o preço do Brent foram obtidos no site da U.S. Energy Information Agency (http://www.eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=pet&s=rbrte&f=w) e os preços da gasolina e gasóleo em Portugal foram extraídos do site da Direção Geral de Energia e Geologia (http://www.dgeg.pt/ Estatísticas e Preços -> Preços de Combustíveis -> “Preços de Combustíveis Líquidos (a partir de 2004)”).

Constata-se igualmente que a trajectória do preço do crude é manifestamente mais volátil que a dos combustíveis e que há um grande paralelismo entre o preço do gasóleo e da gasolina mas com algumas excepções. Os preços acima ilustrados são preços de venda ao público pelo que são afectados pela componente fiscal. A figura seguinte compara os preços antes e depois de impostos.

Figura 2 - Evolução semanal do preço da gasolina 95 e do gasóleo com e sem impostos (IVA, ISP e outros).

Do gráfico conclui-se que o PVP da gasolina é constituído por cerca de 60% de impostos (IVA, ISP e outros) e o do gasóleo por cerca de 50%. Expurgado o efeito fiscal, os preços da gasolina e do gasóleo são praticamente idênticos tendo-se verificado, neste período, que o gasóleo se situa ligeiramente acima da gasolina. A longo prazo as opções fiscais induzem um comportamento no preço dos combustíveis que é bastante distinto do preço antes de imposto e que é o que está, de facto, ligado aos custos de produção e vicissitudes do mercado dos combustíveis fósseis. São, portanto, estas séries que devem ser comparadas com a evolução do preço do crude para que se possa retirar alguma conclusão no que toca à dinâmica dos preços.

Figura 3 – Comparação do preço da gasolina 95 e do gasóleo sem impostos e o Brent (valores no eixo da direita)

Se na Figura 1 a correlação entre o Brent e os preços dos combustíveis era forte, agora parece quase perfeita. Constata-se por isso que a volatilidade dos preços antes de impostos é superior à dos preços de venda ao público.

Na segunda parte irão ser apresentados os resultados de uma análise mais científica à relação entre estas séries.

(Continua)

Redução de investimentos e de produção

Começam a sentir-se os primeiros efeitos reais da queda do preço do crude na produção mundial. Como se suspeitava a produção norte-americana foi a primeira a reagir, quer pelas características especiais do shale oil quer pela maior dinâmica dos seus operadores.

EUA:
De acordo com a Baker Hughes, um dos maiores prestadores de serviços mundiais na indústria petrolífera, o número de plataformas nos EUA baixou para o valor mais baixo desde 2013 com uma redução de 253 plataformas nas últimas 7 semanas (equivalente a mais de 10% da totalidade de plataformas existentes no início de Dezembro).
http://phx.corporate-ir.net/phoenix.zhtml?c=79687&p=irol-rigcountsoverview

O CEO da Penn West Petroleum, David Roberts, sugeriu que cerca de metade das plataformas nos EUA poderiam ser desactivadas na primeira metade de 2015 caso os preços de crude se mantivessem a este nível.

Mar do Norte:
Várias empresas anunciaram cortes de pessoal na sua actividade no Mar do Norte. Nesta lista encontram-se a BP, a ConocoPhillips, a Talisman-Sinopec e a Schlumberger, tendo o dono do Wood Group, outra empresa do sector, alertado o governo britânico para a necessidade de redução fiscal na actividade, sob risco de pôr em causa cerca de 15.000 empregos de um total de 375.000 trabalhadores na indústria petrolífera do Mar do Norte.
http://oilprice.com/Latest-Energy-News/World-News/More-Job-Cuts-For-North-Sea-As-Oil-Price-Havoc-Continues.html

Rússia:
O vice-primeiro-ministro russo, Arkady Dvorkovich, anunciou à margem do Fórum Económico Mundial que decorreu em Davos que a manutenção dos preços de crude em torno dos $50/bbl poderia conduzir a Rússia a uma redução máxima de 1 milhão de barris/dia de crude.

http://www.reuters.com/article/2015/01/21/davos-meeting-russia-crisis-idUSL6N0V014020150121

A Rússia é o maior produtor mundial, tendo atingido uma produção máxima em 2014 de 10,6 Mbbl/d.

Sobre projecções, ilusões e decisões de milhões

A Energy Information Agency (EIA), parte integrante do Departamento de Energia dos Estados Unidos e responsável pelo tratamento de dados e estatísticas de Energia, tem estado debaixo de fogo por parte de alguns especialistas em energia e geologia pelas projecções de longo prazo para produção de petróleo e gás nos Estados Unidos apresentadas no seu recente International Energy Outlook 2014 (que referi aqui) fortemente suportadas em produção não convencional (óleo e gás de xisto).

Segundo os críticos, estas são muito optimistas e podem conduzir a decisões estratégicas erradas e irreversíveis para os EUA. O sumário executivo do relatório "Drilling Deeper; A reality check on U.S. Government Forecasts for a Lasting Tight Oil & Shale Gas Boom" do Post Carbon Institute apresenta números concretos que visam demonstrar esta percepção e a revista Nature publicou no início de Dezembro um artigo chamado "Natural gas: The fracking fallacy" em que de forma exaustiva e suportada em dados estatísticos e informação geológica  da responsabilidade do Bureau of Economic Geology da Universidade do Texas at Austin (UT) apresenta uma projecção de produção muito mais moderada:









































Importa perceber que os dados da EIA são usados por inúmeras empresas e organizações (a começar pelo governo norte-americano) como suporte à tomada de decisão relativa a políticas energéticas e ambientais.

A projecção de maior ou menor quantidade de Gás Natural a produzir nos EUA é fundamental para a tomada de decisão de encerrar centrais eléctricas a carvão nos próximos anos, de avançar para investimentos em terminais de GNL para exportação de excedentes ou para a definição de estratégias relativas ao cumprimento de obrigações de emissões, para apenas enumerar alguns aspectos (a este respeito ler, por exemplo, o artigo de Arthur E. Berman no Petroleum Truth Report).

Em consequência das reacções ocorridas e mais concretamente em resposta ao artigo da Nature, o Director-adjunto da EIA, Howard Gruenspecht, veio a público referir que a Agência não fazia projecções, apenas construía cenários, num exercício de contorcionismo de difícil execução e procurando sacudir a água do capote no que diz respeito a responsabilidades futuras da EIA.

Esta posição é facilmente desmascarada por Kurt Cobb num artigo publicado no Oil Price na passada quarta-feira e intitulado "A Word Of Warning About EIA Forecasts".



Estamos perante uma espécie de "Shalegate", que parece evidenciar algumas debilidades na construção de cenários da EIA, uma das grandes referências nesta matéria. Este caso ajuda também a compreender a importância da qualidade de informação, num sector em que as decisões tomadas têm impactos previsíveis de milhões de dólares e durante décadas. As projecções aparentemente exageradas da EIA poderão conduzir à conversão de terminais de GNL para exportação e encerramento de centrais a carvão num cenário de défice de gás natural, deixando os EUA a prazo numa situação geopolítica muito fragilizada.

The global impact of US shale

The global impact of US shale Daniel Yergin   The biggest innovation in energy so far this century has been the development of shale gas and the associated resource known as tight oil. Shale energy ranks at the top not only because of its abundance in the US, but also because of its profound global impact—as events in 2014 will continue to demonstrate. America’s shale gas and tight oil are already changing global energy markets and reducing both Europe’s competitiveness vis-à-vis the US and China’s overall manufacturing competitiveness. They are also bringing shifts in global politics. Indeed, how shale energy may change America’s role in the Middle East is becoming a hot topic in Washington DC, and in the Middle East itself. This unconventional revolution in oil and gas did not come quickly. Hydraulic fracturing—known as fracking—has been around since 1947, and initial efforts to adapt it to dense shale began in Texas in the early 1980s. But it was not until the late 1990s and early 2000s that the specific type of fracturing for shale, combined with horizontal drilling, was perfected. And it was not until 2008 that its impact on the US energy supply became notable. Since then, the industry has developed fast, with shale gas currently accounting for 44% of total US natural-gas production. Given abundant supply, US gas prices have fallen to a third of those in Europe, while Asia pays five times as much. Tight oil, produced with the same technology as shale gas, is boosting US oil production as well, with output up 56% since 2008—an increase that, in absolute terms, is larger than the total output of each of eight of the 12 Organization of the Petroleum Exporting Countries (Opec). Indeed, the International Energy Agency predicts that in the next few years the US will overtake Saudi Arabia and Russia to become the world’s largest oil producer. Five years ago, it was expected that the US would be importing large volumes of liquefied natural gas (LNG) to make up for an anticipated shortfall in domestic production. Now the US is not importing any LNG—thereby saving $100 billion on its annual import bill. At current prices, the increase in US oil production has been cutting another $100 billion from that bill. In addition, the unconventional revolution supports over two million jobs. The global impact has been enormous. Much of the new global LNG capacity was developed with the US in mind. Now, with the US market cordoned off by cheap domestic gas, some of that LNG is going to Europe, introducing unexpected competition for traditional suppliers Russia and Norway. For Japan, the lack of US demand for LNG proved fortunate in the aftermath of the disaster at the Fukushima Daiichi nuclear-power plant in 2011. Much of that LNG could go to Japan to generate electricity, replacing the electricity lost from the total shutdown of nuclear power. Many other countries are reassessing their own energy policies in light of the unconventional-energy revolution. China, seeing the speed and extent of US shale-gas development, has placed a high priority on developing its extensive unconventional gas resources. For China, replacing coal with natural gas in electricity generation is essential to mitigate public discontent and health problems stemming from the heavy burden of urban air pollution. The rise of US shale energy is also having a broader global economic impact: American shale gas is changing the balance of competitiveness in the world economy, giving the US an unanticipated advantage. Indeed, inexpensive natural gas is fuelling a US manufacturing renaissance, as companies build new plants and expand existing facilities. Throughout Europe, industrial leaders are becoming increasingly alarmed by enterprises’ loss of competitiveness to factories that use low-cost natural gas and the consequent shift of manufacturing from Europe to the US. This is particularly worrying in Germany, which relies on exports for half of its gross domestic product, and where energy costs remain on a stubbornly upward trajectory. These high costs mean that German industry will lose global market share. Whatever their targets for shifting their energy mix, European Union countries, already suffering from high unemployment, will be forced to reconsider high-cost energy strategies or face weakening competitiveness and loss of jobs. The geopolitical impact is already evident. For example, Iran is now seriously at the table in nuclear negotiations, which might well not have happened were it not for tight oil. When strict sanctions were imposed on Iranian oil exports, many feared that world oil prices would spike, and that the sanctions would ultimately fail, owing to insufficient alternative supply. But the increase in US oil production over the last two years has more than made up for the missing Iranian output, enabling the sanctions (bolstered by parallel financial measures) to work—impelling Iran to negotiate seriously, which it was unwilling to do only two years ago. In Arab capitals, anxiety is mounting that a rapid increase in US tight-oil production will fuel wholesale US disengagement from the Middle East. But this overstates the extent to which direct oil imports shape US policy toward the region. To be sure, rising US output, combined with greater automotive fuel efficiency, will continue to reduce US oil imports. And, while the US will still import oil in the years ahead, more of it will come from Canada (notwithstanding the debate about the Keystone XL pipeline). But the fact is that Middle East supply has not loomed very large in the overall US petroleum picture for some time. After all, even before the growth of tight oil, the Persian Gulf provided only about 10% of total US supply. It was not direct US oil imports from the Middle East, but rather oil’s importance to the global economy and world politics, that helped define US strategic interests. The Middle East will continue to be an arena of great geopolitical importance, and its oil will be essential to the functioning of the global economy. This implies that the region will likely remain a central strategic interest for the US. Overall, however, the shale-energy revolution does provide a new source of resilience for the US and enhances America’s position in the world. The emergence of shale gas and tight oil in the US demonstrates, once again, how innovation can change the balance of global economic and political power.

Applying game theory to oil and gas agreements

Na última edição do Journal of Wold Energy Law & Business (recomendo vivamente a sua leitura) foi publicado um artigo relativo a um assunto que já ando a pensar desenvolver aqui no blog há já algum tempo – ”Rule of Capture” (aplicável apenas nos Estados Unidos) vs. “Unitização”.

Sem me alongar muito (prometo desenvolver nos próximos posts) a “rule of capture” determina que, quando existe um reservatório de hidrocarbonetos cuja extensão ultrapasse os limites territoriais do terreno detido por qualquer entidade (pessoa fisica ou não), não é necesessário requerer a autorização dos dois proprietários dos terrenos, podendo cada um dos proprietários produzir o máximo de petróleo possivel.

Esta questão assume contornos mais gravosos se estivessemos a estamos a falar de Estados e de limites territoriais delimitados por soberanias e jurisdições nacionais. Porém, internacionalmente, existe a regra da “unitização” que determina, em termos muito gerais, que sempre que houver um reservatório comum a dois ou mais estados, a exploração desse mesmo reservatório terá de ser feita de forma conjunta (uma vez que se entende que seria “injusto” um Estado poder extrair recursos naturais que, por via da extensão territorial do reservatório, também pertencem a outro Estado).

Esta questão “rule of capture" vs “unitização” é um tema bastante interessante uma vez que para se perceber os impactos de cada um dos conceitos é necessário perceber como é feita a divisão (ou não) dos hidrocarbonetos, como se gere uma exploração conjunta, etc... Prometo dedicar os próximos posts a este assunto dedicando um post autónomo a cada uma delas e um terceiro post a comparar ambos.

Enquanto não publico os posts relativos a este tema, conforme referido acima, deixo-vos um artigo bastante interessante sobre a aplicação da famosa “teoria do jogo” à negociação de acordos de “unitização” vs. “rule of capture" (artigo focado no mercado Americano) 

http://jwelb.oxfordjournals.org/content/7/6/572.full

A exploração petrolífera na fronteira do conhecimento

A Quartz publicou uma reportagem sobre a pesquisa de petróleo no offshore da costa da Nova Escócia, no Canadá, que permite compreender a complexidade científica e tecnológica por trás das descobertas de novas jazidas nos últimos 10 anos e que nos faz andar milhares de milhões de anos para trás, até aos tempos da Pangea, em que a costa da Península Ibérica estava no coração desse supercontinente, colada ao que é hoje a zona de Newfoundland - onde existe petróleo.
No fundo este artigo vem explicar a razão pela qual se retomou a pesquisa de petróleo em Portugal, mais concretamente no offshore da costa alentejana e ao largo de Peniche. Explica também a enorme dificuldade em ter certezas nesta matéria, os inúmeros passos necessários até se fazer o primeiro furo, os avanços ocorridos com o aumento da capacidade de processamento dos últimos 15 anos e os desafios que se colocam a uma região perante a possibilidade de se ver a braços com uma corrida ao ouro (negro). Grande trabalho.

http://qz.com/318755/how-one-mans-wild-geological-treasure-hunt-could-set-off-a-new-great-oil-boom/

Recursos naturais = riqueza?

A propósito da notícia do Jornal de Negócios: http://www.jornaldenegocios.pt/empresas/detalhe/empresa_britanica_diz_ter_descoberto_jazidas_com_mil_milhoes_de_barris_de_petroleo_em_portugal.html -  (via Sábado) de que alegadamente uma empresa inglesa teria descoberto 6 jazidas de petróleo em Portugal uma pessoa conhecida perguntou-me o seguinte: “Assumindo que isto é verdade, daqui a quanto tempo é que poderiamos começar a exportar petróleo e gás? 1 / 2 anos?” (notícia que, não tendo eu mais elementos para avaliar e baseando-me apenas no que é descrito, me parece um pouco “bizarra”)

Confesso que a minha resposta (“uns quantos anos”) não foi a mais precisa (não tenho dados suficientes para fazer uma estimativa) mas a questão que me colocaram levanta uma questão ainda mais interessante.

Parece-me que a maior parte das pessoas está convencida de que se um país descobrir que tem recursos naturais abundantes passa imediatamente a ser rico. Nada poderia estar mais errado.

Naturalmente que se um país descobrir, com relativa certeza, que possui recursos naturais abundantes a economia desse mesmo país beneficia no curto prazo (efeito confiança nos mercados, investimento estrangeiro por parte de empresas que queiram abrir sucursais no país, capacidade de endividamento do país melhorada, etc...), mas os efeitos a longo prazo (i.e. a vantagem e o benefício económico da venda desses mesmos recursos naturais) demora muitos anos até se materializar.

Numa “infografia” um pouco básica mas ainda assim interessante (sendo marginal a diferença nos cálculos para outras infografias do mesmo género) a empresa Cairn Energy fornece uma “time-line” que pode ser consultada aqui: http://www.cairnenergy.com/index.asp?pageid=554

Naturalmente que a estimativa dos anos não é absoluta e difere muito consoante as variáveis aplicadas (país, profundidade, quantidade de dados sísmicos disponíveis, onshore/offshore), mas o que é interessante é a demonstração de que demora bastante tempo até se conseguir transformar recursos energéticos em “riqueza concreta” (por “riqueza concreta” estou a falar de receitas derivadas da venda/exportação desses mesmo recursos naturais).

A estes anos ainda há que juntar os anos prévios (a infografia parte do princípio de que já existem áreas de concessão delimitadas para concurso, o que só por si demora alguns anos a acontecer).

Para além do tempo que demora a explorar e produzir esses mesmos recursos naturais existe depois o problema das infra-estruturas necessárias para a exportação/venda desses mesmos recursos.

Num artigo extremamente interessante acerca do gás israelita (disponível emhttp://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=136433) são descritas com bastante rigor as dificuldades de se exportar o gás israelita tanto do ponto de vista operacional como político/diplomático. Recomendo vivamente a leitura deste artigo para se perceber todas as variantes e “nuances” políticas com as quais muitas vezes um país tem de lidar para conseguir pôr os seus recursos naturais no mercado internacional.

Como em tudo na vida, não basta ter os recursos, é preciso tempo e paciência para se conseguir traduzir essas potencialidades em ganhos efectivos.

 P.S. Aproveito para recomendar a nova “app” da RigZone que é excelente.

Os vários breakevens do crude

Em jargão económico a expressão inglesa breakeven é usada para identificar o ponto de equilíbrio em que não se ganha nem se perde com uma dada operação ou investimento.
Assumindo que os agentes económicos são racionais, define também o ponto abaixo do qual deixa de fazer sentido manter uma operação em curso ou realizar um investimento.

No caso da produção de petróleo bruto, o breakeven é o preço de mercado a partir do qual deixa de compensar produzir petróleo num dado bloco ou jazida. Este depende fortemente da fase em que se encontra a exploração desse recurso.

A produção de petróleo bruto é uma actividade de capital intensivo e de forte investimento inicial. Qualquer projecto que esteja ainda em fase embrionária entrará em conta com todo o investimento necessário em bens de capital (chamado Capex, diminutivo de Capital Expenditure) e também com todos os custos de operação (chamado Opex, diminutivo de Operational Expenditure). Para que todos estes custos sejam devidamente remunerados será necessário que o petróleo bruto esteja a um dado preço que para efeito desta explicação assumiremos como $70/barril. É este o racional que as empresas petrolíferas terão aquando da avaliação de novos investimentos e é por isso que muitas delas já reduziram fortemente o seu orçamento de 2015 face à queda súbita do preço do crude.

No  outro extremo da análise estarão operadores em blocos que se encontrem em plena produção e em que o Opex tenha um peso muito superior ao do Capex. Nestas circunstâncias, quem explora este recurso e precisa de avaliar se faz ou não sentido manter o bloco em produção não deverá entrar em conta com os investimentos já realizados pois esses já não se podem reverter. Apenas os custos futuros serão tidos em conta, o que fará com que o seu breakeven seja muito mais baixo, digamos $20/barril. Isso não significa que venham a remunerar devidamente o investimento realizado, poderão mesmo perder dinheiro quando analisarem a totalidade do negócio. Mas enquanto o preço do crude não atingir o breakeven de operação perderão menos dinheiro continuando a explorar esse activo do que parando a sua exploração.

Na realidade, cada operador encontrará o seu próprio preço de equilíbrio em função das suas expectativas de custos e retornos futuros, os quais são incertos e dinâmicos.

Esta questão é fundamental para que se compreenda o que vai suceder à produção petrolífera em função da evolução do preço do crude. No curto prazo, muito poucos operadores pararão a sua produção pois o breakeven de operação é muito baixo. Caso os preços se mantenham baixos, à medida que for sendo necessário realizar novos investimentos num bloco para manter a mesma produção, o preço de breakeven subirá, levando em média à redução da produção acumulada. Caso, por razões relacionadas com o comportamento da procura, o preço não reagir, cada vez mais produção será suspensa até um momento que que a curva de oferta e procura obrigará o preço a subir.

Não nos podemos esquecer que vimos de um ciclo longo de preços altos que conduziram a fortes investimentos, muitos deles já realizados, pelo que é natural que demore algum tempo a sentir-se o efeito da falta de investimento na produção. Mas da mesma forma que há um efeito retardado na reacção à queda do preço o mesmo sucederá aquando da sua subida, pois novos investimentos levarão anos a ser realizados, pelo que  teremos muito provavelmente uma nova escalada do preço do crude, para valores superiores aos dos últimos anos.