Na semana passada, a proposta do Presidente dos EUA, Donald Trump, aos executivos petrolíferos da Venezuela para investirem as vastas somas necessárias para reanimar o sector petrolífero do país, revelou-se largamente ineficaz. Exxon Mobil (NYSE:XOM) O CEO Darren Woods fez a avaliação mais rigorosa, chamando o país sul-americano de “ininvestível” sob suas atuais estruturas comerciais e leis de hidrocarbonetos, enquanto ConocoPhillips (NYSE:COP) O CEO Ryan Lance também deu a Trump um choque de realidade, informando-o que a sua empresa perdeu milhares de milhões de dólares quando saiu do país sob o regime de Chávez.
O grave declínio do sector energético da Venezuela para o abismo começou depois de o governo de Hugo Chávez nacionalizar a infra-estrutura petrolífera e os activos petrolíferos do país. ExxonMobil (NYSE:XOM)f ConocoPhillips (NYSE:COP) em 2007, depois de as empresas se terem recusado a aceitar novos termos que dariam à empresa petrolífera estatal venezuelana, PDVSA, uma participação maioritária nos seus projectos. O processo de nacionalização começou no início de 2007 através de um decreto presidencial e de uma nova lei dos hidrocarbonetos.
Trump, por outro lado, obteve algumas vitórias notáveis. para dizer, HillcorpJeff Hildebrand disse que sua empresa está pronta para reconstruir a infraestrutura energética da Venezuela à medida que avança infortúnio (NYSE:CVX) disse que poderia aumentar sua produção de 240 mil barris/dia na Venezuela “100% efetivamente imediatamente”.
Anteriormente informamos que seriam necessários milhares de milhões de dólares em investimentos em infra-estruturas para restaurar o sector petrolífero da Venezuela ao seu pico de produção de 3,5 milhões de barris por dia na década de 1970. A Venezuela produz atualmente cerca de um milhão de barris por dia, sendo a Chevron responsável por um quarto disso. As refinarias dos EUA gostam do petróleo venezuelano porque proporciona uma vantagem competitiva às refinarias complexas com capacidade de coque significativa que podem processar o petróleo pesado em produtos de alto valor. O petróleo Merey do cinturão do Orinoco, na Venezuela, tem um dos graus API mais baixos e o maior teor de enxofre do mundo, exigindo unidades de refinaria especiais para quebrar as moléculas mais pesadas e remover impurezas.
Infelizmente, menos de metade das refinarias dos EUA possuem coque, sendo provável que as refinarias ao longo do Golfo e da costa leste beneficiem do aumento da oferta de petróleo bruto na Venezuela. As refinarias dos EUA com a maior capacidade de coque incluem Valero (NYSE:VLO), Exxon, Chevron, Maratona do petróleo (NYSE: MPC), Philips 66 (NYSE: PSX) f Energia PBF (NYSE:PBF).
O coque e o hidrocraqueamento são processos de refino de petróleo que transformam frações pesadas de petróleo bruto em produtos mais leves e mais valiosos, como gasolina, diesel e combustível de aviação, mas usam métodos diferentes: o coque é térmico, baseado em carbono.rejeição processo, essencialmente queimando óleo pesado para deixar coque de petróleo sólido e líquidos mais leves. O hidrocraqueamento utiliza hidrogênio de alta pressão e um catalisador químico adicionar O hidrogênio, quebrando moléculas grandes em moléculas menores, produz combustíveis mais limpos com menos subprodutos sólidos. Refinarias altamente complexas podem atingir um rendimento de destilado de 33% em comparação com 30% para plantas de média complexidade. A escassez de petróleos pesados, como o petróleo venezuelano, forçou muitas refinarias dos EUA a investir em unidades adicionais para refinar óleos mais leves, como o óleo de xisto dos EUA.
Fonte: Bloomberg
No entanto, o aumento da disponibilidade de petróleo venezuelano poderá prejudicar a procura de petróleo bruto canadiano, mexicano, maia e do Médio Oriente. Os EUA ainda compram 80% da produção de petróleo do Canadá, apesar da recente expansão do TMX ter melhorado o acesso à Ásia. Isso ajuda a manter os preços do WCS (Western Canadian Select) vinculados à demanda das refinarias dos EUA e de qualidades pesadas alternativas. Por outro lado, espera-se que fluxos adicionais na Venezuela beneficiem as refinarias do centro do continente e da costa oeste, incluindo Petróleo Britânico (NYSE:BP) f HF Sinclair (NYSE: DINO), graças a descontos maiores no WCS caso a demanda na Costa do Golfo decole.
No entanto, os frutos mais fáceis de alcançar da Venezuela são bastante limitados: de acordo com a consultora energética norueguesa Rystad Energy, apenas 300-350 kbpd podem ser recuperados rapidamente com despesas mínimas do actual limite de 800.000 bpd-1 milhão de bpd, com uma produção superior a 1,4 mbpd a exigir investimento pesado e sustentado.
Rystad estima que a Venezuela necessitará de 53 mil milhões de dólares nos próximos 15 anos apenas para manter a produção estável em 1,1 Mbps, mas poderá precisar de até 183 mil milhões de dólares no mesmo período para aumentar a produção para mais de 3 milhões de bps, aproximadamente o equivalente a todo o investimento onshore da América do Norte durante um ano.
Analistas da empresa de inteligência por satélite Kayrros descreveram a infra-estrutura energética da Venezuela como estando num “estado catastrófico” após décadas de subinvestimento, avarias e canibalização de equipamentos.
Segundo Quiros, muitos tanques de armazenamento de petróleo nos terminais de Bajo Grande e Puerto Miranda estão com problemas devido à corrosão e falta de manutenção. Mas é um problema que afecta toda a indústria: Quiros estima que cerca de um terço da capacidade de armazenamento da Venezuela está actualmente inactiva, reflectindo tanques de armazenamento inutilizáveis, taxas reduzidas de funcionamento das refinarias e o declínio da produção de petróleo. Entretanto, a actividade nas grandes refinarias interligadas de Amuay e Cardón está abaixo de 20% da capacidade, transformando-as efectivamente em “centros de armazenamento de facto”, segundo os especialistas.
Não é de surpreender que a rede de oleodutos da Venezuela esteja num estado semelhante de degradação: um documento divulgado pela PDVSA em 2021 revelou que os oleodutos do país não eram atualizados há 50 anos, com a companhia petrolífera nacional da Venezuela a estimar que seriam necessários espantosos 58 mil milhões de dólares para os trazer de volta às melhores condições. Estimativas recentes colocam o valor em mais de US$ 100 bilhões. A rede operacional de oleodutos da Venezuela tem uma extensão total de 2.139 milhas (cerca de 3.442 quilômetros). Para se ter uma ideia, os EAU, que produzem cerca de 3,2 milhões de bpd, têm 9.000 km de oleodutos.
Por Alex Kimani para Oilprice.com
Mais leituras importantes de Oilprice.com
A Oilprice Intelligence traz-lhe os sinais antes que se tornem notícias de primeira página. Esta é a mesma análise especializada lida por comerciantes veteranos e consultores políticos. Obtenha-o gratuitamente, duas vezes por semana, e você sempre saberá por que o mercado está à frente de todos os outros.
Você obtém inteligência geopolítica, dados de inventário ocultos e rumores de mercado que movimentam bilhões – e nós lhe enviaremos US$ 389 em inteligência energética premium, por nossa conta, apenas por se inscrever. Junte-se a mais de 400.000 leitores hoje. Obtenha acesso instantâneo clicando aqui.
