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.

Shale or Fail 3

Esta semana continuou a ser pródiga em informação relativa à actividade de exploração de óleo e gás de xisto, mais conhecida pelo termo inglês de shale oil e shale gas.

O World Resources Institute (WRI), uma ONG americana cuja missão visa promover políticas de sustentabilidade e conservação dos recursos naturais e reconhecida como uma das ONG mais credíveis a nível mundial, publicou um estudo sobre o impacto da exploração de shale oil nos recursos hídricos à escala global.
O estudo, intitulado Global Shale Gas Development: Water Availability & Business Risks, chama a atenção para o necessário equilíbrio entre segurança energética e sustentabilidade ambiental. Este equilíbrio é especialmente relevante no caso da exploração de recursos que recorre a técnicas de fracking, como é o caso do shale oil. Estas técnicas implicam a injecção massiva de água a alta pressão (segundo o estudo, 25.000 m3 por poço) misturada com um conjunto de produtos químicos que visam  a promoção do arrastamento de hidrocarbonetos de maior ou menor dimensão, consoante as características da reserva em causa. Processualmente e em situação operacional exemplar estas águas são recolhidas, tratadas e reinjectadas. No entanto, existem riscos associados com a contaminação de aquíferos próximos e muitos estudos estão a decorrer nos EUA relativamente a esta questão.
O estudo identifica e classifica as várias zonas susceptíveis de serem exploradas em função da pressão aquífera existente no local e faz um conjunto relevante de práticas recomendadas:

1. Realizar estudos técnicos de análise de risco em termos de disponibilidade local de água, no sentido de reduzir o risco de investimento.
2. Trabalhar com os responsáveis locais, as comunidades e a indústria de modo a avaliar o melhor possível as suas necessidades de água e a realidade hidrológica e o enquadramento legal dos recursos aquíferos, procurando esclarecer todas as dúvidas relativas à actividade de extracção de óleo/gás de xisto. 
3. Promover um quadro regulatório adequado e processos legislativos com o envolvimento da comunidade no sentido de garantir segurança de abastecimento de água e reduzir riscos para a actividade e para a imagem das empresas.
4. Minimizar o recurso a água potável e adoptar políticas corporativas de protecção da água, no sentido de reduzir o impacto ao nível da disponibilidade de água.

O potencial teórico dos recursos petrolíferos contidos em rocha xistosa em todo o mundo é muito elevado. A confirmar-se, permitirá ajudar a aliviar a pressão existente do lado da procura criada pelo forte crescimento do consumo nos chamados países emergentes, enquanto as tecnologias associadas com fontes renováveis de energia vão ganhando a maturidade necessária para se tornarem competitivas. Poderá inclusive trazer benefícios ambientais caso funcione como alternativa ao carvão (como aliás tem sucedido nos EUA). No entanto, os riscos ambientais que apresenta têm de ser mitigados e minimizados, como acontece aliás em qualquer actividade extractiva, de modo a que não se cometam muitos dos erros do passado e presente.

Ainda na sequência da discussão em curso entre especialistas de energia nos EUA e que abordei nos posts anteriores relativos ao tema do Shale Oil, esta semana surgiu mais uma voz a pôr em causa a euforia em torno do potencial do shale oil. Bill Powers, um analista e escritor de algumas obras sobre a actividade do Oil & Gas, num artigo na Forbes denominado The Popping of the Shale Gas Bubble procurou evidenciar alguns dos números contraditórios que têm sido divulgados por várias entidades, em especial pela EIA (Energy Information Administration), e a sucessiva revisão em baixa das projecções de reservas existentes.

Trata-se de um artigo que permite compreender melhor as forças políticas e económicas em jogo, ficando a ideia de que os americanos (e, acima de tudo, os seus responsáveis políticos) poderão estar tão fascinados pela possibilidade de independência energética que se recusem a ver a realidade.

Shale or Fail 2

Ainda na sequência do post que publiquei a 14.ago fica aqui o link para mais um interessante artigo de análise do efeito shale oil nos EUA, publicado ontem no Finantial Times, completado por uma excelente infografia que nos permite acompanhar a produção petrolífera nos EUA desde 99 por Estado e ainda perceber o aumento de produtividade dos poços de óleo de xisto ao longo do tempo. 

Destaco os parágrafos abaixo, que penso que reforçam o que procurei transmitir no post anterior (aliás explícito no próprio título):

As Per Magnus Nysveen of Rystad, a consultancy in Norway, puts it, the US is taking on the role of “swing producer” that was once played by Saudi Arabia and other members of Opec, the oil producers’ cartel: raising production at a time of high prices to stabilise the market.

If US oil production stops rising or worse, begins to fall, it could send prices soaring.

Shale or Fail

O artigo publicado pelo prof. James Hamilton e que comentei aqui a 25.jul provocou uma pequena onda de choque que levou a análises complementares de refutação ou suporte das conclusões por ele apresentadas. Hamilton conclui que não vê razões estruturais para que o preço do petróleo baixe dos $100/bbl e apresenta dados concretos para o suportar.

John Kemp, Senior Market Analyst de Commodities e Energia na Reuters, num artigo publicado na Rigzone a 28.jul, considerou que esta análise desvalorizava o papel do shale oil na produção futura e, embora de forma qualitativa e suportado nas séries longas do preço do petróleo, considerou que é mais provável que o preço desça dos valores anormalmente altos em que se encontra do que se mantenha ou mesmo suba.

No dia 30.jul foi a vez de Steven Kopitz, diretor da Princeton Energy Advisors, uma start-up de consultoria energética, reforçar com dados muito concretos as conclusões de Hamilton, em artigo publicado no The Barrel. Kopitz divulga informação preciosa para a compreensão da origem da produção mundial de hidrocarbonetos nos últimos 5 anos e em especial do importante papel do shale oil na estabilização do preço do petróleo bruto.

Gráfico 1 - Origem da produção mundial de hidrocarbonetos (fonte: Steven Kopitz)



No gráfico 1 é perceptível a ligeira redução da produção convencional desde 2004, compensada por vários factores, nomeadamente ganhos processuais, produção de biocombustíveis e aumento da produção de gás natural. No entanto, só a massificação da produção de shale oil permitiu um aumento da oferta global. Em 2013 esta origem produtiva correspondeu a cerca de 4% da produção mundial e 70% do aumento de produção verificado nesse ano. A produção de shale oil tem diferenças significativas relativamente à chamada produção convencional. Cada poço tem um decaimento muito acelerado, caindo a produção para metade ao fim de um ano e obrigando a uma intensa actividade de perfuração. As duas principais áreas de actividade nos EUA (Eagle Fod e Bakken) deverão atingir a sua produção máxima em 2015 ou 2016, pelo que se afigura como pouco provável que o shale oil consiga continuar a levar às costas a procura mundial de petróleo.

Mas além da questão física existem ainda dúvidas de origem económica quanto à sustentabilidade da actividade de extracção de óleo de xisto. Kopitz compilou informação sobre os Free Cash Flows (FCF) das empresas independentes americanas produtoras de Oil & Gas, com forte exposição ao shale oil e shale gas.

Gráfico 2 (fonte: Steve Kopitz)


Os resultados são muito pouco animadores para o setor. O retorno não está a permitir suportar o capex (capital expenditure), o que para uma actividade com ciclos de vida tão curtos é preocupante. 

Também segundo Kopitz, baseado em dados da Goldman Sachs, o breakeven para novos projectos, como o do Árctico ou das areias betuminosas, anda em torno dos $110/bbl, o que não faz prever uma oferta futura a preço inferior ao actual. A produção convencional tipicamente mais barata (tipicamente on shore) tem sofrido disrupções por motivos geopolíticos e nada faz prever o seu crescimento a curto prazo (aliás, os factos do último ano, com tensão constante na Síria e Iraque, a escalada do conflito israelo-palestiniano, a instabilidade na Líbia e o movimento secessionista pró-russo na Ucrânia apenas fazem prever uma manutenção ou agravamento das perdas de produção e pressões na supply chain do petróleo e gás).

Assim, a grande questão que se parece colocar é até onde irá a produção de shale oil, embora se comecem a acumular sinais pouco motivadores também a este nível.

A meu ver e com base nos dados disponíveis, concordo com Hamilton e Kopitz e penso que caminhamos para uma nova fase de escassez de petróleo a qual, pela falta de elasticidade do mercado, deverá conduzir a uma subida significativa do seu preço e, provavelmente, uma nova recessão global (apesar de uma diminuição relevante da intensidade energética na Europa e EUA - em boa parte pela transferência da produção industrial para a Ásia - continua a existir uma relação positiva entre o consumo de energia e o crescimento económico).

Em termos geopolíticos, caso o efeito shale oil se prove efémero, os EUA serão obrigados a uma inflexão na sua posição mais recente de afastamento do Médio Oriente, já de si uma consequência da bonança ocorrida no seu território. Também em África muitos dos interesses americanos têm sido substituídos por uma maior presença chinesa e este novo status quo será difícil de alterar, pelo longo prazo de muitos dos compromissos assumidos entre os estados africanos e a China.

Todos estes factores projectam um cenário energético e geopolítico muito instável num horizonte de 5 anos.

Pragmatismo ou jogo sujo?

De acordo com notícia publicada no Oilprice.com, o Japão está a promover o financiamento bonificado de tecnologia para centrais a carvão entre vários países asiáticos em vias de desenvolvimento, no que está a ser visto por muitos países europeus e pelos EUA como uma medida  negativa que surge em contra-ciclo face ao que tem sido feito pelos próprios (os EUA suspenderam este tipo de incentivo em 2013). Segundo estes, tais apoios aumentarão a competitividade do carvão, conduzirão a mais centrais a carvão e, em consequência, ao aumento das emissões globais.
Os argumentos japoneses são opostos. O Japão invoca que estas centrais seriam inevitavelmente construídas e que a sua tecnologia permitirá uma redução significativa de emissões, ao mesmo tempo que prevê conseguir negócios no valor de 4 biliões de dólares. Refere mesmo que se todas as centrais a carvão na China, Índia e EUA substituíssem a tecnologia existente pela tecnologia promovida pelo Japão, a redução de emissões seria de cerca de 1,5 biliões de toneladas de CO2 por ano, superior à totalidade das emissões japonesas em igual período.
Estamos claramente numa zona cinzenta em termos de decisão ambiental. Se por um lado muitas daquelas centrais seriam de facto construídas - e mais vale que disponham de tecnologia que minimiza o seu efeito poluidor - outras talvez apenas vejam a luz do dia devido aos incentivos nipónicos, substituindo alternativas eventualmente menos poluidoras. Isto, claro, em termos de conceitos abstractos de redução das emissões globais.
No entanto, a questão mais interessante relativa a este tema e que ainda não parece ter sido levantada prende-se com os benefícios colaterais dos japoneses ao promoverem a opção do carvão (e os prejuízos para, por exemplo, os americanos). 
Desde o acidente de Fukushima e da decisão de suspensão das suas centrais nucleares que o Japão se tornou num sorvedouro de carvão e gás natural. A promoção das centrais a carvão entre os restantes países asiáticos, muitos deles seus vizinhos, retirará certamente alguma pressão sobre a procura de GNL, permitindo aliviar duplamente a sua balança comercial, através da venda das centrais e da compra do gás natural.
Quanto aos EUA, são hoje excedentários de gás natural, existindo pedidos de autorização da Exxon às autoridades americanas para exportar do Alasca para o mercado asiático. A própria Exxon é a promotora de um dos maiores projetos de GNL do mundo, na Papua Nova Guiné, que tem já vários contratos assinados com empresas japonesas, pelo que qualquer iniciativa que possa conduzir a uma redução do preço do gás no mercado asiático será visto como uma ameaça económica para os americanos.
Como se constata, em política energética, as coisas raramente são (apenas) o que parecem...