Energy Security Insight
Novembro de 2015—1Os perigos da sobre-abundância petrolífera
Rússia diversifica gasodutos
Estatísticas em foco
S
e é verdade a actual sobre-abundância de petróleo fez com que o preço do petróleo descesse em 50%, de-sonerando a fatura energética dos países importadores, são menos claros os benefícios da continuidade desta situação para a estabilidade da segurança energética mundial. Com efeito, podemos estar perante uma ‘caixa de pandora’ geopolítica com consequências imprevisíveis. O Fundo Monetário Internacional (FMI) no seu Outlook regional para o Médio Oriente, refere que a Arábia Saudita poderá entrar em falência até 2020 se mantiver a atual política de sobre-produção de petróleo.Conforme se poderá verificar no gráfico «Preço do petróleo e buffers fiscais», o FMI aponta que a se manter o actual estado do mercado petrolífero, face às necessidades orçamentais, a Arábia Saudita só consegue aguentar a sua sustentabilidade fiscal durante mais 5 anos. O mesmo documento demonstra o quão intenso é o stresse financei-ro que a petfinancei-ro-potência mundial está a atravessar: um défice de 21,6% em 2015 e um previsto de 19,4% em 2016.
E como se constata no gráfico «Preço do petróleo—futuros 2016», as previsões do FMI apontam para uma variação do preço do barril en-tre no intervalo $40-$60. Ou seja, as expectativas apontam para a manutenção do actual comportamento, porque os países comprado-res (como a China) estão a aproveitar o momento de preços baixos para constituir massiva reservas de crude.
Portanto, a estratégia saudita de manutenção das quotas de mercado em detrimento do preço do barril, com a intenção de inviabilizar economica-mente a indústria norte-americana de petróleo não-convencional, bem co-mo muita da produção não-OPEP de águas profundas (à semelhança da mesma estratégia adotada na década de 70 do século XX para travar a pro-dução do Mar do Norte), está a voltar-se contra si própria, colocando, a pra-zo, em perigo a sustentabilidade da segurança energética mundial.
Neste respeito, o factor tecnológico foi e está a ser determinante para esta inflexão geopolítica. A elevada resiliência demonstrada pela indústria norte-americana de shale – com o aumento da produtividade e da eficiência por via da inovação tecnológica – fez com que fosse possível os EUA continua-rem a substituição de importações com base na sua produção endógena durante mais tempo do que o previsto pelos sauditas. A expectativa era que
no fim do 1º semestre deste ano a produção não-convencional estivesse na sua maioria inviabilizada.
Mas não foi assim. Segundo a Energy Information Adminstration, os EUA apenas diminuíram a produção de 9,8M bbl/d para 9,1M bbl/d (assegurando rentabilidade enmpresarial e impacto positivo na balança comercial por via da
diminui-Sobre-abundância petrolífera ameaça a
segurança energética mundial?
Preço do petróleo—futuros 2016
Fonte: FMI, MENA Economic Outlook, 2015
Preço do petróleo e ‘buffers’ fiscais
ção de importações), enquanto que a Arábia Saudita manteve a produção nos 10,26M bbl/d, mas com os resultados finan-ceiros já conhecidos.
A outra consequência que esta situação de preços baixos gera é a pressão sobre as margens das empresas petrolíferas. Segundo um benchmarking da curva de custos de produção para o biénio 2015-16 efectuado pelo Programa FLAD Seguran-ça Energética, recorrendo à base de dados da Rystad Energy, o valor médio do custo da produção (breakeven price) da Sonangol, da Petrobras, da Repsol, da Chevron e da Shell situa-se nos valores médios entre $55 e $60. Com efeito, a empre-sa anglo-holandeempre-sa declarou recentemente que a fusão operada com a BG Group só se tornará rentável a partir dos $60/ bbl. Por sua vez, a mesma análise mostra produção de petróleo da Galp Energia, no mesmo período, irá situar-se no preço médio de breakeven de $37/bbl, facto positivo para a sua sustentabilidade financeira.
E ainda há um outro factor a ter em conta: a entrada do Irão no mercado em 2016. Este novo dado irá concerteza amplifi-car o efeito de oferta excessiva de crude. Mas como todas as previsões apontam, até ao momento, que a procura continue a crescer (embora com uma descida de 150.000 barris/dia face à previsão anterior da Agência Internacional de Energia), e que a diminuição da produção no shale norte-americano progrida (com a consequente redução do capital investido), pode ser que os mercados petrolíferos estabilizem no final de 2016 ou princípios de 2017. Até esse momento de inflexão, o mais provável é que os mercados comerciem o barril num valor do intervalo entre os $40 e os $50/bbl.
Em suma, se é verdade que, no curto prazo, esta situação beneficia a segurança energética mundial devido à abundância e diversificação de fontes de produção petrolíferas, sobretudo provenientes de regimes democráticos, também é um facto que, no longo prazo, perpuetação da sobre-abundância de petróleo derivada poderá transformar-se numa ameaça para estabilidade da segurança mundial do abastecimento de crude, se o processo redundar num colapso económico do maior produtor mundial, a Arábia Saudita.
Fonte: Rystad Energy, 2015
Curva de custo da produção bbl—Benchmarking Galp Energia, Chevron, Shell, Petrobras, Sonangol
A
procura por gás russo na Europa estagnou (ficou-se perto dos 180 bcm) devido ao impac-to do shale gas dos EUA no mercado de Gás Natural Liquefeito, às importações baratas de carvão, ao crescimento do uso das renováveis e ao efeito da crise económica na diminuição do consumo energético. O efeito combinado destas forças de mercado deixou a Gazprom com um excesso de capacidade de oferta de 100 bcm. Quando esta realidade é associada ao risco de segu-rança que se tornou a dependência das importações russas de gás para a UE (países de Leste) e muitos países da antiga URSS, a Rússia tem de criar alternativas para a venda do seu gás, em termos de mercados e de infraestruturas, no sentido de reforçar o seu papel de pivot energético da Eu-rásia.E tem realizado diversas iniciativas nesse sentido. Tendo abandonado o projeto do South Stream, no primeiro se-mestre de 2015, Putin propôs a criação do Turkish Stream, vendendo o gás na fronteira da Europa do Sul (e assim ope-rando no limite das regras do Third Energy Package euro-peu, que proíbe a participação simultânea da mesma em-presa em operações de produção e distribuição de gás), através de uma interligação com a Grécia.
E em Novembro de 2015, a Gazprom reuniu-se com Sigmar Gabriel, Vice-Chanceler da Alemanha, para negociar a cons-trução do Nord Stream 2, mais um gasoduto com ligação direta ao mercado germânico, que continua o seu caminho para se tornar o novo nó de distribuição do gás de Mosco-vo para a Europa de Leste.
A Oriente, no seguimento de um acordo de fornecimento de gás à China pela construção de dois gasodutos até 2020 (um deles até Pequim), Putin propôs em setembro de 2015 um terceiro pipeline para o Império do Meio. Em Outubro de 2015, foi igualmente proposto ao Paquistão a constru-ção de um novo gasoduto.
Contudo, esta estratégia tem uma margem de manobra limitada. No que respeita à China, esta não só tem acesso a muitas alternativas de abastecimento por via terrestre da Ásia Central, como também irá beneficiar na segunda me-tade desta década de um mercado de GNL com excesso de oferta.
A Europa tem menos alternativas infraestruturais, mas a entrada em força de gás proveniente dos EUA e da Austrá-lia vai certamente colocar os preços no curto prazo muito perto do seu custo marginal, dado que entraremos numa fase de mercado em que o poder estará no comprador e não no vendedor.
Portanto, isso significa que os preços no mercado de GNL (e progressivamente na totalidade do mercado de gás natu-ral) se estruturarão com base na ‘hubização’ – como acon-tece atualmente com o petróleo -, mudando assim o equilí-brio do mercado europeu até agora conhecido pela Gaz-prom.
Um estudo recente do departamento de investigação Ox-ford Energy Studies ao qual o FLAD PSE teve acesso, deno-minado «The Political and Commercial Dynamics of Russia’s Gas Export Strategy», mostra que o custo marginal do for-necimento de gás russo deverá situar-se nos $4/mmbtu, devido aos baixos custos de upstream e à desvalorização do rublo. Portanto, tendo em conta que o shale gas no Henry Hub é transacionado a $3/mmbtu, isto significa que do ponto de vista puramente comercial a Rússia consegue competir com os EUA e escolher qual a quota de mercado que deseja do mercado europeu. Por agora, detém 30%. Em suma, verifica-se que a Gazprom deverá desejar manter o status quo da formação de preços, fazendo tudo para que permaneçam os contratos ligados ao comportamento do preço do petróleo, mantendo a dependência europeia do fornecimento russo economicamente atrativo.
Rússia diversifica gasodutos
Pipeline Nord-Stream 2
Fonte: Oxford Energy Studies, 2015
Fonte: Oxford Energy Studies, 2015
Eletricidade de baixo carbono é estratégica no combate às alterações climáticas
Embora o consumo de
eletricidade mundial aumente em 40% até 2030, as emissões de CO2 associadas poderão manter-se aos níveis de 2010, se a nova
capacidade instalada se basear em tecnologias de baixo carbono (gás natural, renováveis e hidrogénio) e de eficiência energética (substituição de equipamentos e mobilidade sustentável). A análise é realizada pela Agência Internacional de Energia e exige que sejam investidos 13,5 triliões de dólares nos próximos 15 anos para que se torne realidade.
Produtividade no shale gas dos EUA mantém-se estável
A indústria de produção de gás natural não-convencional (shale) nos EUA continua com elevada produtividade, mesmo no atual ciclo de preços baixos. Os últimos dados disponíveis da Drilling Info mostram que em duas das principais regiões produtoras—Marcellus e Niobrara— a eficiência das plataformas petrolíferas (o número de po-ços produtivos perfurados por plataforma) continua estável ou em melhoria. No caso de Niobrara, a produtividade cresceu, com cerca de 2,65 poços perfurados por plataforma em Agosto de 2015, face a 1,91 poços do mesmo ano. E a média desde Abril é de 2,5 poços por plataforma, enquanto que na região Marcellus o valor tem-se situado en-tre 1,8 e 2 poços.
Fonte: Drilling Info, 2015
Estatísticas em foco
Fonte: Agência Internacional de Energia, 2015
Marcellus – Rig Efficiency – January-August 2015 Niobrara – Rig Efficiency – January-August 2015
