Óleo iraniano no mercado. A qualidade do petróleo iraniano. Onde o Irã fornece petróleo?

2024 Autor: Henry Conors | [email protected]. Última modificação: 2024-02-12 11:57

A suspensão das sanções internacionais contra o Irã acrescentou outra fonte de abastecimento de hidrocarbonetos, cujos preços já estão bastante baixos. O que o petróleo iraniano no mercado pode significar para ele e para as empresas petrolíferas internacionais e nacionais que operam no Oriente Médio?

potencial do Irã

1976 foi o melhor ano para a indústria petrolífera do país. O petróleo iraniano era consistentemente produzido a 6 milhões de barris por dia, e em novembro daquele ano esse número chegou a 6,68 milhões sem precedentes. Naquela época, apenas a Arábia Saudita, a União Soviética e os Estados Unidos eram maiores produtores.

Depois, seguiu-se uma revolução e, nos últimos 35 anos, o petróleo iraniano nunca foi produzido em mais de dois terços do pico de meados dos anos 70 (embora o gás tenha desempenhado o papel principal nisso), apesar da fato de que as reservas de ouro negro no país nos últimos 15 anos cresceram quase 70% - isso é muito maior do que seus vizinhos no mesmo período.

No entanto, a experiência da década de 1970 ainda é um lembrete poderoso do queA indústria petrolífera do Irã após o levantamento das sanções.

Medidas efetivas

As sanções impostas pelos Estados Unidos, União Europeia e ONU desde 2011 causaram uma redução significativa na produção de petróleo no Irã. Eles não conseguiram fechar completamente os mercados mundiais, pois alguns dos principais consumidores - Índia, China, Japão, Coréia do Sul e Turquia - continuaram a comprar quantidades significativas de petróleo iraniano.

No entanto, o impacto das sanções tem sido significativo. Em particular, sérias restrições à importação de tecnologia levaram a uma deterioração das condições técnicas das instalações de produção, o que também reduziu a qualidade do petróleo iraniano. Além disso, a expansão da proibição da UE ao seguro de navios-tanque colocou sérios limites ao potencial de exportação do país, já que mais de 90% do seguro da frota global de navios-tanque é regido pela lei europeia.

O resultado final foi uma redução significativa na produção de hidrocarbonetos, principalmente devido a paralisações não planejadas com uma perda total de 18 a 20% do potencial de produção desde a imposição das sanções em 2011. As sanções ao petróleo iraniano reduziram a produção em 0,8 milhão de b/d, valor que agora está sendo devolvido ao mercado.

Onde o petróleo iraniano encontra seu comprador?

Após a retirada das restrições em janeiro, segundo dados oficiais, o Irã vendeu quatro navios-tanque (4 milhões de barris) para a Europa, incluindo o francês Total, o espanhol Cepsa e o russo Litasco. Isso equivale a apenas cerca de5 dias de vendas no patamar anterior a 2012, quando 800 mil barris por dia foram embarcados para compradores europeus. Muitos ex-grandes clientes, incluindo a anglo-holandesa Shell, a italiana Eni, a grega Hellenic Petroleum e as tradings Vitol, Glencore e Trafigura, estão prestes a retomar as operações. A ausência de acordos mútuos em dólares e um mecanismo estabelecido de venda em outras moedas, bem como a relutância dos bancos em fornecer cartas de crédito, tornaram-se os principais obstáculos após o levantamento das sanções.

Ao mesmo tempo, alguns ex-grandes compradores apontam para a relutância de Teerã em afrouxar seus termos de venda de quatro anos e mostrar maior flexibilidade de preços, apesar da oferta sobre a demanda e da Arábia Saudita, Rússia e Iraque tomarem o mercado europeu do Irã compartilhe.

Perspectiva 2016

Com o levantamento das sanções se aproximando, o mercado global de petróleo tornou-se baixista, com os preços caindo 25% entre junho e agosto de 2015. Ao mesmo tempo, os futuros da NYMEX continuaram a apontar para sua recuperação suave, assim como alguns agências internacionais previram em julho e agosto de 2015 que estabilizariam em torno de US$ 45-65 por barril, semelhante à faixa de preço entre janeiro e julho de 2015

A direção do movimento do mercado de hidrocarbonetos depende em grande parte de quanto e com que rapidez a exportação de petróleo iraniano aumentará após o levantamento das sanções. Existem duas visões principais sobre esse aumento potencial.

Por um lado, estima-seDe acordo com a Agência Internacional de Energia (EIA), o Irã tem um potencial de crescimento de produção de cerca de 800.000 barris por dia, perdendo apenas para a Arábia Saudita. Por outro lado, de acordo com as previsões da EIA, após o levantamento das sanções no início de 2016, a oferta de petróleo iraniana aumentará em média 300 mil barris por dia por ano.

A principal razão para estimativas tão díspares é que esta última dá mais peso ao impacto de vários anos de restrições na deterioração da infraestrutura de mineração da República Islâmica, que agora precisa de algum tempo para aumentar a produção. No final, desde meados de 2012, devido a paralisações não planejadas, o petróleo iraniano gradualmente começou a ser produzido menos em 600-800 mil barris por dia.

Qual a relevância dessas estimativas de produção para o atual mercado global de ouro negro? Um aumento de 800.000 barris por dia é cerca de 1% da oferta global de petróleo de hoje, o que pode ser suficiente para causar mudanças bruscas de preços em um ambiente altamente competitivo, mas não para saturar o mercado. Mais especificamente, no médio e longo prazo, os preços dos hidrocarbonetos tendem a se estabilizar em relação ao custo de produção do último barril para atender a demanda. O baixo custo de longo prazo do petróleo inibe o investimento no desenvolvimento de campos mais caros; eventualmente os poços fecham e a oferta é reduzida. Se o preço subir acima do marginal, novos investimentos trazem fontes adicionais e mais caras de hidrocarbonetos.

Neste contexto, em relação amudança nos preços do petróleo em 2014, o mercado atual tem uma curva de custo menos sensível (uma vez que os empreendimentos mais caros já são rentáveis). Assim, uma pequena fonte de suprimentos mais baratos terá um impacto muito menor no preço do que nas condições difíceis de meados de 2014.

Como resultado, o modelo do mercado de petróleo sugere que o Irã deve ser capaz de aumentar a produção em mais 800.000 bpd em 2016. O Brent deve permanecer na faixa de US$ 45 a US$ 65/barril em 2016, em linha com a faixa de preço já observada ao longo de 2015.

O que acontecerá em 3-5 anos?

No longo prazo, porém, o impacto do retorno do Irã pode ser mais significativo. Nos últimos anos, testemunhamos uma onda de novas descobertas bem acima da média no Oriente Médio. O país não é capaz de utilizar plenamente essas reservas devido ao acesso limitado ao fluxo externo de tecnologia e experiência. Como resultado, não apenas a produção de petróleo bruto caiu, mas o nível comprovado de reservas é o mais alto da história do país. Ao mesmo tempo, os níveis atuais de produção ainda estão longe de atingir os níveis de gastos do governo.

Isso, somado ao fato de que o Irã (ao contrário do Kuwait, Arábia Saudita e Emirados Árabes Unidos) não possui fundos de investimento suficientes para compensar o déficit orçamentário. Isso significa que mais petróleo iraniano será exportado, o que, por sua vez,dependem da capacidade do estado de usar a tecnologia e o conhecimento necessários.

A estrutura regulatória da República Islâmica também representa um grande desafio para as empresas estrangeiras que desejam investir dinheiro e know-how no setor de energia do país. A constituição iraniana proíbe a propriedade estrangeira ou privada de recursos naturais, e os acordos de compartilhamento de produção são proibidos por lei. As IOCs e outros investidores estrangeiros só podem participar da exploração e produção por meio de contratos de recompra. Esses contratos são essencialmente equivalentes a contratos de serviços, permitindo que investidores externos explorem e desenvolvam jazidas de hidrocarbonetos, desde que, uma vez iniciada a produção, o controle retorne à National Iranian Oil Company ou a uma de suas subsidiárias, que poderá comprar os direitos a preço pré-determinado. Em 2014, o Ministério do Petróleo do Irã anunciou planos para implementar os chamados Contratos Únicos de Petróleo (IPCs), que operam como joint ventures ou PSAs com duração potencial de 20 a 25 anos (o dobro da duração dos contratos de recompra). Se esse novo tipo de acordo for permitido por lei, a atratividade do país como destino de investimento para IOCs e outros players internacionais aumentará significativamente e levará a uma aceleração no desenvolvimento das reservas de hidrocarbonetos.

Perspectivas de investimento de capital

Segundo algumas estimativas, novos investimentos podem aumentar a exploração e produção de petróleo emIrã em 6% ao ano nos próximos cinco anos (o que é consistente com a taxa de crescimento no Iraque nos últimos anos), em comparação com um aumento estimado de 1,4% na produção de petróleo no Oriente Médio como um todo. Nesse cenário, supondo que a demanda permaneça a mesma, os preços do petróleo podem variar entre US$ 60-80 por barril até 2020, enquanto na ausência desses eventos, tudo o mais constante, o custo pode ser 10-15% superior.

Nesta faixa de preço, é improvável que o investimento em campos de alto custo, como xisto, arenito ou offshore, retorne aos níveis anteriores a 2014. Embora a produção deva continuar enquanto os custos de produção de petróleo permanecerem baixos o suficiente para justificar o custo, o rápido esgotamento dessas fontes diminuirá sua importância (os poços de xisto em particular tendem a produzir 80% ou mais nos primeiros 3-5 anos). Nessas condições, a entrada de petróleo iraniano no mercado em volumes adicionais atingirá a produção de xisto nos Estados Unidos e um pouco menos em campos offshore na América do Norte e do Sul, Ásia, África e Extremo Oriente russo. E o rápido esgotamento dos depósitos do Mar do Norte fará com que sejam substituídos pelo aumento da produção no Irã e potencialmente em outros países como Iraque e Líbia.

Petróleo iraniano e Rússia

A baixa qualidade do petróleo dos Urais russos fornecido aos países do Leste Europeu está causando crescente preocupação entre os consumidores, pois leva a uma queda na lucratividade de seu refino e perdas financeiras. Assim, o teor de enxofre no abastecimento através do oleoduto Druzhba e atravésterminais em petróleo de Primorsk e Ust-Luga excede 1,5%, e sua densidade aumentou para 31⁰ API. Isso não está de acordo com a especificação da Platt, segundo a qual o teor de enxofre não deve ser superior a 1,3%, e a densidade do grau não deve ser inferior a 32⁰.

Com a deterioração da qualidade das matérias-primas russas, os consumidores na Europa darão preferência a outras variedades - Kirkuk e Basrah Light ou Iran Light. A qualidade do petróleo iraniano Iran Light é comparável ao padrão dos Urais. A densidade deste grau é 33,1° API, e o teor de enxofre não excede 1,5%.

O levantamento das sanções contra a República Islâmica exige que as empresas petrolíferas internacionais e nacionais da região revejam seus planos estratégicos e levem em consideração os desafios e oportunidades dos seguintes cenários.

Investimento Estrangeiro

O petróleo iraniano no mercado mundial abre uma ampla gama de oportunidades potenciais para IOCs e outros investidores estrangeiros, especialmente com a aprovação de novos contratos de IPC. Após vários anos de acesso limitado a tecnologia externa e experiência da indústria extrativa iraniana, será necessária ajuda externa, e o estado das finanças do país sugere que é de seu interesse remover todas as barreiras para receber rapidamente essa ajuda.

Além disso, embora a mineração esteja em primeiro lugar, uma situação semelhante pode se desenvolver com o transporte (dutos para exportar volumes crescentes de produção), produtos químicos (craqueamento químico de gás para obter olefinas para exportação) e processamento (para substituição de equipamentos para refino de petróleo,que não foi modernizado durante as sanções).

Antes da imposição das restrições, o Irã era um grande importador de derivados de petróleo, então a capacidade de refino agora pode ser expandida para atender a demanda local, em parte devido ao baixo câmbio do rial, que promove a substituição de importações.

A produção no Irã e no Iraque está crescendo e, com a estabilização da situação política, planeja-se aumentá-la na Líbia, o que deve fortalecer e prolongar o atual cenário de petróleo barato. Existem várias estratégias que permitirão aos NOCs mitigar o impacto disso.

Exploração e produção

Oportunidades para reduzir custos e aumentar a eficiência, em particular relacionadas a serviços de campos petrolíferos, empreiteiros e outros custos externos, estão disponíveis. Com os baixos preços dos hidrocarbonetos, o investimento global em exploração e produção de alto custo está diminuindo, as empresas de serviços têm excesso de capacidade e se tornam muito mais abertas a reduzir suas taxas. Além disso, quando commodities importantes, como minério de ferro, estão sendo negociadas em mínimos históricos, reduções de custo significativas podem ser alcançadas por meio do gerenciamento de materiais. Para as NOCs do Oriente Médio, cujas reservas ainda são baratas o suficiente para justificar o investimento contínuo, o foco na melhoria da oferta representa uma oportunidade real de cortar custos significativamente sem atrair investimento de capital real.

Reciclagem

Matérias-primas baratas também significam produtos processados baratos. Como o gás natural tende a ser adquirido mais localmente, o custo dos produtos petrolíferos se correlaciona com os preços do petróleo bruto.

Isso significa que, diante da queda da demanda, os preços dos produtos refinados estão caindo mais rapidamente do que os do gás. Ao mesmo tempo, se o Irã entrar no mercado com crackers de gás adicionais, que são relativamente fáceis de colocar em operação para aproveitar a crescente produção de gás, isso colocará mais pressão sobre os preços. De fato, dado que o país não tem instalações de exportação de GNL (e pode levar anos para construir), as oportunidades para lucrar com o gás excedente são construir novos gasodutos (como o que hoje liga a Turquia, Armênia e Azerbaijão) ou em processamento. O Irã já está buscando ativamente a última opção, ao mesmo tempo em que planeja gasodutos adicionais para atender às necessidades de matéria-prima de novas plantas petroquímicas no oeste do país. Por exemplo, a construção do Oleoduto de Etileno Ocidental de 1.500 km está em fase final. Isso, combinado com os baixos custos operacionais das plantas iranianas, provavelmente fará da República Islâmica o produtor com as menores cotações de olefinas leves.

Isso também significa que o preço combinado dos derivados de petróleo expandirá o uso do craqueamento catalítico. O retorno do Irã ao mercado exigirá uma revisão da rentabilidade relativa dos produtos à base de hidrocarbonetos, eos países produtores de gás do Golfo Pérsico podem obter uma lucratividade comparativa da exportação de gás na forma de GNL em comparação com o processamento em olefinas.

Assim como frações baratas são boas para os crackers, o petróleo iraniano barato no mercado é bom para as refinarias. Isso levará a oportunidades de investimento adicionais no Golfo Pérsico - vários projetos já estão em andamento para aumentar a capacidade (excluindo a expansão a jusante, que pode ocorrer no Irã). Com IOCs e independentes em dificuldades financeiras em outras partes do mundo procurando vender seus próprios ativos downstream, os NOCs no Oriente Médio têm a chance de fazer negócios atraentes de M&A.

A suspensão das sanções contra a República Islâmica e o aumento associado da oferta de hidrocarbonetos leva à conclusão de que o mundo, como na década de 1980, está no início de um período potencialmente prolongado de baixos preços do petróleo. A perspectiva iraniana traz novos desafios e oportunidades, e pertence àqueles que incorporarão rápida e efetivamente essas dinâmicas de mudança em seus planos estratégicos.