Energy Security Insight

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1 Energy Security Insight Novembro de Os perigos da sobre-abundância petrolífera Rússia diversifica gasodutos Estatísticas em foco com o apoio de Knowledge Partner

2 Sobre-abundância petrolífera ameaça a segurança energética mundial? S e é verdade a actual sobre-abundância de petróleo fez com que o preço do petróleo descesse em 50%, desonerando 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. Preço do petróleo e buffers fiscais 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 financeiro que a petro-potência mundial está a atravessar: um défice de 21,6% em 2015 e um previsto de 19,4% em Fonte: FMI, MENA Economic Outlook, 2015 E como se constata no gráfico «Preço do petróleo futuros 2016», as previsões do FMI apontam para uma variação do preço do barril entre no intervalo $40-$60. Ou seja, as expectativas apontam para a manutenção do actual comportamento, porque os países compradores (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 economicamente a indústria norte-americana de petróleo não-convencional, bem como muita da produção não-opep de águas profundas (à semelhança da mesma estratégia adotada na década de 70 do século XX para travar a produção do Mar do Norte), está a voltar-se contra si própria, colocando, a prazo, em perigo a sustentabilidade da segurança energética mundial. Preço do petróleo futuros 2016 Neste respeito, o factor tecnológico foi e está a ser determinante para esta inflexão geopolítica. A elevada resiliência demonstrada pela indústria norteamericana de shale com o aumento da produtividade e da eficiência por via da inovação tecnológica fez com que fosse possível os EUA continuarem a substituição de importações com base na sua produção endógena durante mais tempo do que o previsto pelos sauditas. A expectativa era que Fonte: FMI, MENA Economic Outlook, 2015 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-

3 ção de importações), enquanto que a Arábia Saudita manteve a produção nos 10,26M bbl/d, mas com os resultados financeiros 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 efectuado pelo Programa FLAD Segurança 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 empresa anglo-holandesa 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. Curva de custo da produção bbl Benchmarking Galp Energia, Chevron, Shell, Petrobras, Sonangol Fonte: Rystad Energy, 2015 E ainda há um outro factor a ter em conta: a entrada do Irão no mercado em Este novo dado irá concerteza amplificar 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 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 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.

4 Rússia diversifica gasodutos A procura por gás russo na Europa estagnou (ficou-se perto dos 180 bcm) devido ao impacto 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. Pipeline Turkish Stream 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 segurança 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 Eurásia. E tem realizado diversas iniciativas nesse sentido. Tendo abandonado o projeto do South Stream, no primeiro semestre de 2015, Putin propôs a criação do Turkish Stream, vendendo o gás na fronteira da Europa do Sul (e assim operando no limite das regras do Third Energy Package europeu, que proíbe a participação simultânea da mesma empresa em operações de produção e distribuição de gás), através de uma interligação com a Grécia. Pipeline Nord-Stream 2 Fonte: Oxford Energy Studies, 2015 E em Novembro de 2015, a Gazprom reuniu-se com Sigmar Gabriel, Vice-Chanceler da Alemanha, para negociar a construção 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 Moscovo 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 construção 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 metade 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 Austrália 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 natural) se estruturarão com base na hubização como acontece atualmente com o petróleo -, mudando assim o equilíbrio do mercado europeu até agora conhecido pela Gazprom. Fonte: Oxford Energy Studies, 2015 Um estudo recente do departamento de investigação Oxford Energy Studies ao qual o FLAD PSE teve acesso, denominado «The Political and Commercial Dynamics of Russia s Gas Export Strategy», mostra que o custo marginal do fornecimento 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.

5 Estatísticas em foco Eletricidade de baixo carbono é estratégica no combate às alterações climáticas Fonte: Agência Internacional de Energia, 2015 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 Niobrara Rig Efficiency January-August 2015 Marcellus Rig Efficiency January-August 2015 Fonte: Drilling Info, 2015 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 poços 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 entre 1,8 e 2 poços.