Energy Security Insight Novembro de 2015—1

Os perigos da sobre-abundância petrolífera

Rússia diversifica gasodutos

Estatísticas em foco

com o apoio de Knowledge Partner

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 petro-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

Fonte: FMI, MENA Economic Outlook, 2015

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-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.

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

Pipeline Turkish Stream

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