Anteriormente, reportámos que o principal petróleo bruto de Abu Dhabi, o petróleo bruto de Murban, ganhou rapidamente notoriedade, com os futuros do petróleo bruto de Murban a transformarem-se rapidamente de uma referência regional num padrão de preços global pela primeira vez. Conhecida pela sua elevada densidade API e baixo teor de enxofre, Murban serve como referência energética mundialmente reconhecida e negociada na bolsa ICE Futures Abu Dhabi (IFAD). Ao oferecer negociações contínuas no ecrã, liquidez profunda e a remoção de restrições de destino, Murban contornou benchmarks legados e restritos, como o Platts Dubai, introduzindo transparência e descoberta de preços sem precedentes para o petróleo bruto do Médio Oriente.
Contudo, o conflito no Médio Oriente alterou a dinâmica do mercado petrolífero, dando às refinarias asiáticas uma vantagem distinta.
(ADNOC) está agora a alterar os preços oficiais de venda (OSP) de três dos seus tipos de petróleo bruto offshore – Upper Zakum, Das e Umm Lulu – de um diferencial com os futuros de Murban para um diferencial em relação ao índice de referência do Dubai. Esta mudança aplica-se a cargas rápidas que são carregadas com dois meses de antecedência, enquanto o principal petróleo bruto de Murban permanece atrelado aos futuros de Murban.
A decisão da ADNOC de precificar o seu petróleo offshore em vez de Murban corrige uma distorção económica estrutural que tem punido os compradores durante anos. O Murban é uma qualidade crua premium e levemente doce, enquanto as variedades offshore – Upper Zakum, Das e Umm Lulu – são barris meio azedos que fornecem um produto completamente diferente.
No auge do conflito EUA-Irão, o atraso extremo do mercado e a súbita procura de prémios levaram a um aumento nos futuros de Murban do mês anterior na bolsa do FIDA. Dado que o Zakum superior e o Das eram cotados como um diferencial ligado directamente a Murban, estes barris médio-azedos tornaram-se artificial e proibitivamente caros para as refinarias asiáticas, completamente desligados dos seus fundamentos reais do mercado físico. Ao mudar para uma fórmula ligada ao Dubai para qualidades offshore – a base global indiscutível para o crude médio-azedo – o ADNOC está a alinhar este crude com os seus verdadeiros pares físicos, como Omã e Al Shaheen do Qatar.
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Antecipando um atraso mais longo, as refinarias de toda a Ásia garantiram fornecimentos alternativos, incluindo o petróleo WTI dos EUA e o petróleo da África Ocidental a preços premium, com a maioria das necessidades de Julho e Agosto já cobertas. Com o levantamento do bloqueio naval dos EUA e a retoma do tráfego através do Estreito de Ormuz, o petróleo que tinha sido armazenado em armazenamento flutuante está agora a regressar ao mercado, aumentando a oferta disponível, num momento em que o interesse de compra diminuiu.
Mas agora, os compradores asiáticos já não precisam de volumes rápidos e reduziram drasticamente as compras à vista, deixando os produtores estatais regionais a competir pelos restantes compradores.
As fábricas no Japão, na Coreia do Sul e na Índia estão agora numa posição mais forte para exigir descontos em produtos offshore com destino ao Dubai. Estão bem abastecidos e os produtores do Médio Oriente deverão continuar a transportar petróleo bruto através de companhias marítimas novamente.
Durante o conflito, estas refinarias asiáticas estiveram entre os maiores compradores das vendas emergenciais de petróleo bruto do ADNOC, ajudando a absorver pelo menos 30 milhões de barris de petróleo bruto Das, Upper Zakum e Umm Lulu. As refinarias indianas compraram cerca de 6 milhões de barris, a Eneos do Japão comprou 3 milhões de barris e a SK Energy e a GS Energy da Coreia do Sul garantiram outros 8 milhões de barris entre elas. Essas compras cobriram a maior parte das necessidades de matéria-prima no verão. Agora que o tráfego através de Ormuz recuperou e os fornecimentos adicionais do Golfo regressaram, os produtores estão a competir com compradores cujas necessidades a curto prazo já foram satisfeitas, dando às refinarias asiáticas mais poder para negociar descontos para cargas rápidas com destino ao Dubai.
Os compradores também pedem um preço que melhor corresponda ao mercado físico asiático. Murban comercializa mais adiante, tornando menos útil vender qualidades offshore num mercado rápido. Dubai oferece aos compradores informações mais claras sobre a demanda de curto prazo e os custos de frete. Ao transferir Upper Zakum, Das e Umm Lulu para a fórmula com destino ao Dubai, a ADNOC está a dar a estas notas uma estrutura de preços que reflecte melhor as condições actuais do mercado e lhes dá mais flexibilidade após a saída dos EAU da OPEP.
e o novo ADNOC maneira de trabalhar Provavelmente o novo normal.
Analistas de mercado e fontes da indústria sugerem que a mudança para Dubai é um alinhamento estratégico com as cestas de mercado mais amplas da Ásia e do Oriente Médio. Ao separar os fluxos de preços – mantendo Murban como uma marca leve e doce independente, ao mesmo tempo que ancora os graus offshore médio-azedos no Dubai – o ADNOC tem em conta as diferentes características físicas do seu petróleo bruto. Um regresso total a um sistema OSP puramente baseado em futuros de Murban para esta classe offshore exigirá provavelmente uma negociação consistente do contrato de Murban com um prémio, o que é difícil de garantir a partir de barris globais concorrentes.
Após a sua saída histórica da OPEP, espera-se que os EAU aumentem a produção total de petróleo para 5,0 milhões de barris por dia (bpd) em 2027, indicando um aumento imediato na oferta de 730.000 bpd por ano. Excluindo o limite anterior da OPEP, que limitava a produção real de petróleo bruto a cerca de 3,2-3,5 milhões de barris, a Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que a produção total de petróleo (incluindo petróleo bruto, condensados e líquidos de gás natural) seja superior a 5,2 milhões de barris no próximo ano.
Para atingir estes objectivos, o ADNOC utilizará milhares de milhões de dólares em investimento de capital para impulsionar uma estratégia de expansão massiva, incluindo um programa de despesas de capital de 150 mil milhões de dólares entre 2026 e 2030, bem como 200 mil milhões de Dh adicionais. Pipeline de projetos locais para aumentar a capacidade de produção diária, infraestrutura de exportação, como o novo gasoduto Oeste-Leste, para dobrar o volume de exportação através do vital Shiirah. A empresa também está a acelerar investimentos em soluções de baixo carbono e energias renováveis, incluindo investimentos para descarbonizar operações, expandir a integração petroquímica e aumentar a sua pegada energética internacional, como o XRG.
Por Alex Kimman para Oilprice.com
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