Energy Security Insight

Energy Security Insight

Novembro de 2015—1

5 sinais de curto prazo para 2016

N

o momento da escrita deste texto, o crude está a negociar no mercado global abaixo dos 40 dólares por barril (bbl), tanto no índice Brent ($37), como no WTI ($35). Se compararmos este nível de preço com aquele que era previsto pela Rystad Energy no início de Dezembro de 2015, uma das mais presti-giadas bases de dados dos mercados petrolíferos a nível mundial, verificamos que a expectativa era a de que o preço se ficasse pelos $50/bbl. Qual a razão? Mais uma vez, a decisão da Arábia Saudita em não baixar a sua quota de produção e em consequência a da OPEP. E por isso, se perpetua o choque de abundância de petróleo na eco-nomia mundial, com a probabilidade do preço do barril pontualmente deslizar ainda mais, possivelmente para os $20/ bbl algures em 2016. Com um preço de breakeven nos $42/bbl, a produção de petróleo e gás não convencional dos EUA terá a sua sustentabilidade ameaçada, se a situação potencial de $20/bbl se arrastar por demasiado tempo. Como também a Arábia Saudita, que já se debate com um défice de 20% no seu orçamento. E como também a Rússia, cujo orçamento depende em 60% do comércio de hidrocarbonetos. E os efeitos já se fazem sentir no heartland energético eurasiático.

Sinal 1 » Quo Vadis Preço do Barril?

Sinal 2 » Gazprom sobre pressão

A

Gazprom controla 73% de toda a produção de gás natural da Rússia e em consequência a maioria das exportações daquela fonte energética. As relações de amizade-inimizade dos Estados com a Rússia re-flectiam-se nos preços aplicados pela Gazprom aos seus clientes, bem como na segurança de abasteci-mento. Aos Estados amigáveis, os preços negociados são baixos e não existem interrupções de abaste-cimento. Para nações que o Kremlin queira intimidar (como a Geórgia e a Ucrânia), a estratégia passou sempre por cortes de abastecimento e aplicação de preços mais elevados do que a outros clientes. E com consequências

indirec-tas para os países de Leste europeus (corte de fornecimento devi-do ao bloqueio ao país-trânsito Ucrânia), mas nunca prejudicandevi-do a relação com a Alemanha, país com um gasoduto direto da Rússia, o Nordstream.

Portanto, Putin nunca se coibiu de usar a energia como uma amea-ça à seguranamea-ça de uma parte da Europa. Mas essa estratégia tem um custo: a U.E. sente-se pressionada a diversificar as fontes de

fornecimento e esforça-se para consumir menos gás russo, comprando mais à Noruega (agora é o principal fornece-dor). Além disso, a regulação energética do mercado europeu impede a Gazprom de ser simultaneamente fornecedora e distribuidora de gás natural.

Por isso, Putin tem orientado o gigante empresarial russo para diversificar as suas exportações para Oriente, especial-mente para a China. Mas projetos de grande escala exigem financiamento e tecnologia igualespecial-mente de grande escala. Todavia, segundo a Stratfor, a Gazprom ainda não recebeu o montante total devido pelo governo Chinês para a cons-trução do gasoduto e da capacitação infra-estrutural para desenvolver os campos na Sibéria Oriental que irão alimen-tar o mercado chinês. São necessários mais de 70 mil milhões de dólares e isso é dinheiro que a Gazprom não tem, nem pode ter, porque as sanções geradas pelo conflito ucraniano impedem-na de aceder aos mercados financeiros. E se acrescentarmos o preço do barril tão baixo ($35-$37), e tendo em conta que os contratos de gás estão indexados ao mesmo, verificamos que a Gazprom está metida numa camisa de 11 varas. É de prever mudanças no gigante energéti-co russo em 2016.

Sinal 3 » Atlântico lusófono consolida papel

estratégico na segurança energética

C

erca de 30% da produção mundial de petróleo provém de reservatórios localizados nos oceanos, totali-zando 24 milhões de barris diários, segundo a Agência Internacional de Energia. E de acordo com a consultora IHS International, mais de 1/5 da produção petrolífera marítima global é realizada em águas profundas e ultra-profundas (para além dos 1500 metros de profundidade). E a tendência é o cresci-mento da contribuição desta fonte de hidrocarbonetos para o consumo petrolífero mundial.

Com efeito, segundo a mesma IHS International, mais de 70% das novas descobertas de petróleo e gás realizadas na última década estão localizadas nos oceanos, sendo que metade foram identificadas em três países lusófonos: Bra-sil, Moçambique e Angola.

Por sua vez, segundo as últimas projecções realizadas pela consultora Wood Mackenzie cerca de 40% da produção incremental de petróleo e gás dos 25 maiores projetos de produção mundiais, até 2020, irá estar concentrada no Atlântico Sul, mais propriamente no Brasil e em Angola, em águas profundas e ultra-profundas.

No período decorrente de 2014 a 2017, o Brasil será responsável pela produção de 30% (727000 bbl/d) dos 2456000 de barris diários produzidos neste ranking, cabendo a Angola outros 6%. É prevista uma triplicação da produção an-golana, para 421000 bbl/d, ou seja, 14% do petróleo e gás adicional deste ranking. Até 2020, a vasta maioria destas

fontes de produção já estarão em funcionamento ou em fase final de desenvolvimento, facto que mitiga o risco do actual ciclo de baixa do preço do barril de petróleo.

No período de 2017-2020, as projecções apontam para uma subida da produção brasileira para 804 mil barris por dia, pas-sando a representar 27% da produção incremental dos 25 maiores projetos mundiais. Até 2020, a vasta maioria destas fon-tes de produção já estarão em funcionamento ou em fase final de desenvolvimento, facto que mitiga o risco do actual ciclo de baixa do preço do barril de petróleo.

Sinal 4 – Renováveis reforçam

competitivi-dade face aos combustíveis fósseis na

produção de eletricidade

O

s últimos dados da International Renewable Energy Agency (IRENA) não deixam margem para dúvi-das: as renováveis estão em marcha acelerada de competitividade face aos combustíveis fósseis (nomeadamente carvão e gás natural) na produção de eletricidade. Segundo os dados do último relatório emitido por aquela organização (ver gráfico acima), verifica-se que, na maioria das regiões do globo, as fontes da biomassa, geotermia, hídrica e eólica onshore se situam dentro da faixa de custos de produ-ção de geraprodu-ção eléctrica de base fóssil, ou seja, entre $0,05\Kwh e $0,13\Kwh. E o solar fotovoltaico já também se encontra nesta banda nas regiões da América do Norte e do Sul. E mais surpreendente é o custo da eletricidade por eólica offshore na Europa, que já está bastante aproximada do máximo nível de custo. Contudo, apesar deste inegá-vel progresso e que se irá reforçar em 2016, a plena afirmação das renováveis perante as fontes fósseis na geração eléctrica está dependente de uma outra fileira tecnológica: a do armazenamento em baterias de grande escala. Em-bora a tecnologia já exista, o seu custo económico ainda é proibitivo e as análises de prospectiva tecnológica indicam que ainda nos encontramos a uma década de distância de uma solução viável. Mas não poderemos obviar o

surgi-mento de uma inesperada disrupção tecnológica que transforme estruturalmente a segurança do sistema eléctrico como o conhecemos hoje.

Sinal 5 – Acordo de Paris COP 21 sobre

Alterações Climáticas: o pragmatismo do

baixo carbono

T

endo como modelo os processos políticos da União Europeia (no que têm de bom e de menos bom), a cimeira COP 21 de Paris conseguiu gerar um acordo assinado por todos os países participantes, no qual se comprometem (mas sem vínculo legal) a desenvolver esforços para reduzir 1,5ºC a temperatura do globo até ao final deste século. Contudo, as contribuições dos países para concretizar esta meta são voluntárias e avaliadas num exercício de balanço quinquenal, recorrendo ao método de benchmarking.

E porquê 1,5ºC? É o valor correspondente às projecções de queda da temperatura global se a geração de eletricidade for totalmen-te baseada nas fontotalmen-tes renováveis e nuclear. Ou seja, está em li-nha com o essencial das políticas de baixo carbono na eletricida-de (eletricida-desactivação das centrais eletricida-de carvão e aumento da introdução de renováveis) já em curso nos EUA, na China e na U.E.

Portanto, os grandes vencedores da COP 21 foram as energias renováveis (irão ganhar ainda mais ímpeto como tecnologia de substituição do carvão), as soluções de armazenamento (mais

energia renovável intermitente no sistema vai acelerar a pro-cura por baterias de grande escala), as tecnologias de infor-mação (com um sistema energético crescentemente diversifi-cado e distribuído, será cada vez maior a necessidade das soluções de ‘smart grids’), o gás natural (o combustível fóssil mais limpo, com menos 75% de CO2 face ao carvão e integrá-vel com as renováveis) e as tecnologias de captura e seques-tro de carbono (CCS).