FLAD ENERGY SECURITY PERSPECTIVES – Edição 2015

Em parceria com
ANUÁRIO
Ano 1
Outubro 2015
ENERGY SECURITY
PERSPECTIVES
2015
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FICHA TÉCNICA
Programa FLAD Segurança Energética
FLAD Energy Security Program
Rua do Sacramento a Lapa, 21
1249-090 LISBOA
Tel: (351) 21 393 58 00
Ruben Eiras
Director Programa FLAD Segurança Energética
E-mail: [email protected]
www.flad.pt
Equipa Programa FLAD Segurança Energética
Adriano Granadeiro
Pedro Louro
Ricardo Leite
Colaboração da Direção Geral de Energia e Geologia
Jeronimo Meira da Cunha
Imagens: iStockPhoto
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O que é Segurança Energética?
A Agência Internacional de Energia (AIE) define a
segurança energética como «uma disponibilidade
física ininterrupta por um preço que é acessível,
respeitando as preocupações ambientais»
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Índice
Aliados pela Segurança Energética …………………………………………………………………………………………………………………………..4
Prof. Vasco Rato, Presidente da FLAD
Na era dos ‘cisnes negros’ energéticos …………………………………………………………………………………………………………………….5
Prof. Doutor Ruben Eiras, Diretor do Programa Segurança Energética FLAD
Secção Wide Perspectives ………………………………………………………………………………………………………………………………….6
Enquadramento: A nova ordem da geopolítica mundial do petróleo e gás ………………………………………………………...7
Petróleo, Gás Natural e Energias Renováveis …………………………………………………………………………………………………...10
EUA: O produtor petrolífero resiliente……………………………………………………………………………………………………………...19
Brasil: O desafio das águas profundas ………………………………………………………………………………………………………………22
Angola: Em compasso estratégico……………………………………………………………………………………………………………………..24
Moçambique: 2020: o ano-chave ……………………………………………………………………………………………………………………...25
Portugal: A centralidade potencial como hub de gás natural …………………………………………………………………………..25
Secção Low Carbon Perspectives…………………………………………………………………………………………………………………….28
Segurança Energética de Baixo Carbono: uma política sustentável e pragmática…………………………………………….29
Secção Experts Perspectives ……………………………………………………………………………………………………………………………34
The changing dynamics of energy security ……………………………………………………………………………………………………...35
Prof. Michael T. Klare, Director Five College Program in Peace and World Security Studies, Hampshire College in Amherst,
Massachusetts
NATO and Energy Security ……………………………………………………………………………………………………………………………..45
Michael Ruhle, Head, Energy Security Section, NATO Emerging Security Challenges Division
European energy security and the role of Portuguese speaking countries ……………………………………………………..48
Prof. Tim Boersma, Acting Director of the Energy Security and Climate Initiative of the Brookings Institution
Angola: Time to shift gears?...................................................................................................................................................................50
Dr. Ricardo Silva e Dra. Sara Frazão, Miranda&Associados
The Atlantic Council’s Eurasian Energy Futures Initiative……………………………………………………………………………….53
David Koranyi, Director of the Atlantic Council’s Eurasian Energy Futures Initiative
O papel que Portugal pode desempenhar na segurança energética europeia ………………………………………………...55
Dr. Carlos Almeida, Director Geral Direçao-Geral de Energia e Geologia
Energia no mundo: A União da Energia e o início de um novo ciclo………………………………………………………………….57
Prof. Doutor Carlos Zorrinho, Eurodeputado. Membro efetivo do Comité de Indústria, Telecomunicações, Investigação e
Energia do Parlamento Europeu e Membro suplente do Comité de Ambiente, Saúde e Segurança Alimentar
A inovação como prioridade na gestão dos ciclos do preço do petróleo…………………………………………………………..59
Prof. Doutor Amilcar Soares, Professor no Instituto Superior Técnico - CERENA
Anexos Estatísticos: Balanço Energético EUA e CPLP……………………………………………………………………………………….61
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Aliados pela Segurança Energética
A
segurança energetica e, sem sombra de duvida, um dos temas estrategicos do espaço atlantico, como tambem das relaçoes entre os Estados Unidos e o espaço lusofono.
Com efeito, a simultaneidade de dois eventos geopolíticos que se reforçam mutuamente esta a transformar o Atlantico num corredor energetico
crítico para a economia global. Por um lado, devido aos diversos cortes de fornecimento a Ucrania pela Gazprom, e a anexaçao da Crimeia pela Russia, a dependencia extrema do fornecimento de gas de Moscovo em alguns Estados
membros da UE criou a necessidade de gerar soluçoes para aumentar a segurança europeia do gas natural.
Vasco Rato
Presidente da FLAD
Presidência
«O espaço
lusófono tem
potencial de
geração de
contributos
positivos
para a
segurança
energética
do Atlântico,
em sinergia
com os EUA»
Por outro lado, os EUA tornar-se-ao exportadores líquidos de gas natural ainda
nesta decada, facto relevante para a Uniao Europeia, que, no actual contexto de
tensao com a Russia, podera encontrar no seu aliado norte-americano uma alternativa fiavel as importaçoes russas.
Neste quadro estrategico, o espaço lusofono surge com potencial de geraçao de
contributos positivos para o reforço da segurança energetica e do espaço
Atlantico.
Senao vejamos. A posiçao geoestrategica de Portugal, numa perspectiva integrada na Península Iberica, confere ao país o potencial de se tornar um importante de hub de recepçao e expediçao de gas natural liquefeito proveniente dos
EUA para o mercado da Europa Central.
Como demonstrou a investigaçao realizada pelo Programa Segurança Energetica FLAD, e recentemente reforçada pela Agencia Internacional de Energia, se
existirem novas interligaçoes e linhas físicas, sera possível criar um corredor
no Sudoeste Europeu que beneficiara a segurança energetica dos nossos parceiros europeus.
E se a este dado potencial adicionarmos o facto de Moçambique, Angola e Brasil se tornarem exportadores de gas natural no final desta decada, e de existirem empresas norte-americanas e portuguesas a operarem neste sector naquele conjunto de países, constatamos a emergente importancia geoestrategica
das relaçoes entre os EUA e o espaço lusofono para a segurança energetica
atlantica.
Mas esta segurança energetica tambem de ser ambientalmente sustentavel,
devido as limitaçoes impostas pelo impacto das emissoes de dioxido de carbono (CO2) no agravar das alteraçoes climaticas, como alerta e bem Michael Klare no seu artigo nesta primeira ediçao do FLAD Energy Security Perspectives, o
anuario do Programa Segurança Energetica FLAD.
Neste sentido, contribuímos para o debate deste tema com a divulgaçao do
«Low Carbon Energy Security Navigator» na presente publicaçao, uma metodologia de analise pioneira e exploratoria da relaçao entre a segurança energetica e o desempenho das energias de baixo carbono, aplicadas pela primeira
vez aos EUA, Portugal, Brasil, Angola e Moçambique.
E este o princípio orientador do Programa Segurança Energetica FLAD: dinamizar iniciativas que criem um debate informado e criador de políticas publicas que cimentem as relaçoes luso-americanas na concretizaçao de acçoes que
solidifiquem a segurança da energia para um desenvolvimento sustentavel.
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Na era dos ‘cisnes negros’ energéticos
O
ano de 2015 foi mais um no qual imperou «os cisnes negros», com a volatilidade nos mercados energeticos em virtude do choque de abundancia petrolífera provocada pela inovaçao tecnologica norte-americana do shale oil e
do shale gas, os hidrocarbonetos nao-convencionais.
Com efeito, os produtores norte-americanos demonstraram uma resiliencia assinalavel
face ao contra-ataque da OPEP, liderado pela Arabia Saudita, em nao baixar a produçao
para conduzir o preço do barril a uma queda que inviabilizasse economicamente a nascente industria nos EUA.
Ruben Eiras
Diretor do
Programa FLAD
Segurança Energética
Com efeito, conseguiram manobrar e concentraram a sua atividade nos poços com maior
produtividade e aceleraram a curva de aprendizagem tecnologica. O resultado e que embora os EUA ja tenham abrandado, continuam a produzir, e somente as empresas com alavancagem excessiva e que faliram. Ou seja, os EUA passaram a participar na formaçao do
preço do barril a par da OPEP.
Num contexto de incerteza e preço baixo, o desafio para as regioes com custos de produ-
Editorial
çao mais elevados, como no caso dos países produtores CPLP, centra-se mais do que nunca na inovaçao e na excelencia da eficiencia operacional para assim viabilizar de forma
sustentavel o sector. Contudo, mesmo num cenario deflacionario do preço do barril, os
investimentos no aumento da capacidade do GNL, como tambem nas renovaveis continuaram a crescer. As forças da diversificaçao das fontes, bem como da sua descarbonizaçao
sao dinamicas que se consolidaram nas políticas de segurança energetica dos países.
E neste quadro que surge a primeira ediçao do FLAD Energy Security Perspectives, a publicaçao anual do Programa FLAD Segurança Energetica. O seu objetivo e contribuir para
uma visao de conjunto das relaçoes energeticas entre os EUA e o espaço lusofono, naquilo
que e a envolvente da segurança energetica.
Para o efeito, o FLAD Energy Security Perspectives inicia com um enquadramento da das
principais tendencias e forças que estao a moldar a dinamica de poder da segurança energetica global. A seguir, sao focadas as principais tendenciasno petroleo e gas natural nos
EUA, Portugal e nos paises lusofonos com um papel relevante nos mercados energeticos
globais, a saber, Brasil, Angola e Moçambique.
Para analisar a relaçao entre a segurança energetica e movimento de descarbonizaçao do
sistema, e divulgado pela primeira o «Low Carbon Energy Security Navigator» para os
EUA, Portugal, Brasil, Angola e Moçambique. Por fim, na secçao «Expert Perspectives», o
leitor podera excelentes artigos de diversos especialistas de renome, dos quais se destacam Michael T. Klare, um academico reconhecido na segurança energetica, e Michael Ruhle, diretor para a Segurança Energetica da NATO. Boa leitura!
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Wide
Perspectives
Section
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ENQUADRAMENTO
A nova ordem da geopolítica mundial do petróleo e gás
Fonte: Programa Segurança Energética FLAD, 2015
O
s geografos organizam a visao do mundo em regioes compartimentadas para assim caracterizar zonas espaciais que se distinguem umas das outras. Contudo, estas divisoes nao constituem imagens verdadeiras da
realidade, porque estao dependentes da valorizaçao que o observador faz deste ou daquele factor caracterizador.
Para o Energy Security Perspectives FLAD 2015, a fim de definir o contexto geopolítico da segurança energetica dos
EUA e de alguns países da CPLP, procedeu-se a uma compartimentaçao do mundo com base numa unica característica
geopolítica estruturante da dinamica de poder: o recurso energetico petroleo e gas.
A compartimentaçao do mundo apresentada tem como base o modelo teorico de Saul Cohen (1973 e 2003), estando
dividido segundo a tipologia dominante de hidrocarbonetos existente em cada agrupamento regional. Sao distinguidos
dois tipos de regioes:

As regioes geoestrategicas, uma extensao espacial com significado global (no presente caso, no domínio do petroleo e gas), suficientemente ampla para possuir características e funçoes que tenham influencia mundial [na oferta
mundial de hidrocarbonetos], expressao das inter-relaçoes existentes numa vasta parte do mundo, analisado em
termos de localizaçao, circulaçao, comercio e orientaçoes político-ideologicas

As regioes geoeconomicas, que tem extensoes regionais, sendo uma subdivisao da regiao geoestrategicas. Expressa a unidade de características geograficas [relativas a dependencia ou auto-suficiencia de hidrocarbonetos]. A
contiguidade de posiçao e a complementaridade dos seus recursos sao sinais especialmente diferenciadores da
regiao geoeconomica.
Verificamos nesta divisao dois grandes espaços, duas grandes regioes geoestrategicas: a do Mundo Petrolífero NaoConvencional (onde sao dominantes as fontes fosseis e tecnologias de extracçao nao-convencionais) e a do Mundo Petrolífero Convencional (onde sao dominantes as fontes fosseis e tecnologias convencionais).
A regiao geoestrategica do Mundo Petrolífero Nao-Convencional compreende as Americas, a Africa subsaariana e Australia. E uma regiao praticamente coincidente com a do Mundo Marítimo Dependente do Comercio de Cohen (1973 e
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2003). Abrange os oceanos Atlantico, Indico e o Pacífico.
As recentes descobertas de fontes de hidrocarbonetos nao-convencionais estao a transformar este agrupamento regional de um conjunto de dependentes de petroleo e gas para um conjunto de regioes auto-suficientes e exportadoras
petrolíferas. Esta regiao geoestrategica ja e responsavel por 30% da produçao mundial de petroleo e gas proveniente
da exploraçao marítima em aguas profundas e ultra-profundas e detera 25% das reservas de gas natural do mundo,
devido a fonte do gas de xisto (vulgo shale gas).
A sua transformaçao em regiao produtora com escala mundial nao so gerara uma profunda reconfiguraçao das rotas
comerciais, mas tambem da presente teia mundial de interdependencias energeticas.
Sendo o Atlantico Norte uma das maiores zonas mundiais de grande trafego comercial, estas novas descobertas provavelmente criarao novas rotas de transporte de hidrocarbonetos nao so no Atlantico Norte, mas tambem no Sul, no Indico e no Pacífico para as regioes dependentes de hidrocarbonetos, reconfigurando a presente teia mundial de interdependencias energeticas, aumentando, por exemplo, a importancia do Gas Natural Liquefeito (GNL), transportado por
mar, mitigando a dependencia do gas transportado por gasoduto.
A Regiao Geoestrategica do Mundo Petrolífero Convencional e composta por duas regioes geoeconomicas produtoras e
duas regioes geoeconomicas dependentes de petroleo externo. Sao as regioes coincidentes as do Heartland, Europa
Marítima, Asia Marítima e Shatterbelt do Medio Oriente de Cohen (1973 e 2003).
As duas regioes geoeconomicas produtoras de petroleo sao:
 O Heartland Petrolífero, constituído pela Russia e os produtores do Mar Caspio. O nucleo desta regiao e a
Russia, um dos tres maiores produtores de petroleo e gas do mundo. Constituindo o Coraçao Continental
(Heartland) do continente Eurasiatica, o seu poder energetico assenta sobretudo na distribuiçao terrestre do
gas para as duas regioes geoeconomicas petro-dependentes: o Bloco Asiatico Petro-dependente e o Bloco
Europeu Marítimo Petro-dependente. Especialmente sobre este ultimo, a Russia exerce uma forte dependencia energetica, utilizando essa força como poder repressivo como arma política sobre países transito do gas
natural para a Europa, como por exemplo, a Ucrania.
A Russia concluiu o Nordstream, o gasoduto que fornece a Alemanha via Baltico. E tem projetado a construçao do Turskish Stream, via Mar Negro e Turquia. Existem diversos projetos de gasodutos alternativos patrocinados pela UE para transporte de gas dos países do Caspio. Esta tambem prevista a construçao de gasodutos para transporte do gas natural russo e dos países produtores do Caspio para a China e India. Esta regiao e
maioritariamente constituída por regimes autoritarios, com risco geopolítico moderado ou elevado.
 O Shatterbelt Petrolífero, constituído na maioria por países da OPEP (Medio Oriente e Norte de Africa). E
uma regiao geoeconomica especial, porque, segundo Cohen (2003), e uma cintura fragmentada: «grande regiao estrategicamente situada, ocupada por um certo numero de Estados em conflito e refem dos interesses
opostos de grandes potencias contíguas». Portanto, e uma zona de constante perturbaçao geopolítica. No
conjunto, ainda exercem um forte poder sobre a oferta mundial de petroleo e gas disponível e a formaçao do
preço do barril de petroleo. Alem disso, ainda exercem um forte condicionamento no transporte marítimo de
petroleo, ja que mais de 60% tem de passar pelos chokepoints do Estreito de Ormuz, Golfo de Aden e Canal
do Suez, zonas afetadas por constante conflitualidade e ataques de pirataria. O Shatterbelt Petrolífero e o
fornecedor estrategico de petroleo do Bloco Europeu Marítimo Petro-dependente e cada vez mais do Bloco
Asiatico Petro-dependente, e cada vez menos da zona do Novo Petroleo Ocidental. Com efeito, os EUA, tornaram-se em 2014 os maiores produtores de petroleo e gas do mundo, sendo prevista a sua auto-suficiencia
em 2020. Se a esta tendencia juntarmos a produçao da regiao do Novo Petroleo Marítimo, verificamos que o
atual poder mundial do Shatterbelt Petrolífero, como do Heartland Petrolífero ve -se desafiado pelo Mundo
Petrolífero Nao-Convencional.
Por outro lado, as duas grandes regioes geoeconomicas dependentes do fornecimento externo de petroleo sao:
 A Europa Marítima Petro-dependente, com uma elevada dependencia fornecimento de gas da Russia (como ja
mencionado), dos fornecedores do Mar Caspio, Medio Oriente e Norte de Africa. A exceçao da Escocia e da
Noruega, produtores excedentarios de petroleo e gas no Mar do Norte, o Bloco Europeu Marítimo Petrodependente e extremamente dependente de fornecedores localizados no Shatterbelt Petrolífero e no Heartland Petrolífero. Embora com perspetivas de produçao petrolífera no Mediterraneo Oriental, a oposiçao política e publica europeias a exploraçao do gas de xisto, e as limitaçoes da produçao baseada em energias renovaveis, anteveem que a Europa manter-se-a exposta em elevado grau ao fornecimento externo de hidrocarbonetos. A ascensao das regioes do Novo Petroleo Marítimo e do Novo Petroleo Ocidental abrirao novas perspetivas nao so de diversificaçao de fornecimento, mas tambem de oportunidades de cooperaçao na inovaçao
tecnologica a nível da geologia e engenharia que permitirao desbravar fontes alternativas de combustíveis
fosseis.
 O Bloco Asiatico Petro-dependente, com destaque para a crescente consumo da India e da China. Com efeito,
esta ultima tornou-se o maior importador mundial de petroleo em Setembro de 2013, tomando o lugar que
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os EUA ocupavam ha quatro decadas, desde o 1º Choque Petrolífero. Igualmente crescentemente dependente do Shatterbelt Petrolífero e do Heartland Petrolífero, o Bloco Asiatico Petro-dependente testa a diversificar a sua captaçao de reservas para as regioes do Novo Petroleo Marítimo e do Novo Petroleo Austral. A China e a India tem estado muito ativas na entrada na exploraçao no Indico (Moçambique, Tanzania e Quenia),
na Africa Ocidental (Angola) e no Brasil. Quanto a este ultimo, tem revelado alguma apreensao a crescente
presença das estatais chinesas (Sinopec, CNOOC) no pre -sal brasileiro, manifestando receios de domínio da
China na exploraçao petrolífera, em concorrencia com a Petrobras. Atente-se que recentemente o Brasil fez
questao de «plantar» a Bandeira da Naçao na plataforma continental do pres-sal. Por sua vez, a China tem
aumentado cada vez a sua presença ativa no Shatterbelt Petrolífero, com destaque para a preponderancia
crescente no Iraque. Entretanto, dada a avidez de petroleo e gas do Bloco Asiatico Petro-dependente, e tambem expectavel que se tornem um dos grandes importadores da regiao Novo Petroleo Ocidental. Portanto, o
Bloco Asiatico Petro-dependente sera, de certa forma, um competidor ou um cooperante do Bloco Europeu
Marítimo Petro-dependente no acesso a reservas de hidrocarbonetos.
Por sua vez, a Regiao Geoestrategica Mundo Petrolífero Nao-Convencional e composta maioritariamente por democracias estaveis e relativamente estaveis, de baixo ou moderado risco geopolítico, conforme os dados do Worldwide Governance Indicators, do World Bank. Nesta regiao, uma parte importante das reservas petrolíferas tem a particularidade de estarem localizadas no territorio e em países costeiros, ou totalmente rodeados por mar (Australia). No limite,
estamos perante um mundo marítimo dos hidrocarbonetos.
A regiao geoestrategica do Mundo Petrolífero Nao-Convencional subdivide-se em tres regioes geoeconomicas produtoras petrolíferas, cada uma com o seu nucleo:

A do Novo Petroleo Ocidental, composta pelos EUA e Canada. O nucleo desta regiao geoeconomica e os EUA,
dado o enorme poder energetico baseado nas recentes reservas de gas e petroleo de xisto (nao convencionais), possibilitadas pela inovaçao tecnologica, que assegurarao a autossuficiencia energetica em 2020, passando assim de maior importador de petroleo mundial para um dos tres maiores produtores, segundo as
previsoes da Energy Information Administration.
O Canada e um fornecedor importante de petroleo baseado nas areias betuminosas. As previsoes apontam
para importantes reservas de petroleo e gas de xisto na tambem na Argentina (America do Sul). Esta regiao
esta localizada, do lado Atlantico, junto a uma regiao dependente de petroleo (Bloco Europeu Marítimo Petro-dependente), e do lado Pacífico tambem podera fornecer, por via marítima, o Bloco Asiatico Petrodependente. Com efeito, neste momento, encontra-se prevista a construçao de 17 terminais de GNL nas duas costas dos EUA, com a finalidade de exportar este hidrocarboneto.
E previsível assim a criaçao de duas novas rotas comerciais marítimas gasíferas. Alem disso, os EUA estao a
aproveitar a nova abundancia de petroleo e gas nao so para se reindustrializarem, mas tambem para exportar a tecnologia de exploraçao de hidrocarbonetos nao-convencionais, utilizando o seu poder científicotecnologico para diminuir a influencia geoeconomica russa baseada no fornecimento de gas natural. Por
exemplo, a China, potencial detentora de reservas significativas de shale gas e um dos principais dependentes da Russia, ja esta a desenvolver cooperaçao com os EUA para a exploraçao daquela fonte energetica.

A do Novo Petroleo Austral, composta pela Australia, sendo esta o seu nucleo. A sua importancia prende-se
com as enormes reservas existentes de petroleo e gas de xisto. Localizado no sul da Asia-Pacífico, rodeado
por mar, o continente australiano posiciona-se, a medio prazo, como um importante fornecedor de petroleo
e gas para o Bloco Asiatico Petro-dependente.

A do Novo Petroleo Marítimo, composta pelas Caraíbas, parte dos EUA (Golfo do Mexico), America Central
(Mexico), Brasil e Africa Subsaariana, Ocidental e Oriental. O nucleo desta regiao geoeconomica e o Brasil,
que ja e praticamente autossuficiente energeticamente devido as gigantescas reservas de hidrocarbonetos
localizadas nas aguas profundas e ultra-profundas, a qual tambem e classificada como nao convencional
devido a formaçao geologica onde se encontra (pre -sal) e a tecnologia inovadora utilizada na sua extraçao,
criada pela Petrobras em conjunto com as empresas de serviços de petroleo e gas (OFS). A Petrobras tem
como um dos seus objectivos exportar esta tecnologia para a exploraçao do pre -sal da Africa Ocidental, dado que os dois continentes partilham a mesma plataforma continental. Portanto, o elemento científicotecnologico e estrategico para a projeçao do poder brasileiro na sua zona de influencia do Atlantico Sul.
Convem referir que 50% das novas descobertas de hidrocarbonetos realizadas na ultima decada estao localizadas na
regiao geoeconomica do Novo Petroleo Marítimo, em países de língua portuguesa (Brasil 25%, Moçambique 20% e
Angola 5%). Moçambique destaca-se por possuir uma das maiores reservas de gas natural do mundo, sendo considerado um «2º Qatar». Alem do Brasil, no Atlantico Sul, esta regiao integra os dois maiores produtores africanos subsaarianos de petroleo (Angola e Nigeria) e um dos maiores produtores africanos de gas natural (Guine Equatorial). Sendo
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assim, a regiao do Novo Petroleo Marítimo posiciona-se como uma das principais fornecedoras, no Atlantico, do Bloco
Europeu Marítimo Petro-dependente, mas tambem do Bloco Asiatico Petro-dependente, nao so por via do Indico, mas
tambem do Atlantico Sul. Com efeito, as empresas estatais chinesas tem realizado aquisiçoes agressivas de reservas de
hidrocarbonetos na Africa Subsaariana, no Atlantico Sul brasileiro, angolano e nigeriano e no Indico moçambicano.
Tendo entao como enquadramento o modelo de dinamica de poder geopolítico da segurança energetica global ja exposto, a partir da analise dos relatorios da AIE, EIA e BP Energy Outlook, e apresentada nas proximas duas secçoes
uma sumarizaçao das principais tendencias geoeconomicas que afetam a segurança do petroleo, gas e energias renovaveis, o grupo de países produtores do espaços luso-americano (EUA Brasil, Angola e Moçambique) e, neste contexto,
a funçao estrategica que Portugal podera desempenhar.
GRANDES TENDÊNCIAS
Petróleo, Gás Natural e Energias Renováveis
Petróleo
Tendência 1 - Petróleo: uma energia em substituição
A economia global, reformulada pela revoluçao da tecnologia da informaçao, tornou-se geralmente menos intensiva em combustível líquido. As preocupaçoes com as alteraçoes climaticas estao na agenda da reformulaçao das
políticas energeticas.
A globalizaçao do mercado de gas natural, juntamente com reduçoes acentuadas no seu custo e a disponibilidade
de energia renovavel, faz com que o petroleo esteja a enfrentar um nível de concorrencia inter-combustível que
teria parecido inimaginavel ha alguns anos atras.
O facto de que a economia global se ter tornado menos intensiva em petroleo do que no passado, juntamente com
o seu papel cada vez menor no mix de combustível, pode amortecer o impacto da procura por preços mais baixos.
A reorientaçao da China da industria pesada e das exportaçoes para uma economia mais orientada para o consumidor coloca um freio sobre o que tinha sido o motor principal do crescimento mundial da procura de petroleo nos
ultimos 15 anos.
Pequim esta a esforçar-se para corrigir os graves problemas de poluiçao atmosferica atraves de ganhos de eficiencia e de uso de combustíveis com uma combustao mais limpa.
As energias renovaveis e o gas natural sao fontes cada vez mais competitivas em preço face ao petroleo e o carvao
nos mercados emergentes. E continuarao a substituir - direta ou indiretamente - o consumo de petroleo. Na procura de petroleo dos países nao pertencentes a OCDE so e esperado um crescimento de 1.19 mb/d em 2020, muito
menos do que a sua taxa historica de crescimento.
Tendência 2 - Oferta a crescer, mas menos do que o previsto
Depois de anos de relativa estabilidade, com a alta de recordes de preço, o mercado de petroleo entrou em colapso
em cerca de 60% a partir de junho de 2014, em que o Brent se situava acima de USD 115 / bbl para se situar nos
US $ 46/bbl em janeiro de 2015.
O West Texas Intermediate (WTI) sofreu declínios semelhantes. A queda veio na esteira de uma desaceleraçao
acentuada do crescimento da procura - com ganhos de apenas 0,3 mb/d em 2014. Esta tendencia ganhou impulso
por volta de outubro de 2014, com o Brent caindo mais de USD 5 / bbl num unico dia, a 27 de novembro, quando a
OPEP surpreendeu o mercado, mantendo sua meta de produçao inalterada face a queda das receitas e ao aumento
do fornecimento nao-OPEP.
Os preços caíram mais ainda em Dezembro e durante a maior parte de janeiro de 2015, mas na ultima parte do
mes estabilizou antes de recuperar para acima de US $ 50/bbl no início de fevereiro. E assim se tem mantido no
intervalo entre os $40 e $60/bbl.
Este comportamento dos preços sugere que os agentes esperam que o mercado recupere um pouco, uma vez que
reequilibrara devido aos cortes no investimento do ‘upstream’. Apesar da melhoria, o mercado nao parece estar a
espera de subidas de preços no curto prazo, dado que as expectativas foram diminuídasdas significativamente.
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Por isso, o crescimento da capacidade de oferta devera ser significativamente menor do que o esperado em 2020,
dado que os preços mais baixos do barril estao a conduzir ao corte de investimentos na exploraçao e produçao petrolífera. Apesar de uma queda nos preços do petroleo de mais de 50%, no entanto, segundo a AIE, a capacidade global ainda devera aumentar para 103,2 mb/d nos proximos seis anos, originando um ganho de 5.2 mb/d.
Tendência 3 – Consolidação das fontes Não-OPEP e não-convencionais dos EUA
Dois terços desse crescimento provirao dos produtores fora da OPEP. Apesar da política declarada da OPEP de defender a quota de mercado, somente e projectado um ganho da sua propria capacidade bruta na ordem de 1,2 mb/d,
ou seja, uma media de 200 kb/d por ano.
De acordo com as previsoes da AIE e de outras entidades internacionais, o Iraque respondera sozinho por quase
todo o incremento, com os outros produtores a reduzir os gastos, envolvidos na luta dos preços baixos. A oferta naoOPEP tem prevista a chegada aos 60 mb/d em 2020, com o crescimento a desacelerar para uma media anual de 570
kb/d. Essa taxa de crescimento e muito inferior aos ganhos recorde de 1,9 mb/d em 2014, e abaixo de uma media de
1 Mb/d em 2008-13.
Por sua vez, as projecçoes da AIE, da EIA e da Rystad Energy apontam que produçao nao-convencional dos EUA devera manter-se como uma fonte líder da oferta incremental, com o crescimento desacelerando inicialmente, mas
rapidamente recuperando o ímpeto mais tarde, trazendo a produçao cerca de 5.2 mb/d em 2020.
Em consequencia da baixa de preços, serao alvo de corte projetos de alto custo nas aguas profundas na Africa Ocidental e em outros locais, bem como o foco na extracçao do maximo de barris possível dos atuais campos de produçao, resultando em taxas de declínio mais rapido no futuro. Portanto, a produçao nao-convencional norte-americana
se aproximara ainda mais da oferta total do que se pensava anteriormente.
Tendência 4 – O novo equilíbrio do mercado petrolífero passa pelos EUA
A produçao de petroleo nao-convencional dos EUA tambem parece destinada a destacar-se pela sua capacidade de
resposta face a preços mais baixos. Os seus curtos ciclos de ‘payback’, as taxas de declínio rapido e as necessidades
mais baixas de investimento tornam este tipo de petroleo mais elastico ao preço do que o petroleo bruto convencional.
Apesar das quedas de preços ja terem causado uma descida abrupta do numero de sondas, esta preparado o terreno
para uma resposta da oferta significativamente mais rapida do que seria normalmente esperado por parte dos produtores de petroleo bruto convencional.
O movimento historico da OPEP, que se absteve de cortar na produçao na sua reuniao de novembro 2014, tornou o
shale oil dos EUA num fator de equilíbrio crítico. Embora exista precedentes para o grupo produtor deixar a outros
o equilíbrio do mercado, e preciso remontar a 1986 para um exemplo desse genero.
Nessa altura, depois de alcançar níveis recordes no início da decada de 1980, os preços começaram a enfraquecer,
antes de colapsar em 1986, respondendo a um grande excesso de petroleo no mercado. A quota da OPEP no mercado petrolífero desceu pesadamente e a sua receita total de petroleo caiu abaixo de um terço dos picos anteriores,
causando graves dificuldades economicas para muitos países membros.
Os preços recuperaram na parte final da decada, mas para cerca de metade dos níveis da primeira metade e a quota
da OPEP na produçao mundial começou lentamente a recuperar. Este movimento foi acompanhado pela introduçao
por parte da OPEP de um limite maximo na sua produçao, repartido entre os países membros e um cabaz de referencia para os preços. Em simultaneo, foram realizados progressos significativos no dialogo e a cooperaçao OPEP Nao-OPEP, visto como essencial para a estabilidade do mercado e de preços ‘justos’. Foi tambem nesta altura que as
questoes ambientais surgiram na agenda internacional de energia.
Portanto, uma consequencia inesperada da actual revoluçao da oferta norte-americana e, assim, a mudança dos papeis tradicionais dos grupos OPEP e nao-OPEP.
Dado que a oferta nao-OPEP se tornou muito mais reativa a elasticidade de preços do que no passado, a procura tem
-se tornado significativamente mais inelastica.
Como ja referido, uma das consequencias da revoluçao oferta norte-americana e que a elevada elasticidade ao preço
presumido do crude nao-convencional norte-americano - que ja constitui de longe a maior fonte de abastecimento
incremento global - transformou estruturalmente os ajustamentos de mercado.
A correcçao de preços fara com que o crescimento da oferta americana marque uma pausa: nao vai colocar-lhe um
fim. Embora as estimativas da sua produçao tenham diminuído, no entanto ainda liderara o crescimento da oferta
mundial por ampla margem em 2020, com a previsao de ganhos na ordem de 3,0 mb/d.
Outras fontes de fornecimento nao-OPEP serao muito mais prejudicadas pela redefiniçao de preço: a Russia sera a
mais afetada, agora projetada para uma contraçao acima de 0,5 mb/d em 2020, face a anteriores projeçoes de pequeno crescimento.
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Por outro lado, os grandes obstaculos que o Iraque enfrenta - o duplo desafio de uma queda dos preços do petroleo e
a insurgencia do Estado Islamico - nao conseguiram ate agora retardar o seu crescimento de produçao, o qual em Dezembro de 2014, desafiando as expectativas, tinha subido para uma media mensal de 3,7 mb/d, a mais elevada em 35
anos.
Para a maioria dos países importadores de petroleo, os benefícios do aumento da renda disponível e de menores custos de produçao industrial serao parcialmente anulados por problemas subjacentes da envolvente economica. Em
diversas das grandes economias da OCDE, a queda dos preços podera alimentar expectativas deflacionistas, aumentando os racios de poupança e, nesse sentido, exacerbando as pressoes descendentes sobre a economia.
Em muitos casos, as moedas mais fracas irao diminuir o impacto do declínio dos preços do petroleo denominados em
dolares, enquanto os governos poderao tirar proveito dos preços internacionais do petroleo para reduzir programas
de subsídios dispendiosos. Mas os consumidores finais poderao nao obter tanto alívio financeiro como esperariam.
Tendência 6 – Alta sensibilidade ao risco geopolítico no abastecimento
O risco político do fornecimento permanecera extraordinariamente elevado nos proximos anos, apos anos de rupturas cronicas nas regioes petrolíferas do Medio-Oriente e do Norte da Africa. Os preços mais baixos do petroleo podem
aumentar o risco de disturbios políticos em países onde a despesa social exige receitas altas derivadas da exportaçao
de petroleo. Alem disso, os amortecedores fiscais serao insuficientes para compensar o deficit resultante.
Paralelamente, os ganhos territoriais e a cada vez maior agressividade por parte de grupos terroristas tambem representa uma ameaça para segurança do abastecimento, sobretudo no Iraque.
Mas os preços baixos tambem podem mitiga -lo. Para os países produtores, a menor exportaçao e as menores receitas
fiscais constituem um incentivo para maximizar a produçao e estimular o seu crescimento, numa tentativa de recuperar no volume vendido as perdas economicas por barril. Os ciclos de preço baixo normalmente levam os países produtores a suavizar as políticas nacionalistas de recursos e, portanto, pode, em alguns aspectos, pelo menos, aliviar alguns obstaculos a oferta.
No entanto, nos proximos anos, o mercado mundial de petroleo esta no caminho para começar um novo capítulo da
sua historia, com uma mudança acentuada da dinamica da sua procura, com alteraçoes radicais no comercio e na oferta do produto, com funçoes dramaticamente diferentes para a OPEP e os produtores nao-OPEP na regulaçao do abastecimento a montante. Esse capítulo, sem duvida nao sera o ultimo e o mercado de petroleo e industria vai continuar a
reinventar-se. Mas sera profundamente diferente de tudo o que tinha sido conhecido ate agora.
Tendência 7 – Excesso de capacidade na refinação
O resultado líquido dessas mudanças a montante e a jusante sera uma mudança contínua do mercado global de produtos fabricados a partir de petroleo bruto, com a contraçao e fragmentaçao nos mercados de crude contrastando
com a expansao e a globalizaçao dos mercados de produtos. Portanto, irao surgir novas formas de interdependencia
entre exportadores e importadores de petroleo.
O esvaziamento da industria de refinaçao europeia no meio da crescente concorrencia da America do Norte, India,
China, Russia e Medio-Oriente vai deixar a Europa cada vez mais dependente de importaçao para suprir as suas necessidades de meios-destilados: mesmo ja com os atuais exigentes padroes de enxofre para os combustíveis de banca,
a tendencia e para o aumento dramatico desses requisitos.
A China e o Medio-Oriente, por sua vez, irao cercar a industria de refinaçao europeia. Graças a diminuiçao da procura
bruta e da importaçao na America do Norte e na Europa, os consumidores asiaticos irao desfrutar de um poder de
compra sem precedentes. Mas no papel de exportadores brutos serao forçados a competir de forma mais agressiva.
Enquanto isso, a industria de refinaçao global continua a se reinventar. As expansoes continuarao, com a capacidade a
aumentar em 2020 para 102,1 mb/d anuais. O crescimento sera um pouco mais lento do que o previsto anteriormente, devido ao aumento da procura interna ser mais fraco do que o esperado (como na China). Segundo a AIE, a maior
parte do crescimento da capacidade ocorre a oriente do Suez, com os países emergentes da Asia (incluindo China) na
liderança, seguido pelo Oriente Medio.
Embora o crescimento da capacidade de refinaçao acompanhe de perto o crescimento da procura, na pratica, o seu
excesso de capacidade parece destinado a crescer. Isto porque ate um terço da procura incremental de produto e esperado ser respondido por líquidos que nao utilizam o sistema de refinaçao: líquidos de gas natural, biocombustíveis,
gas-para-líquidos e carvao-para-líquidos.
Como tal, as margens das refinarias deverao permanecer sob pressao, pelo que uma maior racionalizaçao de capacidade nos mercados maduros parece inevitavel.
Tendência 8 – Crescimento do transporte de grande escala
A maior parte do crescimento da frota de petroleiros mundial provira de grandes navios concebidos para proporcionar economias de escala num mercado confinado ao comercio de longo curso. O petroleiro medio tambem esta fican-
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do maior em tamanho dado que a distancia media da viagem tambem cresce, numa tentativa de tornar mais economico o comercio de longa distancia entre a Bacia do Atlantico para a Asia, o qual se encontra em ascensao.
Tendência 9 – Procura com crescimento modesto
A procura global de petroleo esta prevista crescer a uma media de 1,2% ao ano no período que antecede a 2020, uma
diminuiçao significativa face as taxas de crescimento anteriores a crise financeira de 2008-09. Uma combinaçao de
fatores estruturais e conjunturais estao a contrair o crescimento: uma recuperaçao economica mais baixa do que o
esperado e as menores perspectivas de crescimento de longo prazo na maior parte do mundo.
Os declínios acentuados nos preços do petroleo desde junho de 2014 geram efeitos mistos sobre as perspectivas de
crescimento economico em todo o mundo e irao fornecer, na melhor das hipoteses, um impulso modesto para a procura global de petroleo. As expectativas de crescimento da economia global tem sido repetidamente revistas em baixa
nos ultimos meses, apesar de forte queda dos preços, reduzindo as previsoes anteriores de crescimento da procura de
petroleo para o resto da decada em cerca de 1,1 mb/d.
A substituiçao do petroleo pelo gas natural, nuclear, carvao e energias renovaveis na produçao de eletricidade e nos
transportes (sobretudo veículos pesados) em diversas zonas do globo devera reduzir a procura mundial de petroleo
em cerca de 2 mb / d em 2020.
O crescimento da procura chinesa devera abrandar para menos de 300 kb /d anuais em 2020 apos a decisao de Pequim de reorientar a economia para o consumo interno e nao tanto assente nas exportaçoes, ante a media de crescimento de 440 kb/d/ano entre 2009 e 2014.
A economia da Russia ira contrair em 2015-16, impactando severamente a procura domestica, no Caucaso e na Asia
Central. Tendo expandido em cerca de 3,3% ao ano entre 2008-14, a procura da Russia esta projetada para um crescimento medio de 0,5% anual nos proximos seis anos.
O centro de gravidade da procura por petroleo continuara a mover-se para o Oriente. As economias nao membros da
OCDE, impulsionadas pela Asia, ultrapassaram a OCDE, pela primeira vez em 2014. No geral, a Asia, incluindo a OCDE e
os países nao membros da OCDE, substitui as Americas como a maior regiao do mundo consumidora em 2015.
Gás Natural
Tendência 1 – Competitividade preço-ambiente: o binómio do crescimento do gás natural
A procura global de gas natural devera crescer 2% em media entre 2014 e 2020, um ritmo mais lento do que a media
de 2,3% ao longo da ultima decada, com diversos fatores a pesar.
Os ultimos dois anos formaram uma dura realidade para a industria do gas: num mundo em que os custos de carvao e
das energias renovaveis estao em queda livre, e mais difícil ao gas competir com estas fontes. No curto prazo, o baixo
preço atual induzira a uma melhor acessibilidade as importaçoes de gas, gerando um maior consumo com o racional
do país comprador na diversificaçao de risco de dependencias do seu mix energetico, e nao tanto numa relaçao de concorrencia directa com carvao.
Mas, no medio prazo, o quadro torna-se mais complexo. A confiança no gas natural como uma opçao estrategica atrativa no cabaz energetico devera aumentar em grande parte da Asia em desenvolvimento.
Embora as políticas ambientais possam desempenhar um papel importante neste aspecto, estas nao vao fazer o trabalho por si mesmas: a industria do gas deve provar que pode fornecer a preços substancialmente inferiores (ja se situaram nos $18mm/Btu e agora encontram-se nos $7mm/Btu), de forma sustentavel, face aqueles prevalecentes no passado recente.
O crescimento da procura de gas na China desacelerou para um dígito em 2014, uma desaceleraçao substancial de
14%, em media, durante os cinco anos anteriores. Mesmo considerando a desaceleraçao maciça no consumo de energia primaria a ocorrer no país, esta taxa de crescimento ainda e impressionante.
No entanto, o efeito líquido destas transformaçoes e menos claro para o gas natural do que para outros componentes
energeticos. Por um lado, o crescimento economico mais lento e a forte desaceleraçao do aumento do consumo de
energia primaria sao fortes ventos contrarios para o crescimento do gas.
Por outro lado, a intensificaçao contínua da política ambiental da China deve ser amplamente benefica para o gas. Por
isso, os preços de importaçao mais baixos tem o potencial de transformar o gas numa opçao cada vez mais atrativa do
ponto de vista ambiental. Enquanto o fuel (produzido a partir do petroleo) permanece pouco competitivo quando
comparado com o carvao, a diferença de preço entre o carvao e o gas diminuiu sensivelmente, possuindo o potencial
de mudança do equilíbrio entre o custo economico da utilizaçao do gas e dos seus benefícios ambientais.
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So que os preços baixos do petroleo (o preço do gas natural varia em funçao do preço do barril de petroleo) geram
repercussoes sobre os investimentos a montante. As companhias de petroleo e de gas estao a responder ao novo ambiente de mercado, cortando programas de despesas de capital. Os orçamentos para 2015 ja encolheram, mas na ausencia de uma recuperaçao de preços significativa, cortes mais profundos se seguirao.
Com fluxos de caixa espremidos ao maximo, os projetos de baixo retorno serao cancelados. Como resultado, o crescimento na produçao de gas global devera abrandar.
Na Europa, as necessidades de importaçao de GNL irao crescer substancialmente ate 2020, mas poderao ser acomodadas em grande parte atraves de uma maior utilizaçao das instalaçoes existentes. Os projetos iniciados durante
2014/15 e a maioria daqueles que estao sob consideraçao ativa terao como objectivo tratar da segurança do abastecimento de riscos específicos de cada país, em vez de responder a pressao mais ampla do mercado europeu no seu todo.
O crescimento da procura na America Latina, Africa e Oriente Medio sera fortemente afetada pela disponibilidade de
abastecimento. Na America Latina, o crescimento da produçao vai desacelerar acentuadamente em comparaçao com o
passado recente. A regiao sera forçada a confiar mais nas importaçoes para apoiar o crescimento do consumo.
A expansao da capacidade de importaçao da regiao, juntamente com a ampla disponibilidade de gas natural liquefeito
(GNL) a nível mundial devera permitir que a procura da America Latina aumente a uma taxa media anual de 1,7%. Isto
se as condiçoes hídricas do Brasil normalizarem, apesar de 2015 se ter configurado como um terceiro ano consecutivo
de seca severa. Em Africa, a procura de gas devera aumentar a uma media anual de 3%, aproximadamente em linha
com o crescimento registrado nos ultimos seis anos. No Medio-Oriente, o crescimento da procura vai desacelerar em
relaçao ao passado recente, em grande parte devido a uma perspectiva fraca para o Qatar.
Tendência 2 – GNL na encruzilhada do preço
Devido a sua natureza de capital intensivo, a industria de gas natural liquefeito (GNL), enfrenta uma batalha difícil. Os
projetos atualmente em construçao irao entrar em operaçao como planeado, ja que foram incorridos grandes custos
de capital iniciais. No entanto, existem novas fabricas de GNL planeadas. So que hoje os preços de GNL simplesmente
nao cobrem os seus custos de capital.
Varios projetos ja foram cancelados ou adiados e o numero de baixas vai subir se os preços nao recuperarem. As decisoes de investimento finais (FID) tomadas nos proximos 24 meses irao determinar a quantidade de fornecimentos de
GNL incrementais disponíveis no início da proxima decada. Se os preços demasiados baixos atuais persistirem, os mercados de GNL poderao começar a escassear substancialmente em 2020.
Nos proximos dois anos, pelo menos, o mercado de GNL tera que lidar com um grande influxo de novos suprimentos.
As adiçoes de capacidade de exportaçao de GNL globais ao longo de 2020 ascendem a mais de 40% da infra-estrutura
existente de hoje, com quase metade da oferta incrementais on-line em 2016 e 2017.
No curto prazo, a capacidade de resposta dos fornecimentos de GNL aos preços e baixa, pois os custos operacionais sao
uma fracçao do custo total da construçao de uma fabrica. Enquanto os preços sao altos o suficiente para cobrir os custos operacionais e de transporte, as fabricas de GNL serao operadas em plena capacidade, com o objetivo de tentar
recuperar o maximo possível do grande custo inicial.
Neste contexto, os fornecimentos excessivos terao de ser absorvidos atraves de uma resposta orientada para o preço
do lado da procura. Os preços de GNL no mercado asiatico ja reduziram para metade desde 2014 e os contratos de petroleo tambem começaram a cair. A capacidade de resposta ao preço pela procura de gas neste novo ambiente sera
testada.
Tendência 3 – Resiliência e flexibilidade da indústria do gás natural dos EUA
No meio da queda dos preços e dos cortes orçamentais, a industria de gas nos EUA esta a mostrar uma habilidade sem
paralelo para absorver os choques. A produçao de gas dos Estados Unidos aumentou de forma robusta no ano passado
e manteve-se em trajetoria ascendente ate 2015.
Enquanto os fluxos de caixa das empresas estao caindo, os produtores estao a responder por rapidamente «empurrar»
os lucros a jusante. Os custos de serviços ja caíram substancialmente e novas reduçoes sao provaveis, o que devera
atenuar o impacto dos preços baixos do petroleo nos programas de perfuraçao.
No geral, a natureza dinamica e flexível da cadeia de abastecimento de gas dos EUA esta permitindo que a industria se
adapte de forma eficiente as mudanças nas condiçoes de mercado. O crescimento da produçao em areas centrais com
formaçoes prolíficas em gas de xisto esta a comprovar a resiliencia aos baixos preços do petroleo.
Em particular, as perspectivas de produçao para a Bacia Appalachian (uma das mais importantes) permanecem bastante positivas, e se e verdade que a atividade na regiao foi reduzida no início de 2015, esta derivou como resposta a
queda dos preços do gas devido a sua oferta excessiva, do que como consequencia dos preços do petroleo mais baixos.
Tendência 4 – Europa permanecerá dependente da Rússia, pelo menos até 2020
A Estrategia-Quadro da Uniao de Energia lançada pela Comissao Europeia no início deste ano esta bem sintonizada
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com os novos desenvolvimentos na industria do gas natural. O acesso ao abastecimento de gas suficientemente diversificado e uma conectividade infra-estrutural mais forte sao os dois principais pilares da estrategia de gas da Europa.
Foram realizados progressos no reforço da infra-estrutura europeia de gas nos ultimos anos, mas ainda subsistem
substantivos pontos de estrangulamento no sudoeste, sudeste e centro da Europa. Uma conclusao-chave e que a garantia de capacidade de fluxo bidireccional nas principais linhas que ainda nao dispoem desta funcionalidade seria uma
opçao de baixo custo para aproveitar totalmente a opçao GNL, a capacidade de armazenamento existente na Europa,
maximizando as capacidades de produçao domestica em caso de uma emergencia energetica de grande escala.
Face a crise da Ucrania, a Gazprom ja voltou atras na sua posiçao sobre a construçao das linhas de conexao necessarias
atraves do territorio europeu. O Turkish Stream proposto preve um papel diferente para a Gazprom. Os volumes russos seriam entregues a um «hub» de gas recem-criado na fronteira turco-grega, deslocando para os compradores europeus a responsabilidade de construir a infra-estrutura necessaria em falta. A empresa tem ido tao longe a sugerir que
pode parar qualquer transito de gas atraves da Ucrania ate dezembro de 2019.
Enquanto a posiçao da Gazprom, aparentemente, esta a tornar-se mais subtil nos ultimos meses, e as obrigaçoes contratuais existentes faz com que seja improvavel qualquer mudança rapida no ponto de entrega do gas russo, os desenvolvimentos recentes apontam para novos desafios na relaçao entre a Europa e o seu principal fornecedor de gas.
Em 2020, a produçao de gas da OCDE Europa devera situar-se 25% abaixo do seu nível de 2010. A agravar a tendencia
de queda na produçao sera uma recuperaçao moderada da procura. O maior uso de gas no sector da energia para compensar o encerramento de capacidade de geraçao a carvao e um condutor desse aumento da procura.
Em resultado, a necessidade europeia de importaçao de gas vai aumentar em quase um terço entre 2014 e 2020. Com
grandes quantidades de fornecimentos de GNL baratos disponíveis, pelo menos ate 2017, as crescentes necessidades
de importaçao da Europa poderia oferecer uma boa saída para as exportaçoes de GNL. Com efeito, a AIE preve que as
importaçoes de GNL europeias subam para aproximadamente o dobro entre 2014 e 2020.
Mesmo nesse contexto, no entanto, nao esta prevista uma deslocaçao significativa do consumo do gas russo. Os fornecimentos russos para a Europa devem recuperar apos o colapso induzido pelo clima suave de 2014 e, em seguida, permanecerao estaveis num volume anual de 150-160 bcm, numa perspectiva de medio prazo.
Tendência 5 – Comércio global de gás natural será cada vez marítimo
A AIE preve que o comercio de gas Inter-regional ira expandir em 40% entre 2014 e 2020, superando 780 bilhoes de
metros cubicos (bcm) ate 2020. O Gas Natural Liquefeito sera responsavel por 65% do aumento.
Actualmente, o grupo da OCDE Asia representa mais de metade do total das importaçoes de GNL. A Europa e responsavel por 80% das importaçoes de gasodutos inter-regionais. Mas em 2020 os padroes de comercio irao tornar-se mais
diversificados.
Devido a nova infraestrutura que ligara os campos da russos da Siberia a Pequim, a China emergira como um importador de gasoduto cada vez mais importante, respondendo por mais de 25% do comercio por pipeline inter-regional ate
2020. Com o aumento da flexibilidade na importaçao e capacidade de arbitragem entre as importaçoes por gasoduto e
o GNL, a China pode tornar-se num factor de estabilizaçao para o equilíbrio dos mercados regionais.
No que concerne ao GNL, a OCDE Europa, a China e a nao-OCDE Asia irao expandir substancialmente a sua quota de
importaçoes de GNL globais. Em contrapartida, a OCDE Asia vera a sua quota mundial de importaçoes de GNL cair em
mais de 15% entre 2014 e 2020.
Algumas regioes vao sofrer alteraçoes acentuadas nas suas posiçoes líquidas comerciais, refletindo as novas dinamicas
de oferta e procura. A OCDE America ira transformar-se num exportador líquido de gas e nao-OCDE Asia num importador líquido de gas. Ao mesmo tempo, as importaçoes da OCDE Asia-Oceania reduzirao pela metade o comercio intraregional. As importaçoes da China irao aumentar em mais de 2,5 vezes.
Quatro dos 17 novos projetos em construçao no mundo sao unidades Floating liquefied natural gas (FLNG), ou seja,
fabricas de GNL flutuantes em mar. O Prelude FLNG da Shell na Australia foi o primeiro projecto deste tipo no mundo a
tomar a decisao final de investimento em maio de 2011. Desde entao, o FLNG surgiu como uma opçao atraente principalmente para o desenvolvimento de fabricas de pequena escala. Bem como o Prelude, outros tres projetos FLNG estao
em construçao: um no mar da Colombia e dois no mar da Malasia, com uma capacidade de exportaçao que varia entre
0,7 e 2,1 bcm por ano, significativamente menor do que fabricas de GNL convencionais em grande escala.
Tendência 6 – As democracias dominam as novas fontes de GNL
Os acrescentos de capacidade globais de GNL deverao ascender a uns impressionantes 164 bcm entre 2014 e 2020,
90% dos quais serao provenientes dos Estados Unidos e da Australia. A primeira vaga de novos fornecimentos de GNL
chegara ao mercado em 2016 e 2017. As adiçoes anuais sao estimadas num valor maximo de 45 bcm, sendo que esse
volume equivale a 86% do aumento cumulativo de 2011-14. Em 2020, a capacidade de GNL incremental anual ja tera
caído para metade desse nível.
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Atualmente, existem 17 novos projetos de GNL em construçao no mundo, com uma capacidade total de cerca de 175
bcm por ano.
A Australia esta classificada como sendo o maior contribuinte para os volumes adicionais. As centrais Gorgon LNG,
Gladstone GNL e APLNG estao programados para iniciar a produçao este ano. Estes tres projectos irao adicionar 43
bcm de capacidade de exportaçao de GNL. Outra central de GNL de 28,4 bcm estara operacional na Australia em 2020,
o que ira posicionar o país para a posiçao de maior exportador mundial de GNL.
Os Estados Unidos sao o segundo maior contribuinte para a capacidade de exportaçao de GNL adicional ate 2020. Atualmente, existem quatro projetos de GNL em construçao nos Estados Unidos, com uma capacidade total de 66 bcm por
ano, 87% dos quais ficarao em funcionamento ate 2020. Adicionalmente, em Maio de 2015, a Cheniere levou a decisao
final de investimento dois dos seus tres trens no projeto Corpus Christi. As obras deverao começar em breve e a produçao esta prevista para começar antes do final da decada. Esta planeada uma capacidade de 12,3 bcm para os dois
trens iniciais.
O aumento dos fornecimentos de GNL ira contrastar com a fraca procura nos ultimos dois anos. O resultado sera um
excesso de oferta para os mercados de GNL ate 2017. No curto prazo, a sensibilidade ao preço de produçao de GNL e
baixa e os suprimentos excedentarios terao de ser absorvidos atraves de uma resposta orientada para o preço do lado
da procura. Os preços spot de GNL ja caíram pela metade desde o início de 2014 e os contratos em petroleo tambem
começaram a cair, em linha com os tres a seis meses de atraso no mecanismo de preços.
A capacidade de resposta da procura asiatica neste novo ambiente de preços sera testada. A expectativa e que a naoOCDE Asia (incluindo China) absorva 60% dos fornecimentos de GNL incrementais ate 2020.
A Europa devera consumir 30% dos fornecimentos de GNL incrementais, com as suas importaçoes duplicando entre
2014 e 2020. Devido a queda da produçao e a um crescimento modesto da procura, um aumento tao grande consegue
ser acomodado, devido aos fluxos russos globalmente estaveis, mas estagnados.
A capacidade global de exportaçao de GNL quase dobrou nos ultimos 10 anos, passando de 223 bcm em 2004 para 425
bcm em 2014. Dos adicionais 200 bcm, quase metade entrou em operaçao em 2009/10, principalmente devido ao investimento do Qatar.
Sete novos países começaram a exportar GNL nos ultimos 10 anos, um aumento significativo tendo em conta as ultimas tres decadas, em que o numero de exportadores de GNL permaneceu estavel nos 12. Enquanto o Sudeste da Asia,
Oceania, Oriente Medio e Africa ja foram regioes exportadoras dominantes, o início de funcionamento de instalaçoes
de liquefacçao na Russia, na Noruega e no Peru ampliaram o ambito geografico do comercio de GNL.
Depois de um aumento maciço da capacidade em 2009 e 2010, so se verificaram alguns acrescentos de capacidade
gerados entre 2011 e 2013, em que o aumento de capacidade media anual foi inferior a 10 bcm, com apenas um ou
dois projetos adicionados a cada ano. Estes volumes baixos ajudaram a reequilibrar o mercado de GNL na sequencia da
escassez de abastecimento de 2009/10.
So que o inesperado aumento na procura de GNL do Japao na sequencia do acidente nuclear de Fukushima acelerou
vastamente este processo, mudando o mercado de uma situaçao de equilíbrio para uma de escassez. Em 2014, iniciaram-se tres novos projectos com uma capacidade total de 27 bcm. Esta foi quase tres vezes maior do que o aumento
medio dos tres anos anteriores.
Portanto, dado que 164 bcm de capacidade de exportaçao de GNL adicional estarao operacionais em 2020, assume-se
assim o total global de 561 bcm. Desse total, todos, com exceçao do projeto Corpus Christi nos Estados Unidos, estao
hoje em construçao.
Tendência 7 – Resiliência da produção nos Estados Unidos é estrutural
Depois da ascensao em 2014, a produçao de gas dos EUA manteve a trajetoria de subida ate ao início de 2015. As perspectivas de abastecimento continuam solidas e a EIA projecta que a produçao aumente em 114 bcm ate 2020. Por sua
vez, os preços mais baixos do petroleo terao impacto sobre o crescimento gerado a partir do gas associado e com líquidos.
No entanto, o aumento da atividade em Haynesville, uma das regioes mais importantes para a produçao, juntamente
com as adiçoes robustas do Nordeste ira manter a produçao numa forte tendencia positiva.
Contudo, a queda dramatica nos preços do petroleo levanta questoes sobre as implicaçoes na trajetoria da produçao
de gas. A contagem de sondas de petroleo caiu - mais do que reduziu para metade desde o seu pico em meados de outubro de 2014. Eagle Ford e a Permian Basin - as duas principais fontes de crescimento da produçao de gas associado nao escaparam a essa tendencia.
Com efeito, os produtores dos EUA estao cortando despesas de capital (CAPEX), o que esta a impactar a atividade de
perfuraçao. Os custos das empresas de serviços estao em queda e ja se começam a verificar o ajuste nos orçamentos
das operadoras. Se forem obtidas novas reduçoes de custos, mais tarde as empresas podem rever para cima os seus
programas de perfuraçao.
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Adiar as conclusoes dos poços - operaçao que representa 50% a 70% do custo total de perfuraçao de um poço - e uma
outra tecnica de adiamento de CAPEX utilizada frequentemente. Isto porque permite que os produtores controlem os
custos sem comprometer as perspectivas de produçao se os preços subirem novamente. Portanto, os poços incompletos traduzem-se numa abrupta e acentuada queda de produçao, mas numa recuperaçao mais rapida mais tarde.
No entanto, a contagem de sondas e apenas um lado da historia; o outro e o volume de petroleo e de gas produzido por
cada uma. A produtividade do equipamento tem continuado a aumentar na base de melhorias na eficiencia de perfuraçao e das tecnicas de fracturaçao hidraulica. Se e verdade que o adiamento da conclusao dos poços gera ganhos, tambem e factual que a tendencia de aumento da eficiencia se mostrou significativa e sustentada. O aumento da produtividade compensara parcialmente o impacto na descida de novas perfuraçoes.
Com um enorme ajustamento em curso em toda a cadeia de abastecimento de petroleo dos EUA, o efeito líquido sobre
a produçao continua a ser difícil de julgar. No computo geral, a AIE espera que a produçao de petroleo nao convencional continue a crescer a medio prazo, embora a um ritmo muito mais lento do que o período anterior.
Como resultado, a produçao de gas associado tambem devera aumentar moderadamente ao longo de 2020, caindo na
primeira parte do período de previsao, mas recuperando depois. Os acrescimos de produçao de gas associado no Texas estao estimados em cerca de 13 bcm em 2014. O crescimento podera cair em territorio negativo em 2016, se os
preços do petroleo nao recuperarem.
Mesmo nesse caso, a produçao de gas total de US vai continuar a crescer de forma robusta, devido a dois fatores principais: a continuaçao dos acrescentos das formaçoes de Marcellus/ Utica e estancagem das taxas de declínio do gas seco.
A projecçao da AIE aponta para que a produçao das formaçoes Marcellus / Utica permaneça em trajetoria ascendente.
Em 2014, a produçao nestas regioes somou cerca de 43 bcm.
Tendência 9 – Shale gas na Europa: num futuro distante
O interesse das empresas em gas de xisto esta evaporando rapidamente, mesmo nos países onde os governos se tem
mostrado favoraveis, como a Polonia e a Romenia. Os testes em poços tem sido decepcionantes, existem muitas restriçoes regulamentares, a continuidade da hostilidade publica e a deterioraçao da sua viabilidade economica, em resultado dos preços mais baixos de petroleo e gas, contribuíram para diminuir as perspectivas para o gas de xisto.
Com efeito, oito das 11 empresas internacionais que tinham investido na Polonia - incluindo a Chevron, Exxon, Talisman, Marathon, Eni e Total – suspenderam as atividades de exploraçao ate ao final do 1º trimestre de 2015. A Chevron
tambem abandonou projetos de gas de xisto na Ucrania, Lituania e Romenia. Neste ultimo país, a Chevron declarou
que o gas de xisto nao estava competindo favoravelmente com outros investimentos em seu portfolio global.
As empresas estao redirecionando sua estrategia para fora de ativos considerados mais arriscados e menos atrativos.
As elevadas exigencias de CAPEX vitimam o gas de xisto na Europa. Em suma, qualquer entusiasmo para um boom de
gas de xisto na Europa foi exagerada, o que significa a nao concretizaçao de investimentos maciços no setor num futuro proximo.
Energias Renováveis
Tendência 1 – Eletricidade renovável cada vez mais competitiva
Em 2014(*), os dados da AIE mais recentes mostram que a nova capacidade de energia renovavel para eletricidade
expandiu ao seu ritmo mais rapido ate a data (130 GW). Globalmente, os dados da AIE revelam que a geraçao de energia renovavel esta estimada a par da de gas natural e contou para mais de 45% da nova capacidade mundial.
Duas tendencias globais significativas devem ajudar a impulsionar a implantaçao de tecnologias renovaveis a medio
prazo. Em primeiro lugar, como a capacidade de energia renovavel e sobre-dimensionada devido as questoes de intermitencia e níveis de rendimento mais baixos face as tecnologias convencionais, ira crescer de um total global de 1690
GW em 2013 para 2555 GW em 2020 (crescimento de mais de 50%). A implantaçao tambem deve se espalhar geograficamente.
Em segundo lugar, as tecnologias renovaveis estao se tornando cada vez mais competitivas com base no seu custo de
produçao: por exemplo, segundo a AIE, o custo total de produçao de eletricidade (LCOE) da eolica onshore ($60/Mwh)
e mais baixo do que o do carvao ($80/Mwh). Ainda assim, o aumento dos riscos políticos e de mercado tornam o seu
desenvolvimento mais lento.
A tendencia global anual de acrescentos de capacidade deste relatorio permanece relativamente estavel depois de
2014, apos uma decada de crescimento cada vez maior. As incertezas sobre as políticas a longo prazo sao um fator
significativo na base de uma tendencia mais lenta, mas estavel.
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No nao-OCDE, a crescente demanda de energia e as necessidades de diversificaçao do setor de energia devera estimular uma tendencia crescente para o aumento da energia renovavel. No entanto, os países nao membros da OCDE, onde
as energias renovaveis estao em fase de descolagem, enfrentam muitas vezes obstaculos na sua implantaçao devido a
barreiras nao relacionadas com a sua viabilidade economica, como as restriçoes de rede, as condiçoes de mercado ou o
custo / disponibilidade de financiamento.
A medio prazo, as energias renovaveis enfrentam um período de transiçao. Apesar do forte crescimento esperado na
nova geraçao de tecnologias, e esperado que os aumentos de capacidade e de investimento em energia renovavel estabilizem ate 2020. Os biocombustíveis para transporte e utilizaçao de energias renovaveis para aquecimento e arrefecimento terao um crescimento mais lento e desafios políticos persistentes.
Mesmo com a crescente competitividade derivada dos baixos preços do petroleo, a procura pela segurança energetica,
pela diminuiçao da poluiçao e o reforço da descarbonizaçao estao a motivar o crescimento das renovaveis. Mas as políticas continuarao a ser vitais para estimular o investimento em energias renovaveis intensivas em capital. A intensificaçao da sua implantaçao para níveis mais elevados exige quadros de políticas de longo prazo e de desenho do mercado estaveis, para um ambiente de previsibilidade dos preços das energias renovaveis nos sistemas de energia, e aumenta a flexibilidade do sistema energetico para garantir a adequaçao do sistema a variabilidade das energias renovaveis.
Em 2014, a geraçao de eletricidade renovavel mundial aumentou em um numero estimado de 240 terawatts-hora
(TWh) (+ 5,0% anual) para chegar a quase 5 070 TWh. Esta capacidade foi responsavel por quase 22% da geraçao total de energia. Em 2014, a geraçao de eletricidade renovavel mundial aumentou cerca de 240 TWh (+ 5,0%) e foi responsavel por quase 22% da geraçao total de energia.
A expansao foi um pouco mais lenta do que em anos anteriores, em grande parte devido ao menor crescimento do que
o esperado na disponibilidade hidroeletrica anual e mais lento do que o esperado na geraçao de bioenergia. No entanto, a expansao da capacidade renovavel de energia solar fotovoltaica superou as expectativas.
Globalmente, a geraçao de energia renovavel ficou a par com a de gas natural, cujo nível diminuiu ligeiramente em
2014, mas manteve-se atras do nível verificado no carvao, o qual foi quase o dobro face ao do das energias renovaveis.
Este resultado decorre da força da expansao contínua da energia renovavel, bem como da deterioraçao das condiçoes
economicas para geraçao de gas em muitas das economias avançadas e da dificuldade de acesso ao fornecimento de
gas a preços acessíveis em regioes nao pertencentes a OCDE.
Tendência 2 – China é o motor de crescimento das renováveis
A variaçao percentual de geraçao renovavel foi um pouco mais lenta do que em 2013, apesar da implantaçao das energias renovaveis num recorde anual de cerca de 123 gigawatts (GW). A implantaçao da hidroeletrica atingiu 41 GW em
2014, em parte devido ao início do comissionamento de novas capacidades na China, que representou cerca de 40% da
instalaçao de nova capacidade adicional no mundo.
Mas o regresso da disponibilidade hídrica para níveis mais normais na China e os efeitos da seca no Brasil fez com que
a geraçao global de energia hidroeletrica expandisse menos de 2% ao ano em comparaçao com mais de 4% em 2012. A
geraçao de energia renovavel nao-hidroeletrica cresceu rapidamente para quase 16%, similar a taxa em 2013.
A geraçao de eletricidade renovavel global esta projetada crescer para 2245 terawatt-hora (TWh) ate 2020: de 5 070
TWh em 2013 para 7315 TWh em 2020 (+ 5,4 /ano). A energia hídrica, incluindo a capacidade de armazenamento por
bombagem, representa cerca de 37% do crescimento total, seguida pela eolica onshore em 31% do crescimento total.
A China devera liderar o crescimento dentro da maioria das categorias: hidroeletricas, eolicas onshore, energia solar
fotovoltaica (PV), e bioenergia, como o seu total de geraçao de energia renovavel a crescer para 880 TWh (+ 8,8% ao
ano). O Reino Unido tem o maior aumento na energia eolica offshore, os Estados Unidos tem o maior aumento na eletricidade solar termica e a Indonesia tem o maior aumento na energia geotermica.
Tendência 3 - Eólica e solar em expansão global
A nova capacidade solar fotovoltaica (39 GW) aumentou novamente em 2014, liderada pela China e pelo Japao, onde a
implantaçao e incentivada atraves de tarifas subsidiadas atrativas. Os aumentos de capacidade de vento onshore (34
GW) representaram mais de um terço do crescimento das renovaveis, em grande parte devido a uma queda em novas
capacidades nos Estados Unidos, decorrentes da incerteza política sobre a renovaçao de incentivos fiscais federais no
final de 2012. Embora menor, o crescimento da electricidade solar termica foi equivalente ao nível recorde atingido
em 2012. A eolica offshore continuou a ser implantada em elevados níveis, com o início de diversos grandes projetos
em desenvolvimento. A produçao global de biocombustíveis aumentou quase 7% em 2014 para chegar a mais de 115
bilioes de litros (L), 3 bilioes L face as previsoes da AIE de 2013.
Tendência 4 – Ásia é o novo mercado dos biocombustíveis
A geografia do apoio da política de biocombustíveis esta em mudança: enquanto o apoio para aumento dos volumes de
biocombustíveis esta diminuindo em varios mercados-chave - os Estados Unidos, a Uniao Europeia e o Brasil -, devido
as questoes de sustentabilidade ambiental, estao a expandir-se em novos mercados nao pertencentes a OCDE, como o
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Sudeste Asiatico e Africa. Nestas regioes, o consumo de combustível e subsidiado. Portanto, o aumento da produçao
domestica de biocombustíveis e uma opçao valiosa para reduzir as faturas de importaçao petrolífera.
Tendência 5 – Renováveis a preços acessíveis serão a base da segurança energética de África
Segundo diversas analises de agencias energeticas e consultoras internacionais, as tendencias sugerem que os mercados na Africa Sub-Saariana poderao entrar num paradigma de desenvolvimento economico baseado em energias renovaveis a preços acessíveis. Com enormes recursos, melhorando a economia e a dinamica política, as energias renovaveis poderao satisfazer quase dois terços do crescimento da procura de energia naquela ate 2020.
Dado o seu grande potencial remanescente, a energia hidroelectrica continua a desempenhar um papel importante no
atendimento de novas necessidades procura de toda a regiao. Na Africa do Sul, por exemplo, a concorrencia de preços
por meio de leiloes transparentes e bem desenhados estimulou rapidas reduçoes de custos na energia eolica e na energia solar fotovoltaica. Alem disso, o solar fotovoltaico em pequena escala pode ajudar o acesso a energia em areas rurais e melhorar os serviços de electricidade nas zonas urbanas, onde a energia conectada a rede nem sempre e fiavel.
Para acelerar este processo, e preciso melhorar as condiçoes de financiamento, adoptar novos modelos de negocio e
novos modelos de governaçao.
TENDÊNCIAS EUA
O produtor petrolífero resiliente
Petróleo
A
produçao total de combustíveis líquidos nos Estados Unidos devera aumentar de 11,8 mb/d em 2014 para quase 14 mb/d em 2020,um aumento medio em cerca de 360 kb/d por ano. Este nível de produçao de
líquidos faz com que os Estados Unidos mantenham o seu lugar no topo entre os produtores nao-OPEP e
potencialmente continuem superando a Arabia Saudita, a medio prazo. O crescimento medio da produçao
dos EUA ate 2020 e significativamente menor do que o aumento de 2014, o qual alcançou um volume total de 1,5
mb/d, um recorde historico para um produtor nao-OPEP.
O shale oil e responsavel por grande parte do aumento líquido total da produçao dos EUA, de 3,6 mb/d em 2014
para uma media de 5,2 mb/d em 2020. Como ja referido, ao contrario do petroleo convencional, o período de payback do investimento no shale oil e rapido e e altamente elastico ao preço. Mas um dos riscos significativos enfrentados pelos operadores de shale oil e a sua posiçao financeira vulneravel devido a alavancagem gerada pela necessidade de acesso contínuo a financiamento.
Ha, no entanto, uma serie de factores que podem compensar parcialmente os efeitos dos preços baixos do petroleo tais como uma queda nos custos de produçao e o aumento da eficiencia -, permitindo ao shale oil continuar a ser o
principal motor na base do crescimento da oferta no medio prazo. As melhorias na eficiencia de perfuraçao, em particular, sao um catalisador do crescimento contínuo. Com efeito, a produtividade dos poços esta a aumentar devido
a uma maior precisao na perfuraçao horizontal e da fracturaçao hidraulica, com muitos campos a demonstrarem
valores de produçao crescentes ao longo do tempo.
Os dados publicados pela Energy Information Administration (EIA), pela Baker Hughes e peala Drilling Info mostram que o desempenho da atividade de perfuraçao nos Estados Unidos consubstancia-se num aumento paulatino
da produçao de petroleo, com a regiao de Eagle Ford a liderar esta tendencia. Os grandes produtores de shale oil
como a Encana estao a procurar formas de maximizar a recuperaçao em Eagle Ford atraves do refracking poços
existentes. Aparte com Eagle Ford, o campo Bakken e vital para o crescimento da produçao norte-americana.
Antes das recentes quedas de preços, alguns produtores dos EUA planeavam dirigir cerca de 30% do seu esforço de
capital em novos campos marginais, na esperança de duplicar os sucessos verificados em Eagle Ford e no Bakken.
Todavia, o crescimento de outras areas nao convencionais, como a do Niobrara sera limitado porque os preços do
petroleo mais baixos levaram os produtores a reduzir o investimento para uma reorientaçao do esforço em terrenos
comprovados.
Com efeito, de acordo com as previsoes de diversas entidades, o investimento direcionado para o shale oil nos Estados Unidos devera cair para $78 bilioes em 2015, em comparaçao com cerca de $89 bilioes em 2014.
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A desaceleraçao no crescimento da produçao shale oil e evidente em 2015, com cerca de 40% das plataformas em risco de ser retiradas de serviço, devido aos preços actuais do petroleo. Isto significa aproximadamente uma quebra de
640 plataformas, face ao pico de 1609 ativas em meados de outubro de 2014, segundo os dados da Baker Hughes. No
entanto, como referido, os avanços tecnologicos no ritmo de melhoria na tecnologia de perfuraçao onshore e na produtividade continuam a superar as expectativas de produçao nas formaçoes nao-convencionais.
Antes das recentes quedas de preços, alguns produtores dos EUA planearam dirigir cerca de 30% do seu esforço de
investimento em campos marginais, na esperança de duplicar os sucessos verificados em Eagle Ford e no Bakken. Mas
o crescimento de outras areas nao convencionais como o Niobrara sera limitado porque os preços mais baixos do petroleo levaram os produtores a reduzir o investimento e reorientar os esforços em zonas de produçao de menor risco.
Por isso, o investimento direcionado no shale oil nos Estados Unidos devera cair para US $ 78 bilhoes em 2015, de
acordo com a analise da AIE, em comparaçao com cerca de US $ 89 bilhoes em 2014.
Apesar dos ganhos de produtividade e de eficiencia, a desaceleraçao no crescimento da produçao nao-convencional
evidenciar-se-a em 2015, com cerca de 40% das plataformas em vias de serem retiradas de serviço, segundo a previsao da Baker Hughes.
O instrumento financeiro de «hedging» contribuira para amortecer o efeito imediato sobre o preço de oferta de petroleo, com os produtores a usa-lo como um meio para proteger os fluxos de caixa. E uma pratica sobretudo utilizada pelos pequenos operadores, porque o seu fluxo de caixa e dependente de menos recursos que estao concentradas em
uma ou duas regioes.
Com efeito, a maioria dos produtores de petroleo tem coberto pelo menos alguma da sua produçao a preços que sao
muito mais elevados do que o preço do petroleo bruto prevalecente - uma ferramenta valiosa de curto prazo para
compensar as forças de mercado que podem afetar perfuraçao e produçao.
Todavia, esta ferramenta tem limitaçoes no amortecimento de quedas de preços a longo prazo. Uma analise pela AIE
das posiçoes de hedge das empresas independentes dos EUA revela que, em media, cobriam a um preço medio de USD
95,99 / bbl cerca de 36% da sua produçao de 2014. Os mesmos operadores cobriam cerca de 25% da produçao estimada em 2015 a um preço medio de US $ 93,25 / bbl.
Da mesma forma, uma analise do Deutsche Bank as empresas de pesquisa de petroleo e gas dos EUA revelou que cobriam com «hedging» uma media de 45% da sua produçao de 2015 – ou seja, a sensibilidade de produçao a preços
mais baixos e moderada, mas nao esta removida.
Os dados revelam que, em media, em 2014, cerca de 48% do total da produçao de líquidos teve um preço situado nos
$50 / barril ou menos, de acordo com a analise da AIE. Por sua vez, cerca de 41% da produçao de sahle oil tinha um
preço de equilíbrio tambem situado nos $50 / barril ou menos.
A percentagem da produçao com preços de breakeven mais elevados e esperada crescer de forma constante durante
esta decada: em 2020, cerca de 63% da produçao petrolífera tera um preço de equilíbrio nos $50 / barril, com tendencia de subida. E de sublinhar os preços de «breakeven» sao muitas vezes superiores dos custos de produçao, ja que
incorporram os custos de capital, de operaçoes e de participaçoes governamentais, e nao so apenas o custo unitario de
extraçao de petroleo.
As despesas de capital, apesar de uma diminuiçao em 2015 e previsivelmente em 2016, permanecera mais ou menos
no mesmo nível ate ao final da decada. Em 2020, e previsto que o esforço de investimento suba novamente para aproximadamente o mesmo nível que em 2014 em cerca de $156 bilhoes.
A produçao de petroleo no Golfo do Mexico (GOM) aumentou com o arranque de um conjunto de novos projectos. A
sua produçao global total ira ultrapassar o 1,6 mb d em 2017, para entao começar a declinar. Os aumentos na produçao entre 2015 e 2017 serao impulsionados por melhorias operacionais de projetos correntes e de novos campos. No
geral, cerca de 500 kb / d de nova capacidade de produçao ficara online durante os proximos dois anos. A produçao no
Alaska situar-se-a em 480 kb / d em 2015, caindo de de 510 kb / d em 2014, mantendo-se estavel ate 2017, ate declinar em 2020.
A segunda maior fonte de crescimento da oferta dos EUA provira dos líquidos de gas natural (LGN). Em 2020, os LGN
serao responsaveis por cerca de um quarto da produçao total dos EUA. As previsoes da EIA apontam para um crescimento de 720 kb/d para 3,7 mb/d em 2020, representando mais de um terço da oferta mundial de LGN no final da
decada. Com efeito, os Estados Unidos sao atualmente o maior produtor de LGN e manter-se-ao nessa posiçao ate ao
final da decada. O crescimento dos LGN e impulsionado por uma serie de fatores: o forte crescimento de produçao de
gas natural previsto, as expansoes da infra-estrutura de distribuiçao e uma constante procura pelo destilado diluente
no Canada.
Nao obstante a queda do preço do barril, as diferenças de preço entre o gas natural «seco» e o rico em líquidos atuam
como um incentivo para o aumento da sua produçao, como demonstra o recente historico de mercado. Em 2014, o gas
seco no Henry Hub, em Louisiana, situava-se em em media $4,39/MMBtu, enquanto que os preços para propano e butano estavamn, em media, nos $11,39/MMBtu e nos $11,86/MMBtu, respectivamente. No primeiro semestre de 2015,
a economia ainda favorecem areas de gas rico em líquidos: os preços de gas propano situavam-se na media dos $5,19/
MMBtu e no butano em $6,71/MMBtu; em contraste o preço do gas natural no índice Henry Hub era de $3,07/MMBtu.
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Todavia, a incerteza e a volatilidade dominantes no mercado petrolífero aconselham cautela quanto a previsoes de
continuidade do ritmo de crescimento da produçao de LNG.
Gás Natural
O
crescimento limitado do consumo de energia eletrica limita a escala de acrescimos de procura de gas nos
EUA. A procura de gas no setor de energia vai continuar a aumentar ao longo dos proximos seis anos, mas a
um ritmo mais lento do que no passado recente, com um crescimento medio anual de 1,5% esperado entre
2014 e 2020. As grandes fontes de gas barato permanecem disponíveis, mas dado que o crescimento do consumo de eletricidade nao revelara grandes mudanças, e com um forte aumento do abastecimento a partir de fontes
renovaveis, o mercado de energia termica nos EUA e escasso.
Ao longo dos ultimos seis anos, a procura de electricidade manteve-se estavel, enquanto o produto interno bruto (PIB)
aumentou 6%. A AIE assume que a recente dissociaçao entre crescimento economico e o consumo de eletricidade continuara a medio prazo, com geraçao total a aumentar a um modesto 0,5% ao ano. Como resultado, a geraçao termica
devera cair ligeiramente no meio de um crescimento robusto continuado a partir de energias renovaveis. Todo o consumo de gas incremental, por conseguinte, provira por substituiçao do carvao.
Enquanto cerca de 50 gigawatts (GW) de capacidade de geraçao a carvao esta definida para ser encerrada em 2020,
aquela fonte energetica continuara a competir favoravelmente em relaçao ao gas, em muitos casos limitando a velocidade de penetraçao do gas em mix energetico do país. A geraçao nuclear estavel tambem vai limitar o potencial de aumento da procura de gas no sector da electricidade.
A procura norte-americana no setor industrial permanecera em tendencia ascendente ate 2020, com aumento de 1,7%
ao ano, apoiado por um amplo e barato volume de gas natural. Varios novos projetos industriais em ambos os setores
de fertilizantes e químicas irao entrar em operaçao no futuro proximo. Tais fabricas podem consumir ate 1 bcm por
ano de gas como combustível.
Enquanto a maior parte dos novos projetos industriais estao sendo construídos na Costa do Golfo dos EUA, alguns estao planeados em outros areas ricas em LNG e gas natural, como o Dakota do Norte.
Os Estados Unidos continuarao a ser um lugar atrativo para as industrias de energia intensiva, devido a disponibilidade de materia-prima abundante e barata. No entanto, a queda acentuada dos preços do petroleo esta corroendo a vantagem economica de seu setor petroquímico, em grande parte baseado no gas, face as industrias a base de nafta, prevalentes no resto do mundo. Da mesma forma, se a expansao da atividade dos LGN cair numa escala significativa, podera
levar a uma desaceleraçao dos investimentos, resultando numa desaceleraçao do crescimento da procura de gas industrial em 2020.
No setor de transportes, o uso de gas para o transporte rodoviario vai crescer ao longo dos proximos seis anos, mas
tambem num ritmo mais lento do que o anterior, devido a perda de vantagem economica face a gasolina e motores a
diesel. Os segmentos de medio e pesados do mercado representam a grande maioria do uso atual de gas incremental
no setor. Em 2014, as vendas de veículos gas natural (GNV) caíram 6,5% nos EUA (NGV America, 2014). O fraco desempenho foi gerado pela queda nas vendas de veículos ligeiros, reflectindo assim a alta sensibilidade do segmento as
flutuaçoes dos preços do petroleo.
As vendas de medios e pesados GNV foram muito melhores, devido a factores economicos relativamente mais fortes
(consumo medio de combustível mais alto) e uma dinamica positiva de muitas frotas que decidiram transitar para o
gas natural antes da queda do preço do petroleo. No ambiente atual preço do barril, as taxas de conversao sao susceptíveis de abrandar. Enquanto o uso de gas para o transporte rodoviario esta em ascensao, gasodutos ainda dominam o
consumo de gas no setor. No geral, a procura de gas no setor de transportes esta previsto um aumento de 4 bcm para
chegar a 27,2 bcm em 2020.
O sector residencial e comercial e o unico segmento da utilizaçao final mostrando uma tendencia estagnada, com o
consumo a cair entre 2014 e 2020, quase inteiramente devido a efeitos climaticos. Os ganhos de eficiencia sao superiores ao crescimento da populaçao e da substituiçao de oleo de aquecimento por gas natural, deixando assim a tendencia
de crescimento subjacente perto de zero.
EUA: terceiro maior exportador de gás do mundo em 2020
Ate Maio de 2015, o Departamento de Energia dos EUA (US DOE) tinha recebido 54 pedidos de exportaçao de GNL,
totalizando de perto de 480 bcm de capacidade de exportaçao de GNL (Escritorio de Energia Fossil, 2015). Destes, dez
projetos equivalentes a 130 bcm receberam autorizaçao de exportaçao para países. Quatro deles estao em construçao
e a caminho para um arranque em 2020. Um quinto projeto, o Corpus Christi, tambem e assumido que inicie as operaçoes ate ao final da decada. Os Estados Unidos estao, assim, no bom caminho para se tornarem no terceiro maior ex-
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portador mundial de GNL em 2020.
Apesar do elevado numero de pedidos pendentes, a AIE espera um progresso lento em projetos que ainda nao tenham
recebido FID. Nao se espera que arranquem os GNL Lake Charle e Jordan Cove para começarem a funcionar em 2020.
Embora ambos os projectos tenham progredido, nao parece suficiente para protege -los contra o impacto negativo dos
baixos preços do petroleo.
Ambos os projetos ja obtiveram a aprovaçao do Departamento de Energia (DOE), mas ainda nao tem autorizaçao da
FERC. Jordan Cove seria o primeiro projeto «greenfiled» (construçao total da infraestrutura) na Costa Oeste dos Estados Unidos e, como tal, nao se beneficiaria com a infra-estrutura de grande escala existente e ja desenvolvida na Costa
do Golfo. Este projeto tambem exige a construçao de um gasoduto de 368 km para trazer gas de alimentaçao para a
fabrica, o qual poderia enfrentar oposiçao ambiental local.
Por outro lado, o projeto Lake Charles teve problemas com o financiamento, levando o proprietario a empurrar a FID
para 2016. Os projetos nos Estados Unidos vao ter que lutar para receber financiamento em ambiente de baixa do preço do petroleo. Como as instalaçoes «greenfield» de liquefacçao exigem cerca de quatro anos a partir da FID ate ao arranque, ha uma janela de tempo limitada para o sancionamento de novos projetos para entrarem em funcionamento
antes de 2020.
O principal desafio e a deterioraçao do interesse por parte dos compradores. Os projetos de GNL nos EUA com preços
indexados no índice Henry Hub (HH) atraíram muitos clientes asiaticos entre 2012 e meados de 2014, quando o diferencial medio entre um contrato de GNL tradicional vinculado ao petroleo e um ligado era de cerca de USD 6 / MBtu,
TENDÊNCIAS BRASIL
O desafio das águas profundas
Petróleo
O
Brasil sera a segunda maior fonte nao-OPEP de crescimento da oferta em 2020, a seguir aos EUA, com a produçao subindo para 3,2 mb/d. As principais contribuiçoes ate 2020 provirao dos campos de Lula, Sapinhoa e
Parque das Baleias. Alem disso, os campos de Roncador e Papa Terra tambem irao contribuir para o crescimento.
O Brasil e o berço de grandes descobertas de petroleo do hemisferio ocidental nas ultimas decadas, so que os preços
mais baixos do petroleo estao limitando a rentabilidade dessas reservas. Com efeito, a Petrobras anunciou recentemente que necessita de um preço mínimo de $45 por barril para produzir nos campos do pre -sal.
A Petrobras, que representa cerca de 90% da produçao total brasileira. A diminuiçao nas receitas do petroleo esta a
limitar a capacidade da empresa em cometer fundos para novos desenvolvimentos, embora a depreciaçao do real frente ao dolar norte-americano compense o rapido declínio nas receitas do petroleo denominadas em dolares. As perspectivas para o Brasil sao ligeiramente mais positivas do que as avaliaçoes anteriores, devido aos impressionantes resultados de produçao verificados no segundo semestre de 2014 e que continuaram ao longo de 2015.
No entanto, os preços mais baixos e problemas legais dos processos de resoluçao do problema de corrupçao limitarao a
capacidade da Petrobras em manter o padrao de crescimento.
A Petrobras esta sob investigaçao no Brasil e nos Estados Unidos devido a alegaçoes de um esquema de corrupçao.
Mesmo antes deste tipo de desafios, a Petrobras apresentava sinais de pressao, principalmente devido ao seu nível de
endividamento. Ja em 2014, a Petrobras havia anunciado reduçoes em investimentos ate 2018.
Se por um lado, os preços do petroleo mais baixos ajudam a reduzir alguns dos encargos das importaçoes de combustíveis, a Petrobras continua a vender gasolina importada abaixo do custo por obrigaçao governamental, um fardo que
muito tem contribuído para os elevados níveis de endividamento.
O crescimento da produçao de petroleo do Brasil ao longo dos proximos seis anos sera dominado pelos campos do pre sal em aguas profundas. No entanto, o desenvolvimento de campos do pre -sal e tecnicamente desafiador, exigindo
significativamente mais investimento, tempo e capacidade tecnica do que outros depositos. Com um aumento significativo dos custos de produçao nos poços existentes, a pressao dos preços mais baixos do petroleo bruto apresenta desafi-
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os significativos para a Petrobras para cumprir suas metas de crescimento.
Gás Natural
A
produçao de gas natural no Brasil atingiu um novo recorde em 2015, um aumento anual acima de 9%, impulsionada pela crescente produçao dos campos de Mexilhao, Urugua -Tambau, Sapinhoa e Lula, pelas melhores interligaçoes entre poços e plataformas, e pela maior eficiencia operacional. A participaçao do gas associado a partir dos recursos do pre-sal ainda e pequena, mas continua a aumentar: atualmente representa 14%
da produçao total de gas, acima dos 0,5% em 2008.
A produçao vai continuar a subir de forma robusta na primeira parte do período de previsao da AIE, devido aos investimentos ja realizados ou totalmente comprometidos. As recentes descobertas de petroleo e gas offshore na bacia de
Sergipe-Alagoas poderao abrir uma nova fronteira a produçao na proxima decada. Em comparaçao com os campos do
pre-sal, os recursos do Sergipe-Alagoas estao em aguas sao mais rasas e mais perto da costa, o que devera tornar mais
facil a sua exploraçao.
A Petrobras anunciou planos para instalar uma plataforma de produçao unica capaz de produzir 100 000 barris por
dia (mb/d) em 2018, seguido por um segundo um do mesmo tamanho em 2020. A Petrobras espera que os novos campo contenham tambem grandes quantidades de gas natural, embora ainda nao tenha dado qualquer estimativa para os
volumes ‘in-place’, afirmando que ainda e necessaria apreciaçao. As novas descobertas sao o resultado de um programa de perfuraçao intensivo que começou em 2008.
Por sua vez, o consumo de gas no Brasil disparou nos ultimos tres anos devido a graves carencias hídricas, afetando a
produçao de eletricidade nas barragens, o que exigiu recorrer a geraçao a gas. No setor de energia, o uso de gas aumentou mais de duas vezes e meia desde 2011. A continuaçao dos baixos níveis de precipitaçao no início do ano vai
levar a um consumo sustentado em 2015. Ao longo do tempo, a normalizaçao climatica devera resultar numa melhor
hidro-disponibilidade, embora a geraçao hídrica passe a ser mais volatil do que no passado, face as crescentes necessidades de maior volume de eletricidade produzida. Isto e devido a uma diminuiçao do numero de centrais eletricas
equipadas com grandes reservatorios de agua. No geral, a AIE preve que o consumo de gas no Brasil aumente a uma
taxa media anual de 1,1% entre 2014 e 2020.
Cerca de metade do consumo de gas no Brasil realiza-se no setor de energia. Com um sistema energetico fortemente
dependente da fonte hídrica (abastece cerca de 70% da geraçao total), as variaçoes anuais na geraçao termica sao comuns. No entanto, o impacto da mais recente seca multi-anual foi ampliada pelo declínio estrutural do numero de barragens com grandes instalaçoes de armazenamento de agua. No passado, os stocks de agua eram parte integrante das
centrais eletricas, geradoras de 50-60% da capacidade total existente. No entanto, devido a pressoes ambientais e sociais, em apenas 10 das 42 centrais eletricas construídas entre 2000 e 2012, foram incluídas reservatorios de agua.
Secas severas em todo o país entre 2013 e 2014 reduziram o abastecimento de agua para perto dos níveis críticos. Para lidar com a crise de energia eletrica, todas as centrais eletricas paradas foram reiniciadas, impulsionando as importaçoes de gas natural e empurrando os preços spot de electricidade para níveis recorde. O período de seca continuou
no 1º trimestre de 2015, forçando, por exemplo, a cidade de Sao Paulo a racionar agua.
Por sua vez, as perspectivas para o consumo de gas no setor de transportes sao incertas. O crescimento modesto e provavel, mas muito vai depender da disponibilidade de fornecimento de gas e o grau de apoio do governo. Com 1,8 milhao de veículos a Gas Natural Veicular, o Brasil tem uma das maiores frotas de veículos a gas natural do mundo, embora sua participaçao continue a ser limitada em relaçao ao consumo total de gas e populaçao total utilizadora de veículos.
No geral, muito dependera das escolhas políticas do governo e da sua vontade em promover a penetraçao de gas nos
transportes. Mesmo com preços do petroleo mais baixos, a competitividade do gas pode ser preservada, se os preços
do gas a retalho continuarem a ser definidos em funçao de um desconto face a gasolina. O consumo de gas no sector
industrial esta estagnado desde 2010. Esta situaçao e susceptível de persistir no curto prazo devido aos profundos
desafios economicos enfrentados pelo Brasil.
O Brasil tem tres terminais de GNL com capacidade para receber um total de 12,7 bcm. Todos sao Floating Storage and
Regasification Units (FSRU), ou seja, terminais de armazenamento e regasificaçao flutuantes. O mais recente terminal, localizado no Estado da Bahia no nordeste do Brasil, entrou em operaçao em 2014 e tem uma capacidade de 5 bcm
por ano. Ha varios outros projetos de GNL em fase de planeamento, a maioria localizada no nordeste do Brasil, onde a
escassez de oferta esta a aumentar devido ao crescimento da procura e a falta de conexao por gasodutos.
A maioria das suas importaçoes do Brasil realizam-se atraves do gasoduto da Bolívia. O GNL ate agora tem sido utilizado para equilibrar as grandes oscilaçoes de procura vinculadas a flutuaçoes na disponibilidade hídrica, que e fonte
primaria do Brasil de geraçao de eletricidade. A conectividade por pipeline continuara a ser um problema em alguns
24
estados. Por isso, o GNL pode cada vez mais ser uma resposta para atender aos requisitos da produçao eletrica de base. Como resultado, as importaçoes de GNL no Brasil irao aumentar ate 2020 e a capacidade de importaçao adicional
sera necessaria para atender a essas necessidades.
TENDÊNCIAS ANGOLA
Em compasso estratégico
Petróleo
O
colapso do preço do petroleo tem diminuído as perspectivas de crescimento em Angola, o segundo maior
produtor da Africa. As previsoes de diversas entidades internacionais apontam que a capacidade de produçao esperada e de 1,9 mb/d em 2020, com um ganho de 90 kb/d, face a uma estimativa de 360 kb/d em
2014.
Com efeito, Angola esta sob uma forte pressao orçamental grave, a qual impactara sobre sua capacidade de financiar
projetos de aguas profundas. Mesmo antes do petroleo começar a cair, a meta oficial de 2 mb/d ficou comprometida
devido a muitos de Angola problemas tecnicos nos seus projetos em aguas profundas.
Com o atual ambiente de preços baixos, sao susceptíveis os adiamentos de novos projetos. E crucial para Angola, em
que as exportaçoes de petroleo representam 80% das receitas do Estado, iniciar novos campos de petroleo a fim de
compensar as taxas de declínio: em alguns dos seus reservatorios de aguas profundas chegam a atingir 15%.
O país tem uma serie de projetos em aguas profundas planeados, mas os desafios colocados pelos baixos preços do
petroleo, bem como pelos sistemas de injeçao de agua e das instalaçoes dos FPSO, faz com que o adiamento seja uma
opçao a considerar. O campo Mafumeira Sul (operado pela Chevron) devera entrar em operaçao em 2015. Os campos
de aguas profundas Cravo, Lírio, Orquídea e Violeta iniciaram-se no 2º semestre de 2015 e o projeto Kaombo aguas
ultra-profundas esta previsto para em 2017.
Quanto ao desenvolvimento do pre-sal angolano, o comportamento do preço do petroleo ira ditar o seu arranque, bem
como os resultados da sua perfuraçao.
Gás Natural
A
ngola começou a diversificaçao da sua industria de hidrocarbonetos com o negocio do GNL. O país devera
aumentar a capacidade de produçao de líquidos de gas de 65 kb/d para 140 kb/d atraves do tao esperado
início do Angola GNL em meados de 2015. O projeto enfrentou uma serie de problemas e foi fechado no início de Maio de 2015, depois de um vazamento de gas maciço em Abril na fabrica de liquefaçao.
Com o consumo interno limitado, o perfil de produçao do país e uma funçao das suas exportaçoes de GNL. Como ja referido, a instalaçao de GNL de Angola no Soyo tem sido afectada por problemas tecnicos: iniciou suas operaçoes em
2013 e foi encerrada desde meados de 2014. O operador do terminal indica que a produçao pode ser retomada ate o
final de 2015. A AIE preve que Angola vai voltar a entrar no mercado de GNL no proximo ano e, gradualmente, aumentar a produçao a plena capacidade operacional da fabrica de 7 bcm em 2020.
25
TENDÊNCIAS MOÇAMBIQUE
2020: o ano-chave
Gás Natural
O
s projetos de GNL propostos na regiao da Africa Oriental nao sao esperados entrarem em operaçao senao em
2020. Em Moçambique, existem dois grandes empreendimentos de gas actualmente em curso, um liderado pela
Anadarko (empresa sedeada nos Estados Unidos) na Area 1 e outro pela ENI (empresa baseada em em Italia) na
Area 4, onde tambem participa a Galp Energia. Ambas as empresas possuem enormes depositos de gas nos seus
respectivos blocos, com um total de recursos recuperaveis estimados em quase 5 trilioes de metros cubicos (tcm).
As duas empresas concordaram em centralizar os seus projetos onshore de exportaçao de GNL na area da península de
Afungi, a pedido do governo de Moçambique, alimentando-os com gas, tanto da area 1 e da area 4. Estao planeados quatro
trens para a fabrica de GNL em terra com uma capacidade total de 27,2 bcm por ano, a qual podera ser expandida ate 68
bcm por ano. A Anadarko assinou memorandos de entendimento com clientes asiaticos para um volume de vendas que
cobre mais de dois terços da capacidade de seus dois trens. Em maio de 2015, a empresa tambem ja seleccionou o empreiteiro para a fase inicial de desenvolvimento.
Mas o principal ponto a observar e se o projeto e sancionado nos proximos 12 meses: em caso positivo, isto daria a margem necessaria para um arranque em 2020. A abundancia de recursos da regiao e sua proximidade geografica com alguns
dos mais importantes mercados asiaticos sao vantagens competitivas importantes dos projetos GNL em Moçambique.
No entanto, enfrentam desafios relacionados com o isolamento geografico da regiao produtora, ao que se acrescenta a falta de infra-estrutura basica, tornando-os projetos de alto risco. Alem disso, e de frisar que o quadro regulamentar ainda
esta na sua infancia, o que constitui um desafio adicional. Alem deste projeto de GNL onshore, a ENI planeia construir dois
projetos de FLNG na Area 4. Neste sentido, a empresa ja firmou contratos para o projeto de engenharia das duas instalaçoes FLNG e ira concluir o processo e selecionar os candidatos durante 2015.
TENDÊNCIAS PORTUGAL
A centralidade potencial como hub de gás natural
A
regiao do Sudoeste Europeu (Portugal e Espanha) concentra 30% da infra-estrutura de GNL europeia, como
e aquela onde nao se registam ameaças diretas a segurança energetica por influencia russa. Por sua vez,
segundo as estatísticas da Energy Information Administration (EIA), a agencia de política energetica norteamericana, a Europa atualmente consome anualmente cerca de 16.500 bilioes de pes cubicos de gas (bcf),
sendo 30% deste montante fornecido pela Russia , ou seja, quase 5.000 bcf.
Alem disso, as projecçoes da EIA apontam que ate 2020 EUA e da Africa Subsariana (principalmente Moçambique)
irao colocar, uma produçao adicional de 4400 bcf, um valor muito proximo do volume russo importado pela Europa.
Portugal, país com uma posiçao geografica privilegiada no Atlantico, muito proxima dos EUA e de Africa, e com uma
extensa frente marítima, podera desempenhar um papel de alguma relevancia na estrategia europeia de segurança
energetica, contribuindo para a desejada diversificaçao das fontes de abastecimento, e dessa forma adquirir centralidade no futuro referencial energetico europeu de gas natural. Foi este o principal objetivo de investigaçao desenvolvido no Research Stream «USA Shale Gas 4 Europe» realizado no primeiro ano do Programa Segurança Energetica
FLAD.
26
A conjugaçao do facto de Portugal possuir um terminal de regaseificaçao de media dimensao e de capacidade sobrante de exportaçao de gas natural, podera contribuir para o apoio a diversificaçao energetica europeia e para
fazer face a eventuais ruturas temporarias no abastecimento.
Acresce que o desenvolvimento das capacidades nacionais de recepçao, processamento, armazenamento e transporte de gas natural – devidamente enquadradas e integradas nos projetos transpirenaicos e intraeuropeus – em
muito podera contribuir para que Portugal se possa constituir como uma das principais portas de entrada e entreposto de gas natural com destino a Europa.
Neste sentido, Portugal devera, pela sua parte, reforçar a sua ligaçao as novas origens de gas natural, especialmente oriundas da Bacia do Atlantico Sul, America do Norte e do Indico Ocidental, num contexto em que os arquipelagos dos Açores ou da Madeira poderao tambem ganhar relevancia estrategica. Contudo, a probabilidade de Portugal desempenhar funçoes de relevo na segurança energetica europeia dependera, substancialmente, do cenario
que vier a dominar a evoluçao na Europa e da acçao dos EUA neste respeito.
Importa recordar que, nos ultimos anos, as grandes descobertas de hidrocarbonetos ocorreram no espaço geopolítico lusofono e, como tal, em países com os quais Portugal possui um relacionamento estruturado e especial. Esta
relaçao privilegiada podera constituir-se como um importante fator de alavancagem geoenergetica de Portugal
face a Europa: por um lado, no que respeita a diversificaçao das fontes de abastecimento; e, por outro, atraves do
contributo nacional para a manutençao da segurança das rotas marítimas.
Portugal podera capitalizar os seus ativos político-estrategicos de dupla pertença as comunidades lusofona e
atlantico-europeia, ao servir de ponte entre os EUA, países lusofonos e a Europa, atraves do desenvolvimento de
uma “diplomacia energetica” dinamica e contribuindo, igualmente, para o fortalecimento das capacidades do Serviço de Açao Externo da UE.
A maximizaçao, por Portugal, das funçoes atras referidas podera mais facilmente se a Península Iberica funcionar
como plataforma de recepçao e transito de gas natural, e em que Portugal podera desempenhar um papel relevante na eventualidade de se registar uma interrupçao temporaria no abastecimento da Europa.
Em suma, considerando que projeçoes e estimativas varias sao coincidentes quanto a utilizaçao crescente do GNL
no mercado global de gas natural – recorde-se que a sua utilizaçao tem registado elevadas e constantes taxas de
crescimento anuais –, como tambem a diminuiçao do risco geopolítico de segurança energetica com a introduçao
do gas norte-americano no mercado europeu, tal realidade futura permite projetar Portugal como uma das portas
de entrada e entreposto de gas natural com destino a Europa. Para isso seria necessario:
A concretizaçao prioritaria do Corredor Sul-Norte Ocidental de gas natural, previsto nas Redes Transeuropeias,
considerando o investimento na ampliaçao das instalaçoes de gas natural liquefeito na Península Iberica, incluindo
uma nova capacitaçao do terminal de Sines, reforçando o seu papel no corredor Atlantico. Com efeito, a propria
Alemanha sinalizou muito recentemente o interesse na concretizaçao desta infra-estrutura.
Com efeito, Sines, pela sua localizaçao geoestrategica, e o porto mais proximo da costa dos EUA e com acesso direto ao Atlantico. Aliado ao facto de ser um porto de aguas profundas – permitindo receber navios das maiores dimensoes, de forma celere e expedita – constitui uma vantagem comparativa como hub dedicado para receçao de
GNL.
Neste contexto, se tomarmos como postulado teorico a criaçao de uma central de GNL em Sines (com uma capacidade de 177 bcf anuais, equivalente a da nova fabrica na Polonia, que fornece 20% do seu consumo), ligada directamente a rede francesa por um ‘pipeline’ terrestre (Sines-França), funcionando na produçao maxima, dadas as
excelentes condiçoes da infraestrutura portuaria para receçao de navios de grande porte, os calculos, numa perspectiva conservadora, indicam que Sines possui um potencial de substituiçao de 3,5% do volume de gas natural
anualmente importado pela Europa a Russia. Se ao referido gasoduto Sines-França estiver conectado as restantes
centrais de GNL espanholas, numa perspetiva conservadora, sera teoricamente possível substituir na ordem de
20% das importaçoes russas.
Esta recomendaçao postulada em Outubro de 2014 foi muito recentemente corroborada pela AIE. Para um melhor
aproveitamento da capacidade de regasificação da Península Ibérica, aquela organização defende no seu último Medium Term Natural Gas Market Report de Agosto de 2015, um reforço da interligação de gás natural entre Espanha e
França, mas também «a construção de uma nova linha física [pipeline] para aumentar a capacidade de trânsito».
Tendo em conta o elevado benefício que esta infra-estrutura trara para a melhoria da segurança energetica europeia, consideramos que esta deveria ser categorizada como «Projeto de Interesse Comum Europeu», mas tambem
27
desenvolvida em regime de joint-venture entre a UE e EUA, enquadrada no Tratado de Parceria Transantlantica (TTIP)
e no seio do conceito de segurança energetica cooperativa da NATO.
Paralelamente, tambem devera haver um reforço substancial das capacidades de armazenamento de gas natural, com
uma dimensao suficiente para responder as necessidades ibericas, em caso de desvio para a Europa transpirenaica da
totalidade do gas natural recebido na Península;
Por fim, a finalizaçao do reforço das interligaçoes no transporte de eletricidade entre Portugal, Espanha e França para
a criaçao de um corredor europeu de produçao electrica, de origem fossil (gas natural) e renovavel, Ocidente-Centro.
Tal permitiria aumentar o volume de eletricidade em circulaçao na rede europeia, baseado em fontes endogenas e exogenas mais ‘limpas’, e mitigar a dependencia do consumo do gas natural russo (para a produçao eletrica) dos países do
Centro e Leste europeu;
Portanto, se a UE, na funçao da segurança energetica, optar por uma maior ‘maritimizaçao’ do abastecimento de gas
natural na sua dimensao atlantica em detrimento do foco unicamente continentalista no qual tem insistido nas ultimas
duas decadas, teremos certamente uma Europa energeticamente mais segura assente na valorizaçao estrategica de
Portugal e Espanha como ‘hubs’ energeticos.
O potencial estratégico do ‘Atlantic Stream’ Ibérico
28
Low
Carbon
Perspectives
Section
29
Segurança Energética de Baixo Carbono:
uma política sustentável e pragmática
C
om o historico selar do acordo para o combate as alteraçoes climaticas entre os EUA e a China realizado neste ano, em que as duas superpotencias se comprometem a reduzir as emissoes de carbono - os Estados Unidos em 25% ate 2025 e o Imperio do Meio em 40% ate 2020 -, a questao da reduçao do CO2 no sector energetico ganha um novo protagonismo nas agendas políticas e empresariais, bem como gera potenciais serias
implicaçoes no desenho da estrategia de segurança energetica dos países e dos espaços regionais.
A segurança energetica e a reduçao das emissoes de carbono e uma questao tradicionalmente encarada numa perspectiva dicotomica – ou seja, aparentemente, para reforçar uma dimensao e necessario prescindir da outra. Por exemplo,
ao inserir mais energias renovaveis no sistema, reduz-se o consumo de combustíveis fosseis na produçao de eletricidade, diminuindo desta forma as emissoes de carbono.
Mas e criada igualmente maior variabilidade na rede electrica, devido a intermitencia das fontes solar e eolica, prejudicando assim a segurança da infra-estrutura do ponto de vista físico, como tambem economico, porque gera mais custos de sistema que irao onerar o preço final da eletricidade.
So que, por outro lado, tambem e verdade que o aproveitamento das energias renovaveis reforça a segurança do abastecimento, pois aumenta a diversificaçao do sistema, um valor muito importante sobretudo para países importadores
energeticos, como e o caso portugues.
Sendo assim, em que ficamos? Para reflectir sobre esta questao, o Programa Segurança Energetica da FLAD criou o
Low Carbon Energy Security Navigator, um referencial de indicadores que tem como objectivo analisar a relaçao entre
a segurança energetica e a intensidade carbonica do sistema de energia de um país. Para o efeito, foi elaborada uma
analise comparada entre Portugal, EUA, Brasil, Angola e Moçambique.
A definiçao de «baixo carbono» consiste num sistema energetico e numa economia que usam um conjunto de fontes e
de tecnologias que, face as fontes convencionais (petroleo e carvao), permitem entregar serviços e produtos energeticos com a mesma qualidade, mas com níveis de carbono muito mais mitigados.
Ou seja, nao so se enquadram nesta categoria as energias renovaveis (as quais nao sao completamente neutras em
carbono, pois no ciclo de vida da tecnologia, o fabrico e a manutençao do equipamento geram emissoes carbonicas),
mas tambem o gas natural, dado ser uma fonte fossil com 50% e 25% menor intensidade carbonica face ao petroleo e
carvao, conforme mostra a tabela seguinte.
Emissões e calor das fontes fósseis e hidrogénio
Fonte: EIA, 2015
Neste sentido, o Low Carbon Energy Security Navigator integra um referencial de indicadores que por um lado, mostra
o desempenho do país no que toca a intensidade carbonica do mix energetico em zonas-chave da sua cadeia de valor
(base primaria, uso na eletricidade e consumo final por sector). Esta dimensao do referencial e denominada «Low Carbon Intensity Dashboard».
Por outro lado, esse desempenho e contextualizado por um conjunto de indicadores-chave para a segurança energeti-
30
ca (dependencia externa de abastecimento, eficiencia energetica e carbonica da economia, infraestrutura de acesso). E
denominado por «Security Context Dashboard».
Nesta linha de raciocínio, de seguida sao apresentados os indicadores (no Low Carbon Intensity Dashboard, medias de
3 anos calculadas a partir dos balanços energeticos dos países, publicados pela AIE), identificados por cada dimensao
do referencial:
Low Carbon Intensity Dashboard
 Energia Primaria de Baixo Carbono – indica que demonstra o peso das fontes de baixo carbono (renovaveis,
nuclear e gas natural) no cabaz de energias primarias do país. Expresso em percentagem.
 Eletricidade renovavel – indicador que informa sobre a quantidade de eletricidade gerada a partir de fontes
renovaveis. Expresso em percentagem.
 Industria Baixo Carbono – percentagem de energia de baixo carbono consumida pelo sector industrial.
 Residencial Baixo Carbono - percentagem de energia de baixo carbono consumida pelo sector residencial.
 Mobilidade Baixo Carbono - percentagem de energia de baixo carbono consumida pelo sector dos transportes.
Security Context Dashboard
 Dependencia energetica – indica o grau de importaçoes de energeticas do exterior. Expresso em percentagem.
 Eficiencia energetica – indica quantos dolares sao consumidos por cada dolar de PIB gerado. Expresso num
racio Total de Energia Primaria / PIB.
 Intensidade carbonica do PIB – indica quantos kgCO2 foram emitidos para cada dolar de PIB gerado. Expresso num racio Total de CO2 emitido / PIB.
 Taxa de electrificaçao – indica o grau de universalidade de acesso da populaçao e das empresas aos serviços
de energia electrica. Expresso em percentagem.
A seguir e apresentada a analise do perfil do Low Carbon Energy Security Navigator para os EUA, elaborado a partir
dos ultimos dados disponibilizados pela AIE, IEA e DGEG para Portugal, EUA, Brasil, Angola e Moçambique (conforme
anexo estatístico).
Low Carbon Energy Security Navigator 2015 Estados Unidos da América
Low Carbon Intensity Dashboard
Energia Primária Baixo Carbono
Eletricidade Renovável
Indústria baixo carbono
Residencial baixo carbono
Mobilidade baixo carbono
Média
Score
43%
12%
52%
43%
7%
31%
Security Context Dashboard
Dependência energética
Eficiência energética
Intensidade carbónica do PIB
Taxa de eletrificação
10%
0,15
0,36
100%
Cerca de quase metade da energia consumida nos EUA e de baixo carbono (43%), sendo que a maior fatia recai no gas
natural (30%). A eletricidade produzida a partir de fontes renovaveis ainda e baixa (12%), bem como tambem a mobilidade baseada em combustíveis ou tecnologias eficientes em carbono (como o carro electrico, por exemplo). No entanto, mais de 50% da produçao industrial e conseguida atraves do cabaz de baixo carbono, mais uma vez assente no
gas natural.
Quando se analisa o contexto de segurança deste desempenho energetico, verifica-se que decorre numa situaçao de
quase auto-suficiencia energetica, em muito derivada do ‘boom’ da produçao de ‘shale oil’ e ‘shale gas’. Com efeito, e
esta ultima fonte que tem contribuído para o reforço da gasificaçao da economia norte-americana, sendo este o principal factor de reduçao dos atuais níveis de CO2 dos EUA para níveis proximos dos verificados em 1990 (5039 Mt/CO2):
os dados mostram que a partir do ano em que começa a aumentar o consumo de gas natural devido ao arranque da
produçao nao-convencional (2008), e tambem nesse ano que as emissoes de carbono começam a cair. Isto porque a
abundancia de gas natural torna a substituiçao do fuel na industria e do carvao na eletricidade economicamente e ambientalmente atrativas, bem como igualmente seguras no abastecimento e disponibilidade do recurso.
31
Consumo de gás natural, EUA, 1990-2014
Fonte: OECD Statistics, World Energy Balances, 2015
Emissões de CO2, EUA, 1990-2012
Fonte: OECD Statistics, World Energy Balances, 2015
Key insight: Portanto, verifica-se que embora os EUA não possuam no seu cabaz energético uma significativa
fatia de renováveis, foi possível através da maior introdução de gás natural no sistema melhorar de forma impressiva as emissões de carbono, dinamizando a economia e diminuindo acentuadamente a dependência
energética externa, estando em linha com a performance média da OCDE. A aposta na produção de gás natural
não-convencional (shale gas) possibilitou aos EUA reduzir as suas emissões de CO2, gerando benefícios económicos e reforçando a sua segurança energética. Por isso, as tendências apontam para que a política energética
dos EUA se baseará na sua crescente gasificação complementada e combinada com as renováveis.
Low Carbon Energy Security Navigator 2015 Portugal
Low Carbon Intensity Dashboard
Energia Primária Baixo Carbono
Eletricidade Renovável
Indústria baixo carbono
Residencial baixo carbono
Mobilidade baixo carbono
Média
Score
43%
42%
50%
36%
7%
36%
Security Context Dashboard
Dependência energética
Eficiência energética
Intensidade carbónica do PIB
Taxa de eletrificação
75%
0,11
0,24
100%
Portugal baseia o seu desempenho energetico de baixo carbono no duplo pilar gas natural-renovaveis, sendo que cada
uma fontes representa cada uma mais de 20% da energia primaria consumida no mercado nacional. As renovaveis
(hídrica, eolica e solar) sao usadas sobretudo para a produçao de eletricidade, uns impressivos 42%. A semelhança dos
EUA, os sectores residencial e industrial apresentam graus semelhantes de intensidade carbonica, como tambem o dos
transportes.
Contudo, quando verificamos os dados de contexto, constata-se que Portugal ainda e um país com uma elevada dependencia energetica (nao produz nenhum combustível fossil) externa e daí ser altamente sensível a situaçoes de volatilidade de preço dos bens energeticos e a situaçoes de disrupçao do abastecimento.
32
Todavia, Portugal apresenta melhor desempenho da eficiencia energetica e da intensidade carbonica do PIB face aos
valores medios da OCDE (0,13 e 0,31, respectivamente). Isto significa que o país esta a tornar-se mais produtivo no
uso da energia na actividade economica, como tambem denota uma adequada gestao da infra-estrutura de distribuiçao
energetica.
Key insight: Portugal apresenta um bom desempenho energético baixo carbono, destacando-se o elevado
aproveitamento de energias renováveis para a geração de eletricidade, a par do gás natural. Contudo, apesar
da elevada introdução de renováveis, o país ainda apresenta uma dependência externa considerável. Para
atingir uma segurança energética de baixo carbono sustentável, esta situação exige a análise das seguintes
medidas:
 Aumentar a diversificação das importações de gás natural via marítima, actualmente baseadas maioritariamente nos fornecimentos da Argélia (50% por pipeline) e da Nigéria (40% por GNL). EUA, Moçambique e Brasil, países com baixo risco geopolítico e futuros exportadores de gás, poderão constituir alternativas para a diversificação das importações
 Incentivar a prospecção e exploração de gás natural em território nacional, com vista a diminuir a
dependência externa
 Promover as tecnologias de armazenamento energético, para maximizar o aproveitamento das fontes renováveis e mitigar o escoamento da eletricidade a custo zero para Espanha, quando ocorrem
picos de produção de energia eólica e a capacidade de armazenamento nas barragens já se encontra
esgotado
 Promover sistemas híbridos de geração energética assentes na combinação gás natural-renováveis,
sobretudo para produção descentralizada de calor e eletricidade
Low Carbon Energy Security Navigator 2015 Brasil
Low Carbon Intensity Dashboard
Energia Primária Baixo Carbono
Eletricidade Renovável
Indústria baixo carbono
Residencial baixo carbono
Mobilidade baixo carbono
Média
Score
53%
82%
53%
31%
19%
48%
Security Context Dashboard
Dependência energética
Eficiência energética
Intensidade carbónica do PIB
Taxa de eletrificação
5%
0,25
0,39
99,5%
O Brasil e uma potencia energetica de baixo carbono – quase metade do seu mix baseia-se em renovaveis (hídrica e
biocombustíveis, essencialmente), sendo que apenas 10% esta alocado ao gas natural. A geraçao de eletricidade e maioritariamente renovavel (82%), mas e sobretudo assente na produçao hídrica. Esta característica gera uma vulnerabilidade do sistema face a situaçao de baixa pluviosidade, como actualmente o Brasil se defronta.
O maior destaque vai para a mobilidade, em que 20% do parque automovel e movido a biocombustível. A industria e o
sector residencial apresentam valores semelhantes aos dos EUA e de Portugal.
No que se refere ao contexto de segurança deste desempenho, verifica-se que o país e praticamente auto-suficiente
energeticamente, devido a sua produçao de hidrocarbonetos em aguas profundas e elevada utilizaçao de renovaveis.Todavia, do ponto de vista da gestao e utilizaçao dos recursos energeticos, o Brasil ainda revela um caminho a
percorrer. Isto e, apesar de possuir um mix energias maioritariamente de baixo carbono, o desempenho na eficiencia
energetica (0,25) e da intensidade carbonica (0,39) do PIB estao muito acima dos valores medios de referencia da OCDE.
Key insight: Apesar de ser uma potência energética de baixo carbono, no que se refere à disponibilidade de
recursos, o país ainda tem de melhorar muito nas suas competências de gestão e de capacidade tecnológica
(equipamentos e infra-estrutura) para o uso eficiente e sustentável do seu cabaz energético, de forma ser
mais produtivo e gerar mais valor a partir da energia consumida. Além disso, na geração de eletricidade, verifica-se que o Brasil também terá de diversificar a sua base energética de baixo carbono, introduzindo mais gás
natural e renováveis (sobretudo eólica e solar). Neste respeito, a introdução novas tecnologias de armazenamento e de sistemas de produção descentralizada de eletricidade também se revelam estratégicas para uma
segurança energética de baixo carbono sustentável.
33
Low Carbon Energy Security Navigator 2015 Angola
Low Carbon Intensity Dashboard
Energia Primária Baixo Carbono
Eletricidade Renovável
Indústria baixo carbono
Residencial baixo carbono
Mobilidade baixo carbono
Média
Score
65%
71%
63%
89%
0%
58%
Security Context Dashboard
Dependência energética
Eficiência energética
Intensidade carbónica do PIB
Taxa de eletrificação
0%
0,26
0,29
38%
Low Carbon Energy Security Navigator 2015 Moçambique
Low Carbon Intensity Dashboard
Energia Primária Baixo Carbono
Eletricidade Renovável
Indústria baixo carbono
Residencial baixo carbono
Mobilidade baixo carbono
Média
Score
95%
99%
45%
96%
0%
67%
Security Context Dashboard
Dependência energética
Eficiência energética
Intensidade carbónica do PIB
Taxa de eletrificação
1%
0,99
0,25
20%
Angola e Moçambique sao países, que embora localizados em diferentes zonas geograficas (Africa Ocidental e Oriental,
respectivamente), enfrentam desafios comuns para a construçao de uma solida segurança energetica de baixo carbono.
Quando se verifica a energia primaria consumida no mercado interno, ambos revelam elevadíssimas taxas: em Angola,
65%; em Moçambique, 95%. Esta performance deve-se ainda ao grande consumo de biomassa (sobretudo lenha) para
aplicaçao na cozinha e para fins de geraçao de calor no sector residencial, devido a inexistencia de infraestruturas de
distribuiçao de gas natural ou GPL para fins residenciais.
Mas, por outro lado, o sector industrial em ambas as naçoes africanas subsaarianas ja demonstra percentagens de
energia de baixo carbono proximamente semelhantes dos EUA, Portugal e Brasil. Isto e devido ao uso crescente do gas
natural na industria destes países, gerado pelas produçoes locais de hidrocarbonetos, bem como da eletricidade gerada por via hídrica.
Quando se analisa o quadro contextual de segurança, verifica-se que ambos os países sao auto-suficientes energeticamente, mas que ainda enfrentam desafios significativos na universalizaçao da infraestrutura de distribuiçao da eletricidade, como tambem na gestao produtiva energetica - ambos demonstram muito maior gasto de energia por unidade
de PIB gerada face ao valor medio da OCDE (0,13).
Key insight: Angola e Moçambique, devido às especificidades de serem países em desenvolvimento, ainda carecem de infraestruturas de distribuição eficientes para conseguir colocar o seu potencial energético ao serviço da economia e da população. Contudo, esta situação também constitui uma oportunidade para a inovação
neste campo, se optarem por uma estratégia de produção descentralizada de energia em detrimento da convencional existente nas economias avançadas. Assim como África, em virtude da inexistência de redes tradicionais de telecomunicações, se tornou no viveiro de inovação mundial dos pagamentos móveis (por telemóvel), não é de colocar de lado a hipótese de Angola e Moçambique se destacarem pela liderança na produção
descentralizada de energia, aproveitando assim o seu imenso potencial de fontes renováveis, sulcando assim
um caminho para uma robusta segurança energética de baixo carbono.
Em suma, a analise comparada facilitada pelo Low Carbon Energy Security Navigator permite concluir que nao existe
um caminho unico para alcançar uma segurança energetica solida e compatível com as exigencias ambientais. Nao sao
dimensoes inconciliaveis, mas necessitam da formulaçao de políticas energeticas que integrem as dimensoes da segurança e do ambiente, numa otica de longo prazo, beneficiando a prosperidade economica e o bem-estar da populaçao.
Com efeito, o Low Carbon Energy Security Navigator constata que uma segurança energetica de baixo carbono so se
revela viavel na sua implementaçao atraves de uma integraçao inteligente das fontes fosseis «low-carbon» (gas natural) com as renovaveis.
34
Experts
Perspectives
section
35
The changing dynamics of energy security
N
o modern society can function without an adequate supply of energy, and so
governments have long deemed it necessary to take various steps to ensure
the availability of sufficient energy to meet national requirements. For most
countries, this has involved efforts to maximize the exploitation of domestic
sources of supply: coal seams, oil and natural gas reserves, swift-flowing rivers, and so
forth.
Few states, however, can satisfy their energy requirements from domestic sources
alone, and so most are obliged to procure at least some of their needs from foreign
suppliers. In the case of petroleum, for example, the United States now relies on imported supplies for approximately 39% of its daily consumption, China for 62%, Western Europe for 74%, and Japan nearly 100%. Because the global trade in energy may
be impeded by war, terrorism, and political turbulence, import-dependent states have
often taken measures to ensure the safety of their supply lines, whether by forging
political ties with the major suppliers, diversifying their sources of supply, or using
military means to protect key facilities and transit routes. Such measures are typically
said to fall under the rubric of “energy security.”
Michael T. Klare
Director Five College
Program in Peace and
World Security Studies,
Hampshire College in
Amherst, Massachusetts
Special
Guest
Speaker in the second
FLAD 3D Conference
19th November 2015
Energy security is a fluid concept, reflecting changing international circumstances,
evolving consumption patterns, and the contrasting perspectives of importing and exporting countries. Historically, the term was largely applied to the flow of oil from
North Africa and the Middle East to consuming nations in Europe, Asia, and North
America. Given the high degree of reliance on Middle Eastern petroleum supplies and
that fact that deliveries of that oil has often been imperiled by conflict or political upheaval in the region, the major importing countries established close ties with their
principal suppliers and periodically employed military means to overcome threats to
the safe flow of vital supplies. This is the basis of the “Carter Doctrine” of 1980, which
asserts that the United States will use military forces as needed to prevent any interruption in the free flow of Persian Gulf oil (see more on this below). The exporting
countries, for their part, have viewed energy security as the preservation of a functioning international market system in which they can sell their products without interference by foreign powers.
More recently, energy security has taken on other meanings. While the protection of
Middle Eastern oil exports remains at the heart of this concept, the protection of natural gas deliveries, uranium shipments, and transboundary electricity flows has also
been viewed through the lens of energy security. The EU countries, for example, have
become deeply concerned over the region’s heavy reliance on natural gas imports from
Russia, especially in light of Moscow’s tendency to cut off or reduce the flow of gas to
Ukraine and other former Soviet republics as a means of political intimidation. The
discourse on energy security has been further informed by the rise of China and India
as major energy consumers, as these countries have also become heavily dependent on
imported supplies.
Growing international concern over the advance of climate change has also begun to
affect thinking about energy security. Most scientists and governments now
acknowledge that climate change is under way and that it is largely caused by human
activities – notably the combustion of fossil fuels, resulting in the release of carbon
dioxide and other heat-trapping greenhouse gases (GHGs). This means that any determined effort to reduce GHG emissions will have to incorporate curbs on the combustion of fossil fuels, or require their use in ways that minimize the release of carbon
(e.g., through carbon capture and storage). At the same time, it is becoming increasingly evident that climate change poses a threat to the delivery of energy, no matter
how produced. Many of the world’s power stations, transmission lines, refineries,
loading terminals, and other elements of production and distribution infrastructure
are located in coastal areas, along rivers, or in other areas that are vulnerable to hurricanes, flooding, coastal erosion, and other climate change impacts. In light of these
risks, energy security must increasingly encompass the safety of energy infrastructure
in a time of climate change.
36
The Origins of Energy Security
Until very recently, the discourse on energy security has largely been dominated by concern over the safety of oil shipments from the Persian Gulf area. This is hardly surprising,
given that the major Gulf producers – Iran, Iraq, Kuwait, Oman, Qatar, Saudi Arabia, and
the United Arab Emirates (UAE) – jointly possess the world’s largest reserves of oil, and
account for a very large share of the world’s exportable oil – the internationally traded
supplies on which countries with an inadequate domestic supply of oil must depend. In
2013, for example, an estimated 30 percent of the world’s seaborne oil commerce was
carried by tankers from the Gulf and through the Strait of Hormuz to global markets.
With so much of the world’s exportable oil originating in the Gulf area, ensuring access to
these supplies – and to their unimpeded transport through the Strait to international
markets – has long been a strategic priority for the major oil-importing countries.
«The
relationship
between oil,
security, and
the Gulf area
first arose in
the years leading up to
World War I,
when Great
Britain
converted its
warships from
coal to oil propulsion»
The relationship between oil, security, and the Gulf area first arose in the years leading up
to World War I, when Great Britain converted its warships from coal to oil propulsion.
Because Britain had no significant reserves of its own at that time – the discovery of its
North Sea fields would come much later – it sought foreign sources of supply that could
be relied upon to meet the nation’s military requirements. This led to a 1914 decision by
the Cabinet to acquire control of the Anglo-Persian Oil Company (APOC), a private UKbased firm that had obtained a concession to promising reserves in southwest Persia
(now Iran). (APOC later became the Anglo-Iranian Oil Company, then British Petroleum,
then BP.) Protection of this concession became a major British war aim, and British forces were dispatch to the area to ensure it did not fall under the control of German or Ottoman forces.
The United States did not play a significant role in the drive to ensure access to Middle
Eastern oil reserves during this period, as it could satisfy its national requirements from
domestic fields. During World War II, however, President Franklin D. Roosevelt – facing
expectations of declining U.S. production in the years ahead – concluded that the United
States would have to acquire control over a prolific foreign source of oil, much as Britain
had done in Iran. After searching for a suitable candidate, Roosevelt selected Saudi Arabia to serve this purpose. To formalize this arrangement, Roosevelt met with King Abdul
Aziz ibn Saud on February 14, 1945 aboard a U.S. warship and brokered an agreement
with him through which the United States would be granted exclusive access to the vast
oil reserves of Saudi Arabia’s Eastern Province in return for a pledge to protect the Kingdom and its ruling dynasty. This, in turn, led to the establishment of U.S. military bases in
the area and the deployment of a permanent American naval presence in the Gulf.
In the years that followed, the United States became ever more deeply involved in Gulf
affairs. Following the 1968 UK decision to withdraw all British forces from the region,
President Richard M. Nixon chose Iran – then controlled by Shah Mohammed Reza Pahlavi – to serve as a substitute “gendarme” in the Gulf and, in accordance with this plan,
agreed to give the Iranians a vast array of modern American weapons. Later, when the
Soviets invaded Afghanistan and the Shah was overthrown in 1979, President Jimmy
Carter concluded that the United States would have to assume direct responsibility for
ensuring the safety of Persian Gulf oil supplies. This stance was first articulated in his
State of the Union address of January 23, 1980, and has been known since as the Carter
Doctrine. “Let our position be absolutely clear,” he told a Joint Session of Congress. “An
attempt by any outside force to gain control of the Persian Gulf region will be regarded as
an assault on the vital interests of the United States of America, and such an assault will
be repelled by any means necessary, including military force.”
Because the United States did not at that time possess any military units specifically intended for operations in the Persian Gulf area, Carter established a new group of forces –
the Rapid Deployment Joint Task Force (RDJTF) – to implement his new policy. This
group was given added muscle in 1983, when President Ronald Reagan transformed the
RDJTF into the U.S. Central Command (Centcom). President Reagan was also the first
American leader to implement the Carter Doctrine. When Iranian forces attacked Kuwaiti
tankers during the Iran-Iraq War of 1980-88, Reagan determined that such action constituted a severe threat to the free flow of Persian Gulf oil, and so authorized the “reflagging”
of these tankers with the American ensign, allowing their protection by the U.S. Navy. The
protection of Persian Gulf oil was also cited by Reagan’s successor, President George H.W.
Bush, as the justification for U.S. efforts to eject Iraqi forces from Kuwait during the Gulf
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War of 1990-91. When Saddam Hussein later succeeded in reconstituting the Iraqi military, Bush’s son, George W. Bush authorized the 2003 U.S. invasion of Iraq.
Although the United States is no longer as reliant on oil imports from the Persian Gulf as it
once was, American leaders have continued to reaffirm the U.S. commitment to ensuring
the safety of oil shipping through the Strait of Hormuz. This is so because many of America’s key allies, including Japan and the European NATO powers, continue to rely on Middle Eastern oil for a large share of their energy requirements, and also because the stability of the world economy rests, to a considerable degree, on uninterrupted flow oil shipments from the Gulf. “We will ensure the free flow of energy from the region to the
world,” President Obama told the UN General Assembly on September 24, 2013.
“Although America is steadily reducing our own dependence on imported oil, the world
still depends on the region’s energy supply, and a severe disruption could destabilize the
entire global economy.
Energy Security beyond the Gulf
«To reduce
U.S. reliance
on the everturbulent
Gulf, the
diversification
effort placed
particular
emphasis on
the
procurement
of oil from the
Caspian Sea
basin and
West Africa,
both
considered
attractive new
producing
zones»
Ever since the oil crisis of 1973-74, when the Arab members of OPEC blocked exports to
the United States, American leaders have sought to reduce the nation’s vulnerability to
supply disruptions in the Gulf area by increasing dependence on other oil-supplying regions. This drive, known as “diversification,” was accorded increased importance after
the fall of the Shah in 1979 and the rise of Iraq as a significant threat to the safety of Persian Gulf oil exports. To reduce U.S. reliance on the ever-turbulent Gulf, the diversification effort placed particular emphasis on the procurement of oil from the Caspian Sea basin and West Africa, both considered attractive new producing zones. But while attractive
as alternatives, these areas also harbor threats to the safe flow of oil, and so growing U.S.
reliance on their hydrocarbon output has led to increased U.S. military involvement in
both the Caspian region and Africa.
The Caspian Sea basin first attracted widespread interest in the early 1990s, following the
breakup of the Soviet Union. Until then, oil production in this region was under the control of central planners in Moscow and there was little opportunity for either indigenous
firms or foreign companies to become involved. After the Soviet breakup in1992, however, the energy-rich states of the Caspian region – Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan, and Uzbekistan – opened their countries to foreign investment, usually in conjunction
with new state-owned companies. This resulted, before long, in the establishment of several major international consortia for the extraction and export of the region’s energy
resources.
But despite the keen international interest in these projects, the exploitation of Caspian
basin reserves has posed substantial obstacles to the companies involved. To begin with,
the Caspian Sea possesses no maritime outlet to international waters, and so all oil exiting
the region has to be carried by rail or pipeline. To compound the problem, most existing
pipelines exited the region via Russia, and so were unappealing to Western firms; Iran
offered the prospect of an alternative route leading to the Persian Gulf, but international
investments in that country were barred by U.S. law. To transport Caspian oil and gas to
international markets, therefore, the energy firms have had to build new pipelines across
the Caucasus area to the Black Sea or the Mediterranean. This, in turn, has posed additional problems, as many of the trans-Caucasus conduits pass through or near major areas of conflict, including Chechnya, Nagorno-Karabakh, and South Ossetia. To overcome
this challenge, the United States has developed close ties with the governments of the Caspian republics and provided them with considerable military assistance.
A similar trajectory of increased U.S. involvement can be seen in the oil-producing areas
of West Africa. Keen to reduce U.S. reliance on the Persian Gulf area and to increase drilling opportunities for American oil firms, the George W. Bush administration placed particular emphasis on increased U.S. involvement there. But while Africa harbors significant
reserves of oil and natural gas, it, too, contains areas of chronic violence and instability.
To ensure the safety of African production and exports, the U.S. government has stepped
up its military assistance to friendly governments in West Africa. Much of this aid has
gone to Nigeria, the leading producer in the area and the site of recurring antigovernment violence. Because this violence has often involved attacks on oil tankers and
offshore oil platforms in the Gulf of Guinea, the United States has increased its naval presence in the area and is working with local governments to bolster their own naval capabilities.
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Russia and China
In all of these areas – the Persian Gulf, the Caspian basin, and West Africa – the United
States continues to engage in significant efforts to ensure the safety of oil deliveries. To a
considerable degree, the threats faced by Washington in this regard stem from local conflicts and insurgencies, along with terrorist organizations like al Qaeda and the Islamic
State of Iraq and Syria (ISIS). Increasingly, however, the United States and its allies must
contend with efforts by other major powers –notably China and Russia – to play a commanding role in these areas. Russia has sought to reestablish its dominant position in the
Caucasus and Central Asia, so as to better exercise control over the flow of Caspian oil and
natural gas; China, seeking access to additional supplies of energy, has begun to exert considerable influence in all three areas.
«The more of
the Caspian’s
gas that
passes
through
Russia on its
way to
Europe,
moreover,
the greater
the leverage
that Moscow
can exert over
the countries
on that rely
on it for their
gas supplies»
Russia’s drive to reassert its position in the Caspian basin is being fueled by both political
and economic objectives. On one hand, Russia seeks to reassert its political dominance in
an area once controlled by the Czarist and Soviet empires, and so is viewed by many in
Moscow as constituting part of Russia’s natural sphere of influence. This has sparked
multiple Russian initiatives – diplomatic, economic, and military – to exert influence over
the governments of the newly independent states. On the other hand, Moscow seeks to
funnel Caspian oil and gas exports through Russian pipelines on their way to markets in
Europe, thereby enjoying lucrative transit fees. The more of the Caspian’s gas that passes
through Russia on its way to Europe, moreover, the greater the leverage that Moscow can
exert over the countries on that rely on it for their gas supplies.
Russia’s efforts to secure control over the delivery of natural gas to Europe – whether
driven by economic or political motives – has become a matter of growing concern to the
EU countries. Whereas discussion of energy security in Europe once focused largely on
the threats to oil imports from the Middle East, it now devotes greater attention to the
risks of excessive reliance on gas imports from Russia. “The most pressing energy security of supply issue is the strong dependence from a single external supplier,” the European
Commission (EC) indicated in 2014. “Six Member States depend from Russia as single
external supplier for their entire gas imports and three of them use natural gas for more
than a quarter of their total energy needs.” To reduce the dangers posed by this overdependence on one supplier, the EC has devised a European Energy Security Strategy,
aimed both at reducing demand for gas (largely through improvements in efficiency and
the development of alternatives) and by increasing imports from suppliers other than
Russia, particularly Azerbaijan and Turkmenistan. Many in Europe also seek to reduce
reliance on Russian gas by employing hydraulic fracturing technology to liberate gas from
underground shale deposits and/or by importing U.S. shale gas in the form of liquefied
natural gas (LNG).
China poses another set of challenges. Unlike Russia, it is not interested in gaining control
over foreign energy supplies for economic or political advantage; rather, it seeks to funnel
an ever-increasing supply of oil and gas to its growing economy, thereby putting it in
competition with other importing states for access to these supplies.
China is now the world’s leading consumer of energy and is expected to account for the
largest share – 40 percent – of the projected increase in global energy consumption over
the next quarter-century. As in the past, China’s security-conscious leaders aim to rely as
much as possible on domestic sources of energy to satisfy the country’s growing needs,
but nevertheless find themselves increasingly reliant on imported supplies. This is especially true in the case of oil and natural gas: because of limits on China’s ability to increase
production from domestic reserves, it will be forced to import an ever-increasing share of
the nation’s energy requirements. In the case of oil, for example, the U.S. Energy Information Administration (EIA) predicts that China’s oil import requirement will jump from
5.2 million barrels per day in 2010 to 14.2 million barrels in 2040, an increase of 177 percent. To ensure its access to all this imported oil and gas, China – like the United States
before it – is extending its diplomatic and military sway to the major energy-producing
regions.
China’s drive to increase its influence in key energy-producing areas can be seen in its
assertive diplomatic outreach to leaders in Central Asia and Africa. Central Asia is of particular interest to Beijing because its oil and gas exports can be carried by pipeline directly to the Chinese border, eliminating the need for reliance on tankers that would travel
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through waters controlled by the U.S. Navy. To promote such ties, China has showered
Central Asian leaders with economic aid and diplomatic attention, and invited them to
play a conspicuous role in the Shanghai Cooperation Organization (SCO), a regional economic and security organization sponsored by China. Under the auspices of the SCO,
moreover, China has been supplying Central Asian forces with military aid and participating with them in joint military maneuvers.
Africa is also attractive to China as a source of energy because local governments appear
open to increased Chinese involvement, and because the Western presence – though substantial – is less overbearing than it is in the Persian Gulf area. To cultivate ties with African oil producers and allow for increased participation in their extractive operations by
Chinese firms, Beijing has provided them with substantial economic aid and invited them
to diplomatic extravaganzas like the Forum on China-Africa Cooperation. As in Central
Asia, moreover, it has provided friendly African governments with various forms of military assistance.
«China’s
aggressive
actions in the
South Chinese
Sea – including
the construction of military
facilities on
contested islands and
attacks on the
vessels of
other nations
– suggest a
belligerent
rather than a
cooperative
outlook»
Still in question is the degree to which China will imitate the United States by using military power to ensure the safety of its vital energy supply lines. Chinese naval officials
have become particular insistent on China’s need to enhance its ability to protect these
lines. “With the expansion of the country’s economic interests, the navy wants to better
protect the country’s transportation routes and the safety of our major sea lanes,” Rear
Admiral Zhang Hua-chen declared 2010. “In order to achieve this, the Chinese Navy
needs to develop along the lines of bigger vessels and with more comprehensive capabilities.” Recent comments by President Xi Jinping suggest that top government officials
share this outlook: according to one account, Xi told a Politburo meeting in 2013 that China must become a “maritime strong power.”
China’s emergence as a major naval power raises a number of important challenges for
Western strategic planners, especially with respect to issues of energy security. On one
hand, China can be viewed as a potential partner in protecting the global sea lanes against
piracy, terrorism, and other such threats. In fact, the Chinese Navy has cooperated with
Western forces in patrolling waters off East Africa and the Arabian Peninsula, helping to
reduce the risk of attacks on oil tankers and other merchant vessels. On the other hand,
China’s aggressive actions in the South Chinese Sea – including the construction of military facilities on contested islands and attacks on the vessels of other nations – suggest a
belligerent rather than a cooperative outlook. How all this will play out in the future cannot be foreseen, but will surely represent a major concern going forward.
New Technologies, New Challenges
In addition to the growing involvement of China and Russia in key oil-producing regions,
the problem of energy security is being compounded in other respects. These include, in
particular, the growing shift toward reliance on natural gas as a fuel of choice and the introduction of new drilling technologies that allow for the exploitation of previously inaccessible oil and gas reserves.
According to the International Energy Agency (IEA), the share of world energy provided
by natural gas is expected to rise from 21.3 percent in 2011 to 23.7 percent in 2035, while
the share held by both oil and coal will experience a noticeable decline. (This is in the
agency’s “New Policies Scenario,” which assumes a worldwide drive to reduce global carbon emissions.) The expected increase in gas consumption is the product of several factors, including efforts by many countries to reduce their reliance on coal (a leading source
of carbon emissions) and, in some cases, a desire to diversify fuel dependence away from
excessive reliance on oil.
But while natural gas offers a number of attractions as a source of energy, it is a product
of the same geological processes that were responsible for the formation of oil and is usually found in the same locations as major deposits of petroleum – and so poses some of
the same challenges to energy security. Of the ten countries with the largest reserves of
natural gas, six – Iran, Nigeria, Russia, Saudi Arabia, the United Arab Emirates, and Venezuela – are also among the top ten possessors of oil reserves. These countries have long
played a significant role in debates over energy security, and will continue to do so in the
future when natural gas comes to play a more significant role. But there are some noticeable standouts in the roster of major gas producers: Qatar, with the world’s third largest
reserves; Turkmenistan, with the fourth largest; the United States, with the fifth; and Aus40
tralia, number eleven in line. These suppliers, along with a number of others, will add a
new dimension to the security equation.
Of perhaps the greatest significance in all this is the emergence of the Caspian Sea basin
and Central Asia as a major source of natural gas. Together, the four major Caspian producers – Azerbaijan, Kazakhstan, Turkmenistan, and Uzbekistan – possess about 11 percent of the world’s gas reserves, or as much as North and South America combined. Until
1992, all of this gas was funneled into pipelines heading north to the Soviet Union and
utilized in accordance with policies set by central planners in Moscow. With the breakup
of the USSR, however, these states have sought multiple clients for their gas, including
new customers in the west (Europe), east (China), and south (India and Pakistan). Russia
nevertheless seeks to play a commanding role in the region and to funnel as much of the
gas into its own territory, as noted earlier. This has led to a fierce competitive struggle to
clench deals with the countries involved and to build (or expand) pipelines in all four directions.
«The prospect
of obtaining
more oil from
a friendly
Western Hemisphere nation has also
prompted the
United States
to devote more attention to
Brazil»
The emergence of Qatar, Australia, and the United States as major gas producers has also
affected the global energy equation. In these cases, it is a shift in the mode of delivery that
is most affecting the geopolitical equation: by exporting their gas in the form of LNG rather than shipping it via pipeline, these producers can sell to a broader international market. Similarly, by building LNG receiving terminals, major gas-importing countries such
as China, Japan, South Korea, and the EU countries can multiply their sources of supply,
thereby minimizing the risks of over-reliance on just one or two major suppliers. To satisfy this rising LNG demand, Qatar, Nigeria, Australia, and others are stepping up their gas
production and building new LNG export terminals.
The United States present an especially interesting case in this regard: until a few years
ago, the country was planning to build more LNG terminals to import gas, in anticipation
of future shortages; now, as a result of increased domestic production, it is converting
some existing terminals to permit the export of gas, and beginning the construction of
new, export-purposed terminals. One of the arguments being advanced for allowing such
exports is that deliveries of cheap American LNG to Europe would help reduce that area’s
dependence on Russian gas, thereby reducing Moscow’s ability to apply political pressure
on European governments.
The problem of energy security has been further complicated by growing reliance on oil
and gas obtained from deep-offshore locations. Oil companies have long drilled in shallow coastal areas adjacent to major onshore reserves, for example in waters off Texas and
Louisiana in the United States and off Baku in what is now Azerbaijan. But the development of deepwater drilling is a relatively recent phenomenon. In 2005, Chevron set a record by drilling in 3,500 feet of water in the U.S. Gulf of Mexico, a major site for deepwater
innovation. Shell was the next company to break records, announcing in 2010 that it had
drilled 8,000 feet beneath sea level at its Perdido field, 200 miles east of the Texas coastline. The Brazilians are also beginning to reach extreme depths in their efforts to exploit
newly discovered undersea reservoirs in the South Atlantic, called “pre-salt” fields as they
lie below a thick layer of salt. Record-breaking depths have also been reached in waters
off India and Angola.
As was true of the emergence of new drilling opportunities in the Caspian Sea basin and
West Africa, the development of these offshore fields has sparked enormous interest from
the major oil-consuming countries and aroused fresh geopolitical competition. Brazil’s
pre-sale fields, for example, are believed to house as much as 80 billion barrels of oil,
pushing Brazil into the top tier of oil producers and giving that country added international clout. The prospect of obtaining more oil from a friendly Western Hemisphere nation has also prompted the United States to devote more attention to Brazil. “We want to
work with you,” President Obama told a group of Brazilian business leaders in March
2011. “We want to help with technology and support to develop these oil reserves safely,
and when you’re ready to start selling, we want to be one of your best customers.”
The prospect of expanded drilling in the Arctic region has sparked similar interest. By all
accounts, the Arctic harbors vast reserves of oil and gas: a 2008 study of the U.S. Geological Survey, for example, concluded that the area houses approximately 30 percent of the
world’s undiscovered natural gas reserves and 13 percent of its undiscovered oil, most of
it located in offshore deposits. Extracting this energy has long proved a major challenge
due to the region’s extremely harsh weather conditions; as a result of climate change,
41
however, operating conditions in the region have become noticeably improved, especially
through the shrinkage of the Arctic ice cap. To exploit these now-more-accessible reserves, the oil firms are deploying new drilling platforms with an enhanced capacity to
resist collisions with floating sea ice. Royal Dutch Shell, for example, has attempted to
drill in parts of the Beaufort and Chukchi Seas adjacent to Alaska, while Statoil is extracting gas from Norway’s sector of the Barents Sea and Russia’s Gazprom is preparing to
drill in the Pechora Sea, off northern Siberia.
«Climate
change will
alter the equation in many
ways: by putting pressure
on governments to decarbonize
their energy
systems; by
increasing the
appeal of
natural gas
over other
fossil fuels»
The development of deep-offshore and Arctic reserves could help diversify the global supply of oil and natural gas, thereby enhancing energy security. However, the exploitation
of these resources will not occur without raising new problems of their own. To begin
with, some of the new offshore discoveries lie in areas that are contested by two or more
littoral states, leading to clashes over the right to drill there. In the South China Sea, for
example, China has used its naval forces to prevent Vietnamese vessels from interfering
with Chinese drilling operations in an area claimed by both countries. In addition, some
offshore drilling facilities, notably those in the Gulf of Guinea, have come under attack
from criminal gangs and anti-government insurgents. Gaining access to some of these
areas, particularly those in the Arctic, will also pose a problem: although climate change
has eased conditions in these areas, it is still dangerous for conventional vessels to operate in ice-strewn waters.
The Road Ahead
As we have seen, the concept of energy security has evolved considerably from its origins
in British and American concern over the safety of oil imports from the Persian Gulf region. Today, the concept applies to a variety of fuels, producing regions, and consuming
states. China, now the world’s leading consumer of energy, has found it necessary to
adopt some of the same strategies long employed by the major Western powers to protect
its globe-spanning supply lines. New drilling technologies have brought previously inaccessible reserves into production, further complicating the picture. No doubt other such
developments, not yet fully evident, will add additional wrinkles to the security equation.
Of the many new developments that are likely to affect energy security in the years ahead,
none is likely to be as significant as climate change. Climate change will alter the equation
in many ways: by putting pressure on governments to de-carbonize their energy systems;
by increasing the appeal of natural gas over other fossil fuels; by reducing the clout of oilproducing countries; and by exposing energy infrastructure to increased risk of damage
and destruction.
As the negative effects of climate change become increasingly evident, governments
around the world are likely to adopt various measures to reduce their emissions of GHGs,
notably by penalizing the consumption of fossil fuels and promoting the use of renewables. This, in turn, will diminish the centrality of oil in the discourse on energy security,
while placing greater emphasis on natural gas – often described as a “bridge” fuel to renewable forms of energy – and uranium (the primary fuel for nuclear reactors). In time,
concerns may also arise over access to rare earth elements (REEs), lithium, platinum, and
other specialized minerals used in green technology, such as solar panels, wind turbines,
and electric vehicles. The signal importance of REEs was graphically demonstrated in
October 2010, when China – then the source of 97% of these materials – blocked REE exports to Japan in retaliation for Japan’s arrest of a Chinese fishing-boat captain accused of
ramming a Japanese coast guard vessel in disputed waters of the East China Sea. As a result of all this, the major exporters of petroleum may lose some of their geopolitical clout,
while the producers of natural gas, uranium, REEs, and other such materials will acquire
increased clout.
Finally, the advance of climate change is likely to expose critical energy infrastructure –
power stations, transmission lines, refineries, pipelines, and so forth – to increased risk of
damage and destruction. This is so because many thermal-power stations (whether fired
by coal, gas, or nuclear energy) are located along rivers or coastlines (in order to obtain
water for cooling) and so are especially vulnerable to such climate-related impacts as sea
level rise and severe flooding. Many oil terminals and refineries are also located along
coastlines and rivers, and so face similar dangers. The diminished rainfall and prolonged
droughts projected for many areas will affect energy in several ways: by reducing the water flow through river-driven power stations; by reducing the flow (and raising the temperature) of river water used for cooling thermal-power units; and by increasing the fre42
quency and severity of infrastructure-destroying wildfires. Increasingly, then, energy
producers will have to consider such risks when installing new (or modernizing old) production and delivery systems, to better ensure that vital infrastructure will continue to
operate when exposed to severe climate change impacts.
ENDNOTES:
1.
British Petroleum (BP), Statistical Review of World Energy, June 2015 (London: BP,
2015), pp. 8-9.
2.
For an introduction to the discourse on this topic, see Carlos Pascual and Jonathan
Elkind, eds., Energy Security: Economics, Politics, Strategies, and Implications
(Washington: Brookings Institution Press, 2010).
3.
See Suzanne Maloney, “Energy Security in the Persian Gulf: Opportunities and Challenges,” and Michael O’Hanlon, “How Much Does the United States Spend Protecting Persian Gulf Oil,” in ibid, pp. 37-72.
4.
For discussion of these concerns, see Daniel Moran and James A. Russell, eds., Energy Security and Global Politics (Abingdon, UK: Routledge, 6449 ).
5.
See Michael T. Klare, “Climate Change Blowback: The Threats to Energy Security,”
The SAIS Review of International Affairs, vol. 79, no. 5 (Winter-Spring 2015), pp. 6172.
6.
U.S. Energy Information Administration (EIA), “World Oil Transit Chokepoints,”
November 10, 2014, retrieved at http://www.eia.gov/beta/international/regionstopics.cfm?RegionTopicID=WOTC
7.
For background and discussion, see Michael A. Palmer, Guardians of the Gulf (New
York: Free Press, 1992).
8.
For background on these events, see Geoffrey Jones, The State and the Emergence
of the British Oil Industry (London: MacMillan, 59 8 5), pp. 9 -31, 129-76. See also
Daniel Yergin, The Prize (New York: Touchstone, 1992), pp. 153-64, 173-76.
9.
For background on these developments, see David S. Painter, Oil and the American
Century (Baltimore: Johns Hopkins University Press, 59 8 6 ), pp. 76-51, 85-95; Michael
B. Stoff, Oil, War, and American Security (New Haven: Yale University Press, 1980),
pp. 34-88.
10.
See Michael A. Palmer, Guardians of the Gulf (New York: Free Press, 1992), pp. 2025; and Yergin, The Prize, pp. 403-5.
11.
See Michael T. Klare, American Arms Supermarket (Austin: University of Texas
Press, 1985), pp. 108-26.
12.
For background on the Carter Doctrine, see Palmer, Guardians of the Gulf, pp. 10111.
13.
Jimmy Carter, State of the Union address, Washington, D.C., January 23, 1980, retrieved
at
http://www.jimmycarterlibrary.gov/documents/speeches/
su80jec.phtml
14.
See Palmer, pp. 101-2, 106-8, 112-17.
15.
Ibid, pp. 117-49.
16.
Ibid, pp. 150-92. See also Michael T. Klare, Blood and Oil (New York: Metropolitan
Books, 2004), pp. 49-53, 94-102.
17.
For discussion, see Duane Chapman, “Gulf Oil and International Security: Can the
World’s Only Superpower Keep the Oil Flowing?” in Moran and Russell, Energy
Security and Global Politics, pp. 7 9-94.
18.
The White House, Office of the Press Secretary, “Remarks by President Obama in
Address to the United Nations General Assembly,” United Nations, New York, New
York, September 24, 2013, retrieved at http://www.whitehouse.gov/the-pressoffice/2013/09/24/remarks-president-obama-address-united-nations-generalassembly.
19.
This was a major objective of the energy policy adopted by the Bush administration
in 2001. See National Energy Policy Development Group, National Energy Policy
(Washington, D.C.: White House, 2001), chap. 8.
20.
The author first examined this topic in Klare, Blood and Oil, pp. 113-45.
21.
See Thomas H. Johnson, “Central Asia: Energy Resources, Politics, and Security,” in
Moran and Russell, Energy Security and Global Politics, pp. 135-54. See also Michael T. Klare, Rising Powers, Shrinking Planet (New York: Metropolitan Books,
2009), pp. 115-145.
22.
For background, see Michael T. Klare, Blood and Oil, pp. 132-39. See also Daniel
Yergin, The Quest (New York: Penguin, 2011), pp. 43-79.
23.
See Klare, Rising Powers, Shrinking Planet, pp. 157-64.
43
24.
25.
26.
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
40.
41.
42.
43.
44.
45.
46.
47.
48.
49.
50.
51.
52.
53.
54.
See Lauren Ploch, Africa Command: U.S. Strategic Interests and the Role of the U.S.
Military in Africa, CRS Report for Congress (Washington, D.C.: Congressional Research Service, March 22, 2011), pp. 19-25.
For background and discussion, see Klare, Rising Powers, Shrinking Planet, pp. 88209.
See Amy Myers Jaffe and Ronald Soligo, “Energy Security: The Russian Connection,”
in Moran and Russell, Energy Security and Global Politics, pp. 112-34.
26 European Commission (EC), European Energy Security Strategy, Communication
from the Commission to the European Parliament and the Council (Brussels: EC,
2014), p. 2.
EC, Energy Security Strategy, retrieved at https://ec.europa.eu/energy/en/topics/
energy-strategy/energy-security-strategy
For discussion, see Erica S. Downs, “Who’s Afraid of China’s Oil Companies?” in Pascual and Elkind, Energy Security, pp. 73-102. See also Klare, Rising Powers, Shrinking Planet, pp. 6 7-77.
EIA, International Energy Outlook 2013 (Washington: EIA, 2013), Table A1, p. 179.
For background on China’s growing energy needs, see Yergin, The Quest, pp. 189224.
EIA, International Energy Outlook 2013, Tables A5 and G1, pp. 184, 247.
See Jane Perlez, “China Looks Westward as it Bolsters Regional Ties,” New York
Times, September 8 , 6457. On the SCO, see also Bates Gill and Matthew Oresman, China’s New Journey to the West (Washington, D.C.: Center for Strategic and International Studies, 2003).
See Klare, Rising Powers, Shrinking Planet, pp. 164-71, 214.
Rear Adm. Zhang Hua-chen, as quoted in Edward Wong, “Chinese Military Seeks to
Extend Its Naval Power,” New York Times, 68 April 6454.
As quoted in Jane Perlez, “Chinese Leader’s Rise Came with New Attention to Dispute with Japan,” New York Times, December 7, 6457.
See Andrew S. Erickson and Austin M. Strange, “Learning the Ropes in Blue Water:
The Chinese Navy’s Gulf of Aden Deployments Have Borne Worthwhile Lessons in
Far-Seas Operations,” U.S. Naval Institute Proceedings, April 2013, pp. 34-38.
See Jane Perlez, “China Building Aircraft Runway in Disputed Spratly Islands,” New
York Times, April 57 , 6459.
International Energy Agency (IEA), World Energy Outlook 2013 (Paris: IEA, 2013),
Table 2.1, p. 58.
For background, see EIA, International Energy Outlook 2013, pp. 41-66.
BP, Statistical Review of World Energy, June 2013 (London: BP, 2013), pp. 6, 20.
Ibid, p. 20.
Ibid.
For background, see Klare, Rising Powers, Shrinking Planet, pp. 128-41. See also
Christopher Boucek, “Maintaining Gazpromistan: The Politics of Turkmen Gas Exports,” in Moran and Russell, Energy Security and Global Politics, pp. 155-74.
See EIA, International Energy Outlook 2013, pp. 41-66.
IEA, World Energy Outlook 2013, p. 127.
See Coral Davenport and Steven Erlanger, “U.S. Hopes Boom in Natural Gas Can
Curb Putin,” New York Times, March 6 , 6458.
See Michael T. Klare, The Race for What’s Left (New York: Metropolitan Books,
2013), pp. 41-49.
For background on Brazil’s offshore reserves, see EIA, “Brazil,” Country Analysis
Brief, October 1, 2013, retrieved at http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?
fips=BR.
White House, Office of the Press Secretary, “Remarks of the President at U.S.-Brazil
Business Summit,” Brasilia, March 19, 2011, retrieved at http://
www.whitehouse.gov/the-press-office/2011/03/19/remarks-president-ceobusiness-summit-brasilia-brazil.
U.S. Geological Survey (USGS), “Circum-Arctic Resource Appraisal: Estimated of
Undiscovered Oil and Gas North of the Arctic Circle,” USGS Fact Sheet 2008-3049
(Washington, D.C.: USGS, 2008).
For background, see Ronald O'Rourke, Changes in the Arctic: Background and Issues for Congress, CRS Report for Congress (Washington, D.C.: Congressional Research Services, August 8, 2013).
For background on these endeavors, see Klare, The Race for What’s Left, pp. 7 4-93.
For discussion, see Yergin, the Quest, pp. 423-725.
See Klare, The Race for What’s Left, pp. 596-82.
44
NATO and Energy Security
W
hen former British Prime Minister Harold MacMillan was asked what
he feared most as a politician, he allegedly responded: “events”. The
same answer could have been given by any NATO Secretary General.
For no matter how much institutions like NATO may cultivate a narrative of taking forward-looking decisions based on a thorough analysis of the strategic
environment, the reality is quite different.
Michael Ruhle
Head, Energy Security
Section, NATO
Emerging Security
Challenges Division.
The author expresses
solely his personal
views.
The insight
from
Rather than following a well-crafted script, NATO’s policies are often improvisations:
imperfect collective responses to challenges that were not – and often could not be –
anticipated. Indeed, NATO’s emerging role in energy security offers a textbook example of how events drive policy: A subject that seemed to go nowhere when discussed
largely in the abstract started to evolve once concrete international developments created pressure that compelled Allies to respond.
An Anxious Birth
In the winter of 2006 a dispute between Russia and Ukraine over the price of gas left
several countries in Central and Eastern Europe without energy supplies, causing considerable economic damage. The crisis raised questions about the impact of energy
risks on national security and, more generally, on national sovereignty. For the countries affected, many of which had joined NATO only a few years earlier, there was,
however, yet another important question to be answered: should the Atlantic Alliances’ mission of safeguarding the security of its member states also include the energy
dimension?
The initial answer to this question turned out to be less affirmative than NATO’s new
members would have liked: the Allies struggled to define NATO’s role in an area which
was largely non-military in nature, featured many institutional players, and, above all,
remained mostly a national responsibility. Moreover, many “old” Allies felt uncomfortable at the thought that NATO might be drawn into a dispute between some of its newer members and their main energy supplier Russia.
Accordingly, when the key principles and areas of NATO’s energy security activities
were laid down at the 2008 Bucharest Summit, special attention was paid to avoiding
these pitfalls. The result was an exceedingly modest remit: the Allies were to continue
their practice of sharing intelligence on energy-related developments, consult politically, engage in cooperation with interested partner countries, and use NATO as a forum
for exchanging best practices on the protection of critical energy infrastructure. In a
nutshell, while energy security had been formally added to NATO’s agenda, it remained
far down on the Alliance’s priority list.
Speaker in the second
FLAD 3D Conference
19th November 2015
In 2010, a new Strategic Concept with rather bold language on energy security, as well
as the creation of a dedicated Energy Security Section in NATO’s International Staff,
seemed to indicate a willingness of Allies to give that subject greater attention. Yet
these developments did not by themselves lead to a broader NATO remit in this area.
At the end of the day, it was the changing international energy landscape that allowed
the Alliance’s energy security agenda to move forward. This evolution of the global
energy landscape did not only bring the links between energy and security into sharper focus; it also helped energy security in NATO to shed its erstwhile stigma of being
merely an obsession of the Central and Eastern European Allies.
Global Energy Developments
It was a number of international events rather than conceptual blueprints that made a
45
NATO role in energy security appear increasingly realistic. NATO’s counter-piracy operation off the Horn of Africa brought home the role of naval forces in protecting energy shipments, as did Iran’s repeated threats to block the Strait of Hormuz. Pakistan’s temporary
closure of its borders for NATO supply lines into Afghanistan, and the repeated attacks on
fuel supplies for NATO forces highlighted the operational dimensions of energy.
Moreover, terrorist attacks continued to target energy infrastructure, notably in Iraq, Nigeria, and Egypt, averaging 350 incidents per year. Concerns about cyber threats to energy infrastructures were heightened by the “Stuxnet” malware that had damaged Iranian
centrifuges, and by the attack on Saudi Aramco, which rendered thousands of computers
unworkable. The Fukushima nuclear disaster in March 2011 also dramatically influenced
the global energy debate. And the “Arab Spring” as well as NATO’s operation against proGaddafi forces in Libya in 2011 also highlighted the importance of energy security, as
these developments involved some of the key energy suppliers for Europe.
«Maintaining
strategic
awareness of
energy
developments
and their
security
implications is
therefore part
and parcel of
NATO’s energy
security
agenda»
Moreover, the “shale gas revolution” in the United States sparked a discussion on the US’
prospective energy independence and its ramifications for Washington’s relations with
Europe and the Middle East. Finally, the Ukraine-Russia’s crisis that erupted in the spring
of 2014 demonstrated Russia’s use of energy as part of a “hybrid” strategy of applying
military and non-military means in a way to complicate a coherent response. All these
developments underlined that NATO could no longer ignore the energy dimensions of
security.
NATO’s Contributions to Energy Security
While NATO is not an energy institution, it features several unique characteristics that
allow it to make constructive contributions to the energy security of Allied and partner
countries. In terms of membership, NATO includes the United States and Canada, two
countries that have rather recently emerged as major oil and gas producers. NATO also
includes European non-EU countries, such as Norway and Turkey, which are important
producers and emerging energy hubs, respectively. In terms of procedures, NATO offers a
continuum of intelligence-sharing, political consultation, military planning and military
action. It also features a large network of relations with partner countries that includes
major energy producers and transit countries. At present, this agenda builds upon the
following elements:
Raising Strategic Awareness
The US shale gas and shale oil “revolutions”, as well as growing volumes of Liquefied Natural Gas (LNG) shipped worldwide are a boon for the energy security of some NATO Allies. However, the increasing share of energy supplies shipped by sea raises new maritime
security concerns. Falling oil and gas prices, in turn, could affect many non-NATO energy
suppliers, including Russia. Maintaining strategic awareness of energy developments and
their security implications is therefore part and parcel of NATO’s energy security agenda.
This includes political consultations (among Allies and with partner countries), intelligence-sharing, and in-house analyses of how energy developments could impact on
NATO’s policies and operations. The cross-cutting nature of emerging challenges will also
be increasingly reflected in NATO’s exercises through the incorporation of energy, cyber
and other elements into relevant scenarios.
Support the Protection of Critical Energy Infrastructure
Critical energy infrastructure faces various types of risks, ranging from natural disasters
and political instability to terrorist and cyber attacks. As most NATO member states depend on energy imports from regions outside the Alliance, they have a vested interest in
contributing to the security of energy infrastructure in the producing or transit countries.
While the protection of critical energy infrastructure remains a national responsibility,
sharing best practices (e.g. through workshops and table-top exercises) remains NATO’s
most frequently offered cooperation item with respect to energy security. Activities in
46
this regard benefit from NATO’s longstanding expertise in crisis and consequence management as well as civil emergency planning, and from the effective involvement of the
private sector.
Enhancing Energy Efficiency in the Military. It is widely acknowledged that the
growing fuel requirements of Allied forces can compromise their operational effectiveness. Since NATO's missions will involve long distances and a sustained presence, they
require ever larger support structures, which also increase the risk for Allied soldiers.
Several NATO member nations have thus started to examine ways to reduce their dependence on traditional fuels and shrink their logistics footprint. However, these are essentially national initiatives. NATO has stated to bring scattered national efforts together,
with a view to explore promising technologies (e.g. smart grids in deployable base camps,
fuel cells) and agree common standards to enhance Allied interoperability. Reducing the
logistical effort means reducing fuel costs, reducing the risk for soldiers who protect supplies, and demonstrating environmental awareness.
«If Allies
were to hold
more regular
discussions on
the security
implications
of energy
developments
– and in
particular on
the nexus
between
energy,
resources
and conflict –
energy
security
would be
further
‘mainstreame
d’ into NATO’s
core
business»
The Next Steps
Tailored Cooperation with Partner Countries. Several of NATO’s partner countries have
expressed their interest in cooperation in the field of energy security, but their interests
differ considerably. For example, whereas some countries are mostly interested in the
protection of maritime energy infrastructure and anti-piracy operations, others focus on
training and on access to NATO member countries’ expertise in the protection of energy
infrastructures. To respond effectively, NATO is not only deepening regular contacts but
also seeks to develop tailored partnership cooperation menus in energy security and, as
appropriate, other emerging challenges. NATO’s Science for Peace and Security Programme also plays an important role, as it provides opportunities for NATO member and
partner countries to develop new methodologies and technologies in the field of energy
security.
Increased Dialogue with Other Energy Security Stakeholders. Major international organisations, including NATO, the EU and the OSCE, are currently defining their respective roles
in energy security. To avoid duplication, NATO maintains an informal dialogue with these
and other energy security stakeholders. For example, the International Energy Agency
regularly briefs NATO committees on global energy developments, and NATO and the
OSCE coordinate their efforts in producing “best practices” guidelines on the protection of
critical energy infrastructure. Ultimately, this dialogue will also need to include the private sector. Like in the case of cyber defence, the private sector owns most of the infrastructure that NATO’s efforts are meant to help secure. Such a dialogue should contribute
to a consistent evaluation of risks and threats among the key energy players.
Training and education. The growing importance of energy considerations in the international political debate suggests that energy security should become a permanent fixture in
NATO’s education and training programmes. Diplomats and military leaders alike should
be given the opportunity to develop a better understanding of energy and related issues,
such as resource competition and climate change, as drivers of future security developments. To this end, an attempt is now being made to set up new (or augment existing)
courses at NATO’s training facilities. The NATO Energy Security Centre of Excellence in
Lithuania is playing a major role in this regard, in particular as concerns training on enhancing military energy efficiency. In addition, some of NATO’s partner countries may
open their national education and training facilities for NATO and other partner nations.
Enhanced public diplomacy efforts. Since all major documents on energy security are classified, NATO’s role in this area is insufficiently understood, not only by the public but also
by the political elites of partner countries and not least by academia. Given the increasing
public interest in NATO’s response to emerging challenges - and the need to prevent any
misunderstandings - the Alliance is now making a more systematic effort to explain its
policies and initiatives to a broader audience. This includes a stronger web presence, arti47
cles and conference contributions by NATO staff, and disseminating the findings of
NATO's energy-related events to a much broader group of stakeholders.
Conclusion
NATO’s role in energy security is likely to remain modest, all the more so as the UkraineRussia crisis has forced the Alliance to re-emphasise its traditional military role as a provider of collective defence. Still, even this modest role can be better integrated into
NATO’s overall agenda. For example, if Allies were to hold more regular discussions on
the security implications of energy developments – and in particular on the nexus between energy, resources and conflict – energy security would be further “mainstreamed”
into NATO’s core business and no longer be perceived as an “exotic” subject for the Alliance. The fact that this process is now accelerating testifies to the truth in Harold MacMillan’s quip mentioned above: what drives policy are not blueprints, but concrete events.
48
European energy security and the role of
Portuguese speaking countries
T
he European Union once again is experiencing a lively and at times emotional
debate about dependence on Russian natural gas. This dependence has always been problematic for a handful of countries, which unfortunately have
proven unable or unwilling to take appropriate action to change the status
quo, for instance by making investments in infrastructure to allow for diversification of
supplies. European institutions have also largely omitted proving to particular member states, e.g. Bulgaria, Romania, and Hungary.
Tim Boersma
Acting Director of
the Energy Security and
Climate Initiative of the
Brookings Institution
The insight
from
It is important to keep in mind that for the larger part of the EU dependence on Russian natural gas is a non-issue. In the current political climate, the calls for diversification are persistent, even though we do not expect any major shifts in Europe’s fuel mix.
The fact is that western Europe has successfully implemented a diversification strategy, which is based on three pillars: domestic production (though the lack of unconventional exploration is curious and worrisome), diverse pipeline imports, supplemented
with liquefied natural gas (LNG).
Energy security on the Iberian Peninsula
The Iberian Peninsula has always had some unique features in the EU gas market. Due
to the lack of interconnection capacity with France, Spain and Portugal have been
turned effectively into an energy island. Aggregate gas consumption of these two countries in 2014 was approximately 30.1bcm per year, which is met by pipeline imports
from Algeria (at approximately 18.76 bcm/y) and imports of LNG. Over the course of
the years these two countries have significantly invested in regasification capacity,
making the Iberian Peninsula, together with the United Kingdom, the major importer
of LNG in the EU. It is important to keep in mind that in recent years both Portugal and
Spain have reduced their gas demand significantly by implementing very aggressive
renewables policies. In addition, the economic malaise has taken its toll.
As a result of the aforementioned reasons a significant amount of regasification capacity in Spain and Portugal is not used (as is true throughout the EU). As part of an ongoing European debate about a new LNG strategy (to be released in early 2016), policy
makers are looking at options to make use of this unused potential, and bring more
diverse supplies into the EU. The basic idea is that by increasing interconnection and
transport capacity with France and then onward, an opportunity is created to ship diverse gas supplies to other EU member states.
A number of structural challenges may make this option less straightforward than it
appears at first glance. First, France has always been reluctant to endorse increased
interconnection capacity, most likely fueled by local industrial interests. It is worth
noting that some investments have been planned such as the MidCat project that
would double pipeline export capacity to 15.1bcm, but significant improvements are a
number of years away. In addition, recently the European Commission started a highlevel working group with representatives from Spain, Portugal, and France, in order to
address the structural lack of cooperation. All of this marks progress, but it is unlikely
to move quickly.
Speaker in the second
FLAD 3D Conference
19th November 2015
Second, EU policies do not explicitly favor natural gas to begin with. With a dysfunctional emissions trading scheme, the net result of EU policies currently is that most
member states have aggressive, yet expensive, renewable support schemes, and for
baseload countries use either nuclear energy, or in most cases coal. It is unclear how
the EC expects major investments in gas infrastructure to occur when its policy framework is not aligned.
Changes in the global gas market
Globally, a number of positive developments are of note. Foremost, the world is awash
49
in natural gas. The most important contributor is the United States, where massive
amounts of methane are being extracted from shale rock layers. This fundamentally challenges global gas markets in a number of ways. First, it has turned the world’s largest consumer of natural gas into a future net exporter of the commodity. Second, and related, this
has freed up significant volumes of natural gas in other countries, which are looking for a
new destination.
Third, US companies that are eyeing exports of natural gas in the form of LNG are challenging the conventional way of doing business. Historically, gas contracts have been indexed to oil, and even though change will not come rapidly, US companies are offering an
alternative (pricing based on trading hubs) that may well become the future standard.
«Portuguese
speaking
countries play
an increasingly
important role
in the global
gas market,
but significant
challenges
remain»
In the short term, for a continent like the EU, which is increasingly import dependent, an
oversupplied market may be good news. Prices are low, and buyers which need more natural gas than is contractually committed can safely turn to the spot market for affordable
cargoes. Yet it is worth keeping in mind that the current price environment does not incentivize new upstream investments, and worldwide capital intensive projects are under
increased pressure. Looking at current price levels, it seems worthy to remember that
whatever goes down, will come up again.
The role of Portuguese speaking countries
Portuguese speaking countries play an increasingly important role in the global gas market, but significant challenges remain. Angola’s LNG facility in Soyo had been plagued by
technical problems since it started operations in 2013. It has been closed since mid-2014,
and even though it may resume operations later this year, it may take until 2020 before
the plant reaches its full operating capacity. Mozambique is trying to bring major gas reserves to the market, though there are significant challenges on the way, foremost the
current price level. We believe it will take until beyond 2020 before Mozambique can
bring substantial volumes of natural gas to the market.
In the short term, European energy security can be improved by further integrating European member states, and constructing additional infrastructure to enable resources to
flow freely throughout the EU. Portuguese speaking countries can add to global supplies
by continuing exploration, and bringing resources to the market.
1.
2.
3.
BP Statistical Review of World Energy June 2014
http://www.eia.gov/beta/international/analysis.cfm?iso=DZA
The Iberian Peninsula currently has approximately 77 billion m 3 (N)/year of total annual regasification
capacity in place. The following is a list of all regasification terminals in Portugal and Spain including
those under construction. Portugal: Sines LNG terminal with 7.9 billion m 3 (N)/year capacity. Spain:
Cartagena LNG Terminal with 11.8 billion m3 (N)/year capacity, Bilbao LNG Terminal with 8.8 billion m3
(N)/year capacity, Barcelona LNG Terminal with 17.1 billion m 3 (N)/year capacity, Huelva LNG Terminal 11.8 billion m3 (N)/year capacity, and Sagunto LNG Terminal 8.8 billion m 3 (N)/year capacity. Additionally, Spain has two terminals under construction in the Canary Islands: Tenerife (Arico-Granadilla)
at 2 billion m3 (N)/year capacity by 2020 and Gran Canaria (Arinaga) at 2 billion m 3 (N)/year capacity
by 2021. For additional information refer to:
http://www.gie.eu/download/maps/2015/
GIE_LNG_2015_A0_1189x841_FULL_wINFOGRAPHICS_FINAL.pdf
50
Angola: Time to shift gears?
O
nce again, Angola, although up high on the ranking of Africa’s biggest oil producers is experiencing tough times due to the sudden drop in crude oil prices. After experiencing rapid growth and development in the last couple of
years, and being seen over and over again as one of the industry’s darlings
on the continent, the man on the street in Luanda and oil company workers and executives alike are asking “where to now”?
Low oil prices have driven hard currency reserves to levels that do not currently allow
the country to settle all the imports it needs to function, those entrepreneurs that have
invested in local production are finding it hard to access the raw materials required to
continue manufacturing, and confidence is being affected. However, although there is
always a tendency in these cycles to blame the oil industry for the country’s woes, the
answer (or at least part of it) may just be found in the industry itself.
The use of oil-generated revenue and petroleum resources to improve or stimulate the
non-oil economy is something that has been successfully tested in various countries
worldwide, and that is often on the tips of the tongues of economists that look at developing oil producing nations. Angola, in the midst of the current oil price crisis, may
have two important tools right on its doorstep to do just that.
The onshore “miracle”
Dr. Ricardo Silva
Dra. Sara Frazão
Miranda&Associados
Parceiro
A lot has been written about the untapped potential of the Angolan onshore throughout the years. However, the truth is that, although often announced as the country’s next “oil producing frontier”, not much has happened in recent years. With the
exception of the traditional fields, and the limited production in Soyo and the on and
off efforts in Cabinda (some of which are finally coming to fruition after decades of
stops, starts and stumbles), the government’s successive attempts to develop the Congo and Kwanza onshore basins have never really taken off. For various reasons, including the 2008 drop in prices, the need to adequately prepare the legal framework and
the local populations for the challenges of onshore exploration, and the decision to
first bet on the nation’s pre-salt potential, onshore stayed on the back burner until last
year, when a new onshore licensing round was finally launched.
After carefully assessing the interest of the industry and the applications made, in September this year the local authorities finally announced the list of pre-qualified entities
for both operators and non-operators, where we will find some well-established names, but also medium and small sized independents from all over the world, and a significant amount of indigenous Angolan companies looking to enter the scene through
what is perceived as a lower cost and lower risk play.
The issue at the moment, however, is whether or not the terms of reference also recently announced by the Ministry of Petroleum and Sonangol are sufficiently attractive
in a low oil cost environment to allow the more qualified operators and the smaller
sized solid and experienced companies to convince their boards that it is worthwhile
to invest in the Angolan onshore at a time when other opportunities are arising worldwide as a result of companies having to readjust their portfolios.
As we all know, onshore exploration has its challenges, but as has been seen with the
US shale revolution, it can also be a catalyst for huge economic development of the regions where the petroleum activities take place.
It would be a shame to see Angola miss out on the opportunity to take growth to certain less developed areas of the national territory and increase employment opportunities due to terms that the companies associate more with the prolific offshore.
Perhaps a readjustment of the bidding deadlines, accompanied by a relaxing of the
terms of reference (notably in terms of adding greater flexibility in the work program
fixed requirements) would be sufficient to make the licensing round more attractive in
the current scenario, and bring in more bids and players.
51
Pre-salt gas – can’t live with it, can’t live without it
Natural gas can be an oil province’s best friend or worst nightmare. A blessing or a curse.
On the east coast of Africa, huge natural gas discoveries launched the Mozambique and
Tanzania oil industries; in Nigeria and Equatorial Guinea they allowed for the launching
of successful natural gas liquefaction projects.
In Angola, the large gas discoveries in some of the country’s pre-salt blocks have been an
unexpected “bonus” that has left the industry scratching its head. Besides the world class
crude oil discoveries in some of the pre-salt blocks (notably the Cameia Discovery), Angolan pre-salt exploration has also led to some large natural gas discoveries, two of the most
relevant of which are the Azul field in Block 8 and Bicuar field in Block 21. Traditionally
Angola has been a “crude oil province”, with the legal and contractual terms mostly designed for crude oil discoveries. Even the legal framework for the Angola LNG Project
(although contemplating the possibility of future non-associated gas as feedstock) was
designed to monetize associated natural gas from the country’s crude oil fields.
«With the
sharp drop
in oil prices,
petroleum
companies
active in E&P
operations
are
increasingly
focusing on
taking
calculated
risks and
anticipated
planning»
Faced with large discoveries of gaseous hydrocarbons, the question now is how to monetize this gas within the existing framework, or how to negotiate and approve changes to
the framework that will allow this gas to be used to the benefit of the country. Of course
the ideal solution would be to involve the international oil companies that have made the
discoveries in their development as this would not only allow them to recover their investment and make an adequate return, but also send a clear and positive message to the
international industry. This, however, requires an agreement first and foremost on the
development model for the natural gas’ monetization, but also on the commercial and
technical terms of the development.
With the sharp drop in oil prices, petroleum companies active in E&P operations are increasingly focusing on taking calculated risks and anticipated planning. Unexpected
events and unforeseen circumstances are, at times like this, the worst fear for businesses.
Natural gas discoveries in large quantities are frequently on the top of the difficulties
companies have been recently facing while drilling in Angola, in addition to high operating costs. Hard to market and expensive to transport, surplus natural gas is frequently
seen as a hurdle for operations, especially for companies who came to the country to find
oil.
So where can we find the middle ground where the country’s and the companies’ interests can meet?
Gas to power and other solutions
In line with the Government’s purpose of spreading the benefits of Angola’s prolific oil
and gas industry to other sectors, gas-to-power appears to be an interesting alternative to
monetize all or some of the gas recently found, as this would not only contribute to the
industrialization and economic development of the country, but also to the satisfaction of
the basic needs of the Angolan population, the vast majority of which is still deprived
from power, particularly in rural areas. It would also allow the country to lower its CO2
emissions, in line with ambitions and expectations of citizens worldwide and the most
recent discussions within the international community (Angola still generates most of its
power from “dirty sources”, including diesel generators and power plants).
With an electricity production of 5.512 billion kWh (2011 est.), an electricity consumption of 4.875 billion kWh (2011 est.), and an installed electricity generating capacity of
1.657 million kW (2011 est.), the Angolan government has been aiming to increase the
electrification rate of the country from 33% (in 2014) to 60% (in 2025), to satisfy consumer demand. The Government wishes to increase the country’s electricity generating capacity through an integrated reform, which involves promoting renewable energysources, enacting sector-oriented legislation, creating specific public funds, and investing
in hydroelectric projects, such as the expansion of the Cambambe dam (in the Kwanza
North Province), and the construction of both the Lauca dam (in the Kwanza North Province) and the combined-cycle power plant of Soyo (in the Zaire Province).
52
These plans, however, do not exclude the importance that gas-to-power solutions can
have in the country’s energy mix, particularly in areas which will not directly benefit from
hydroelectric projects.
It is true that the existence of cutting-edge technology and the possibility of implementation of structural projects, would allow the recent gas finds to be monetized thus benefiting
local communities and allowing for the electrification of the country and generation of
power for non-oil-sector industrial development (crucial to ensure sustainable economic
development of the country and job creation). However, the oil companies that invested
in exploration and made the discoveries will also need to be convinced that the solution
will add value to their shareholders while at the same time not overexposing them to
areas of activity that are not within their traditional core.
«Another
alternative
would be to
use the gas for
gas-to-liquids
developments
or as
feedstock for
petrochemical
projects»
Angola does not have specific legislation applicable to upstream gas projects. The main
statute on this matter is the Petroleum Activities Law which only sets forth limited rules,
including that natural gas produced from any petroleum deposit must be exploited, and
flaring of gas is expressly forbidden, except for short periods of time when so required for
purposes of testing or any other operating reasons. These rules are similar to those included in the majority (if not all) petroleum contracts (with slight changes in the latest generation contracts), which do not give companies an adequate or even clear legal framework or set of rights to be able to fully commit to investing significant resources in
negotiating and developing gas projects. Due to the lack of legislation on this matter, in
some cases, the authorities and petroleum companies have attempted to negotiate specific agreements governing the use of surplus gas. However, it has not always been easy to
reach an agreement or even an alignment of positions on essential aspects of the projects,
including take-or-pay and deliver-or-pay obligations, funding of the projects, amongst
other important issues.
Where to now?
The end of the civil war and the stable political environment that it gave rise to, along
with the vast hydrocarbon resources discovered, are some of the reasons that contributed
to rank the Angolan petroleum sector amongst the most attractive sub-Saharan provinces
in which to invest.
Recent gas discoveries may be channeled to gas to power projects, thus bringing the electricity and gas markets together to promote economic growth and enhance the basic
living standards of local communities. Nonetheless, the attractiveness of gas monetization
projects, typically capital intensive long-term investments, does not depend solely on the
volume of gas found, as the existence of large hydrocarbon reservoirs does not justify, per
se, that the oil companies assume both the inherent financial and operational risks. They
also depend, amongst others, on electricity price stability, market conditions, transport
infrastructure and applicable legislation.
Therefore, the Angolan Government’s drive to bring more power to local communities
and cities should be balanced with a business-friendly environment capable of turning
surplus gas into an attractive opportunity for current and future investors in the country.
Another alternative would be to use the gas for gas-to-liquids developments or as feedstock for petrochemical projects. Both these solutions would allow not only for the diversification of the local economy, wider job creation and provide solutions for the use of the
gas. However, in all the above cases, the main drivers capable of convincing oil companies
to participate in such schemes will most likely be a reasonable offtake price, stable and
reliable legal framework, and an adequate risk-reward scenario.
Should Angola show the creativity to attract foreign investors to the country’s onshore
and to “less orthodox” (at least at a local level) gas monetization projects, it may well ride
out the oil price slump with relative tranquility. If things stay as they are, there may be
more economic turbulence until the days of a high oil price return.
53
The Atlantic Council’s
Eurasian Energy Futures Initiative
T
he Eurasian energy space will remain one of the most fascinating policy arenas at the confluence of the West’s increasingly confrontational relationship
with Russia, turmoil in the Middle East, Asia’s emergence as the center for
global energy demand, and new energy technologies and market developments that fundamentally affect the geopolitics and geo-economics of the region and
the transatlantic allies.
David Koranyi
Director of the Atlantic
Council’s Eurasian
Energy Futures
Initiative
The Atlantic Council, one of Washington’s foremost bipartisan foreign policy think
tanks launched its Eurasian Energy Futures Initiative to reinforce transatlantic
cooperation and build a Transatlantic Energy Alliance, strengthen NATO’s role in
energy security; boost North American, European, and Eurasian energy security;
lessen energy dependence of Europe, particularly Central and Eastern European
countries; enhance the European Union’s ability to conduct effective internal and
external energy policy by facilitating the provision of US expertise and diplomatic
support; help resolve current and emerging energy conflicts in Eurasia; provide a
neutral and trusted venue to conduct energy diplomacy; and advance the development
and use of clean energy in Eurasia to fight climate change.
The Initiative
The insight
from
As a joint initiative of the Council’s Global Energy Center and Dinu Patriciu Eurasia
Center, the Eurasian Energy Futures Initiative covers energy issues ranging from
natural gas developments to exploiting renewable energy resources that are of crucial
importance from a transatlantic and even global perspective.
Europe’s growing dependence on imports, its relationship with energy supplier countries such as Russia and Azerbaijan, and transit states such as Ukraine, affect the security and prosperity of wider Eurasia and influence a range of strategic issues from EURussia relations, to Turkey’s role and position in Europe, Asia, and the Middle East.
Trends and disruptive factors such as the fallout of the Fukushima nuclear accident in
Japan, increasing self-reliance on fossil fuels in the United States, ever-rising demand
for energy in Southeast Asia, and the promise and perils of shale gas in Europe and
Eurasia will be analyzed to provide secure, affordable, and sustainable energy for consumers, while ensuring a responsible and fair sharing of the benefits in the producer
countries.
The Initiative assembled a group of experts with wide-ranging experience and backgrounds in government, academia, think tanks, and industry. The Initiative’s team
helps decision-makers engage with stakeholders from industry, government, and
NGOs and chart a course for sustainable development and trade of global energy resources.
By working together with key political leaders, thinkers, analysts, and the top industry
players in the United States, Europe, and Eurasia, the Initiative leads a strategic debate
on the future of energy markets, produces content, and organizes roundtable discussions, strategy sessions, workshops, Track II dialogues, and multi-day conferences on
strategic Eurasian energy issues.
54
The annual Atlantic Council Energy & Economic Summit, the crown jewel of the Eurasian
Energy Futures Initiative, continues to grow in scope and size in accordance with its mission to be the preeminent annual event on energy, politics, and business in the broader
Black Sea and Caspian region from Central Asia to the Levant, the Balkans, and Central
Europe. In 2014, the Summit brought together more than 450 top-level business, government, and NGO leaders from close to forty countries.
Topics to be Addressed in 2015-17
· New Geopolitical and Energy Market Realities in Europe in the Wake of the Ukraine Crisis
· A European Energy Union
· The North South Corridor and Advancing EU Energy Objectives in Central Europe
· The Southern Gas Corridor and Beyond: Prospects for Iraqi, Iranian, and Central Asian
Supplies for Europe
· Natural Gas Resources in the Eastern Mediterranean
· Energy Sector Reform in Ukraine
· Transatlantic Energy and Climate Futures
· TTIP and Energy
· NATO and Energy Security
· LNG Markets and their Implications on Eurasian Energy Security
Recent Publications
· Energy Sanctions and Russia: What Comes Next? By Adnan Vatansever, September 6459
· The Impact of Turkish Stream on European Energy Security, by John Roberts, July 6459
· Prioritization in EU Energy Policy: Energy Security First, then Energy Union, by Alan Riley,
June 2015
· Anti-Trust in the Eastern Mediterranean, by Brenda Shaffer, January 6459
· The Demise of South Stream, by Richard Morningstar, December 6458
· Light at the End of the Tunnel? The Baghdad-Erbil Agreement over Tax Revenues and Oil
Exports, by David Koranyi, December 6458
· Completing Europe: From the North-South Corridor to Energy, Transportation, and Telecommunications Union, by Atlantic Council and Central Europe Energy Partners, November 2014
55
O papel que Portugal pode desempenhar
na segurança energética europeia
A
segurança energetica, sendo um dos principais desafios da política energetica comunitaria, merece uma reflexao sobre as medidas que devem ser desenvolvidas, a curto e a medio prazo.
Considero a implementaçao de um mercado interno de energia verdadeiramente funcional e interligado, como primeira prioridade, no reforço da segurança
energetica da Uniao Europeia.
Carlos Almeida
Director Geral
Direção-Geral de
Energia e Geologia
The insight
from
Por outro lado, o reforço da capacidade de produçao de energia da UE e necessario,
mas deve ser feito, garantindo o eficiente transporte da energia aos centros de consumo, reduzindo a dependencia energetica do exterior e assegurando a promoçao e o
reforço dos mecanismos de solidariedade e de cooperaçao, sempre que necessario.
Importa nao esquecer que a Península Iberica tem um grande potencial, em termos de
recursos energeticos endogenos, nomeadamente, eolico e solar, mas encontra-se distante dos grandes centros de consumo da Europa Central. Assim, o reforço das interligaçoes sera decisivo para a concretizaçao do Mercado Interno de Energia.
Neste contexto, as Conclusoes do Conselho Europeu, de outubro de 2014, estabelecem
a meta mínima de 10% para as interligaçoes eletricas ate 2020 e 15% ate 2030. Para o
efeito, serao necessarios esforços adicionais com o objetivo de interligar os Estados
Balticos, Portugal e Espanha, Malta, Chipre e Grecia aos outros países europeus.
Apos o referido Conselho Europeu, os Governos de França, Espanha e Portugal congratularam-se com o estabelecimento desta meta, uma vez que esta abordagem traz a Europa um triplo dividendo: reforça a segurança do fornecimento energetico da Europa;
aumenta a concorrencia no mercado interno de energia, promovendo a competitividade da economia e o emprego; e reforça a competitividade da industria, trazendo consequencias positivas a nível dos custos de produçao, e, consequentemente, nos preços ao
consumidor.
Evidencio que sera necessario aumentar a capacidade das interligaçoes entre França e
Espanha para integrar, de uma forma eficiente, Portugal e Espanha na Europa, permitindo assim a exportaçao de energia, nomeadamente de origem renovavel.
Prosseguindo o espírito das conclusoes do Conselho Europeu, Portugal nao pode deixar de reconhecer que a Península Iberica e uma regiao estrategica para a Europa, tornando-se crucial terminar com o seu isolamento relativamente as redes energeticas da
Uniao Europeia, impondo-se assim como prioritario o desenvolvimento no curto prazo
das interligaçoes de eletricidade e de gas natural com o resto do Continente Europeu.
E assim imperativa a implementaçao das medidas que garantam o cumprimento da
meta mínima das interligaçoes eletricas, bem como dos instrumentos de financiamento adequados para assegurar a concretizaçao dos projetos necessarios para atingir este
objetivo.
Em junho de 2015, a Comissao Europeia, França, Portugal e Espanha celebraram um
Memorando de Entendimento para a criaçao do Grupo de Alto Nível da Europa do Sudoeste sobre Interligaçoes. Este Grupo de Alto Nível ira preparar um plano para implementar a Declaraçao de Madrid, assinada a 4 de março de 2015, pelo Presidente da
Comissao Europeia e os Chefes de Estado de França, Portugal e Espanha. A Comissao
Europeia lançou dois estudos sobre os benefícios e custos para o desenvolvimento de
mais interligaçoes de gas e eletricidade entre a Península Iberica e o resto da Europa.
Os resultados do estudo relativo a eletricidade serao apresentados ainda em 2015.
56
Em termos de gas natural, a Península Iberica dispoe de um elevado potencial para se
assumir como um dos mais importantes pontos de entrada de Gas Natural na Europa.
Neste sentido pode contribuir para aumentar a capacidade de importaçao e de diversificaçao de risco na Europa, contribuindo para a melhoria da segurança de abastecimento
energetico. O posicionamento estrategico da Península Iberica, e em particular de Portugal, permite rececionar GNL de varios fornecedores externos, como os EUA, Canada, Nigeria, entre outros. Ao mesmo tempo, mantem um importante papel ao nível do gas natural
via pipeline, atraves dos gasodutos com o Norte de Africa, nomeadamente com a Argelia.
«Evidencio
que será
necessário
aumentar a
capacidade
das
interligações
entre França e
Espanha para
integrar, de
uma forma
eficiente,
Portugal e
Espanha na
Europa,
permitindo
assim
a exportação
de energia,
nomeadamente
de origem
renovável»
A medio prazo, se forem construídas mais infraestruturas de interligaçao, a Península
Iberica podera fornecer ate 46 bcm de gas natural para a UE, ou seja, o equivalente a 50%
do gas que chega a UE atraves da Ucrania (86 bcm em 2013). Neste contexto, e assumindo
que entre Portugal e Espanha nao haveria limitaçao da capacidade de interligaçao, Portugal, atraves do Terminal de GNL de Sines, poderia fornecer mais de 20% do total do gas
atualmente fornecido pela Russia para a Uniao Europeia.
Evidencio que a Península Iberica tem atualmente uma capacidade total de receçao de
GNL, repartida por sete terminais de GNL (1 em Portugal e 6 em Espanha), que no seu
conjunto representam cerca de 34% da capacidade total de receçao de GNL da UE (num
total de 19 terminais). Com a entrada em funcionamento do setimo terminal em Espanha
(Musel), a capacidade de receçao de GNL da Península Iberica aumentara, o que sera equivalente a cerca de 36% da capacidade total de receçao de GNL da UE.
A Península Iberica dispoe de uma capacidade total de armazenamento repartida por cinco infraestruturas (1 em Portugal e 4 em Espanha), que no seu conjunto representam cerca de 4% da capacidade total de armazenamento de gas da UE.
Em termos de capacidade de receçao de GNL, o Terminal de Sines, situado na costa atlantica portuguesa esta localizado estrategicamente num porto de aguas profundas com elevada disponibilidade e acessibilidade e com instalaçoes portuarias para receber e descarregar navios metaneiros.
Futuramente, com a conclusao de investimentos ja previstos, a capacidade total de armazenamento ira aumentar com a construçao da 7ª cavidade no Complexo Armazenamento
Subterraneo do Carriço prevista para 2023, bem como dispor de maior capacidade de
extraçao no Carriço (em 2016). A capacidade de entrada/saída podera aumentar significativamente com a construçao da 3ª interligaçao entre Portugal e Espanha, prevista construir em 3 fases, ate 2025.
Finalmente, importa, sublinhar que a garantia de um mercado interno de energia, no contexto da Uniao da Energia, passa pelo desenvolvimento de mercados flexíveis e efetivos. O
mercado interno de eletricidade na Península Iberica (MIBEL) e um exemplo de sucesso
neste ambito. Portugal e Espanha negoceiam atualmente um mercado interno para o gas
natural, na Península Iberica. Alem da criaçao de mercados a nível regional, e importante
integrar todos estes mercados, com vista a assegurar um mercado global e integrado na
Europa.
57
Energia no mundo: A União da Energia e
o início de um novo ciclo
O
s preços do petroleo e dos combustíveis fosseis em geral tem vindo a sofrer
uma baixa acentuada nos mercados internacionais. A volatilidade destes
mercados e enorme pelo que ainda e cedo para afirmar que se trata dum
recuo estrutural.
De facto, se por um lado o arrefecimento da economia mundial e a reduçao induzida da
procura configura um factor conjuntural para a queda dos preços, por outro lado os
progressos tecnologicos no domínio da eficiencia energetica e a aposta continuada no
desenvolvimento de fontes alternativas de energia renovavel podem dar um caracter
mais estrutural a tendencia de recuo dos preços dos combustíveis fosseis.
Prof. Carlos
Zorrinho
Eurodeputado.
Membro efetivo do
Comite de Industria,
Telecomunicaçoes,
Investigaçao e Energia
do Parlamento
Europeu e Membro
suplente do Comite de
Ambiente, Saude e
Segurança Alimentar
De Bruxelas
Neste quadro, afirmar que estamos no dealbar de um novo ciclo tecnologico nos modelos energeticos globais nao parece excessivamente precipitado. Existem multiplos sinais que o confirmam, quer no plano da decisao política quer nas opçoes estrategicas
das grandes empresas.
O combate ao aquecimento global e as alteraçoes climaticas tem sido a referencia aglutinadora deste movimento de transiçao. Em Paris, na cimeira do clima do final deste
ano (COP21) e expectavel que seja conseguido um acordo vinculativo e com instrumentos fortes de concretizaçao e monitorizaçao para mitigar em 2ºC o aquecimento
medio global no Planeta.
Cumprir a meta ambicionada implica fazer apostas fortes em modelos de produçao e
uso de energia que reduzam substantivamente a emissao de gases com efeitos de estufa, em paralelo com uma reestruturaçao seria do mercado global do carbono.
Em linha com o que antes referi, a administraçao Obama anunciou recentemente um
reforço da aposta dos Estados Unidos nas energias renovaveis e a Uniao Europeia colocou a aposta nessas energias como a pedra de toque da sua estrategia para criar um
mercado unico da energia e eliminar a dependencia energetica que asfixia o seu potencial economico e confronta a sua soberania política (Uniao da Energia).
A China e o Japao tem vindo igualmente a apostar no desenvolvimento das energias
renovaveis no plano interno e no plano dos seus investimentos externos. Outras grandes potencias começam tambem a preparar a transiçao, embora algumas delas com a
dificuldade acrescida de serem grandes fornecedoras nos mercados e modelos tradicionais, e enfrentarem por isso grandes resistencias ao processo de mudança.
No Parlamento Europeu, embora com algumas resistencias, o apoio a concretizaçao da
Uniao da Energia tem sido maioritario. Exemplo disso sao os relatorios ainda em curso
de finalizaçao sobre as componentes da Uniao da Energia e sobre o acordo climatico de
Paris.
Neste ultimo relatorio, o Parlamento Europeu tende a propor (negociaçao interna ainda em curso no momento em que escrevo este texto) metas mais ambiciosas para a
reduçao de emissoes de gases com efeitos de estufa (50% ate 2030 por comparaçao
com 1990), aumentar o peso das energias renovaveis no “mix” energetico (45% ate
2030) e alcançar ate essa data 40% de poupança energetica.
Estas metas, que como referido nao estao ainda fechadas, constituem uma base de partida com boas probabilidades de sucesso. As propostas para as atingir sao reforçadas
com a expressao da vontade de que o acordo de Paris seja vinculativo, avaliado periodicamente e apoiado num pacote de financiamento de 100 000 milhoes de Dolares
anuais ate 2020 para apoio aos Países em desenvolvimento penalizados com a aplicaçao imediata das medidas acordadas.
Tendo liderado o arranque do novo ciclo tecnologico associado a aposta nas energias
renovaveis (com um assinalavel contributo de Portugal) seria lamentavel que a Europa
voltasse a falhar a “ultima milha” duma revoluçao tecnologica, ou seja, a sua conexao
58
com a conquista dos novos mercados e investimentos que estao associados a essa revoluçao.
O mau exemplo da primeira fase da revoluçao digital deve deixar-nos alerta para que nao
se repita na transiçao energetica nem na nova fase da revoluçao digital, coberta com a
agenda da Uniao Digital.
Para que isso nao aconteça, alem de ousadas políticas nacionais e de uma boa interligaçao
com os recursos disponíveis, em particular com o Fundo Europeu para o Investimento
Estrategico (Fundo Juncker), e fundamental uma boa governaçao dos processos que permitirao concretizar a Uniao da Energia.
Neste domínio o Conselho Europeu adotou em 1 de Setembro do corrente ano um conjunto de importantes princípios base para essa governaçao, de que se destaca a elaboraçao
de planos nacionais com o horizonte de 2030 tendo em conta as cinco dimensoes chave
da Uniao da Energia, com objetivos quantificados ate 2030 e projetados ate 2050, incluindo medidas monitorizaveis e prioridades específicas.
Estes planos, cuja aplicaçao se iniciara em 2018, serao objeto de relatorios dos Estados
Membros elaborados e apresentados em cada 2 anos, assumindo as instituiçoes europeias
e em particular a Comissao Europeia uma funçao de articulaçao e coordenaçao forte, assegurando tambem as condiçoes base para o sucesso da agenda comum.
«Se a
concretização
da União da
Energia for
demasiado
lenta poderá
chegar fora de
tempo. Fora
do tempo de
marcar a
agenda e fora
do tempo de
colher os
frutos»
Em síntese, sao fortes os sinais de arranque de um novo ciclo no domínio da energia a
escala global, gerando ganhos em termos ambientais e tambem uma nova oportunidade
de crescimento sustentavel e coesao tendo por base a reconfiguraçao tecnologica e dos
modelos de organizaçao economica e social.
Este novo ciclo constitui uma enorme oportunidade para a Uniao Europeia e para Portugal. Como se ilustra neste texto, alguns passos estao a ser dados no sentido correto pelas
Instituiçoes Europeias. A Uniao da Energia esta a nascer e a provocar o impulso certo nos
mercados da energia. No entanto esses mercados e as diversas potencias economicas e
políticas estao atentas.
Se a concretizaçao da Uniao da Energia for demasiado lenta podera chegar fora de tempo.
Fora do tempo de marcar a agenda e fora do tempo de colher os frutos. Nao seria a primeira area estrategica em que a Uniao Europeia, arrancando primeiro, perderia a luta na
fronteira politica e tecnologica.
Por mim tudo farei para que isso nao aconteça. Acredito que o novo ciclo da energia e o
novo ciclo digital serao os motores duma nova globalizaçao mais centrada nas pessoas e
na sustentabilidade do planeta. E esta e uma causa que vale a pena e pela qual a Uniao
Europeia e Portugal, num quadro de cooperaçao global alargada, tem muito para fazer.
59
A inovação como prioridade na gestão
dos ciclos do preço do petróleo
A
industria do petroleo passou, de 2009 a 2014, por um período anomalo de
estabilidade de altos preços do crude, o que tem provocado enorme impacte
no actual período de declínio dos preços. O normal historico e a flutuaçao
cíclica de preços ditada por factores, uns claros mas a maioria deles obscuros, entendíveis a posteriori, mas absolutamente imprevisíveis. Aquela anomalia historica, de estabilidade de altos preços, esta na origem do atual nervosismo dos principais
agentes e atores do mercado.
Prof. Amílcar Soares
Professor no Instituto
Superior Técnico CERENA
The insight
from
E precisamente nestas alturas que se consegue medir bem a diferença de comportamento e estrategias das empresas face aos momentos de crise: umas gerem os altos e
baixos enquanto outras gerem os ciclos. Gerir as baixas de preços significa, geralmente,
o obvio corte nos custos- despedimentos, cancelamento de projetos, cortes na atividade de I&D, etc. Pelo contrario, gerir os ciclos, implica uma clarividencia no controlo de
custos, minimizando os impactes no essencial da estrutura e estrategia de uma empresa.
Por mais paradoxal que pareça, e precisamente nestas situaçoes que deve haver uma
mais forte aposta no investimento na cooperaçao e na inovaçao: cooperaçao entre
empresas e entre empresas e escolas e centros de investigaçao na procura de soluçoes
comuns sustentaveis no contexto da crise; a inovaçao, particularmente focada em tecnologias capazes de alterar os paradigmas existentes, as chamadas tecnologias “game
changer”, e em tecnologias “crossover”, importadas de outras areas e industrias como,
por exemplo, a aeroespacial, medicina, bioquímica, com o objectivo de optimizar a produçao de reservatorios, cada vez mais complexos.
Mas, acima de tudo, o investimento em cooperaçao e em I&D deve ser pensado como a
chave para as empresas saírem dos baixos dos ciclo dos preços de crude: “...e um erro
pensar a investigaçao como um interruptor de luz que se desliga e volta-se a ligar 9
meses depois, dependendo da crise” (Daniel Plaython D., vice presidente da Total, na
conferencia IPTC, Malasia) .
E neste contexto que as empresas nacionais de petroleo (NOC) de Abu-Dhabi e da China estao neste momento a fazer enormes investimentos em tecnologias inovadoras de
recuperaçao secundaria e terciaria, (“Enhanced Oil Recovery”, “Smart water flooding”),
em tecnicas de caracterizaçao sísmica e electromagnetica, modelos geomecanicos, poços e campos inteligentes.
Todas estas tecnicas e metodologias sao focadas no aumento de produçao, na minimizaçao de custos e na consequente sustentabilidade das operaçoes. Um outro domínio
em que as grandes empresas estao empenhadas em investir, dentro do racional da inovaçao para determinar a sustentabilidade da produçao, e a chamada gestao do ”big
data”.
O manancial cada vez maior de dados sísmicos de alta qualidade (3D e 4D) , para caracterizar modelos dos reservatorios, com menos incerteza e risco, com cada vez menos dados de poços que atingem hoje preços proibitivos em operaçoes de aguas profundas e ultra-profundas.
Para se enfrentar estes desafios de inovaçao, particularmente em situaçoes de crise, e
fundamental contar-se com as escolas e centros de investigaçao, a outra face da soluçao destes desafios e problemas. A escola, na sua componente de formaçao, e por natureza mais robusta e resistente as flutuaçoes de curto prazo de empregabilidade da industria.
Mas a componente de I&D e mais sensível a relaçao com a industria. E fundamental a
escola interligar estruturalmente estas duas componentes, colocando, por exemplo, as
propostas de inovaçao a par das ofertas de formaçao num formato de “Joint Industrial
Agreements” de I&D de curto e medio prazo. As empresas investem em topicos que
lhes interessam e a escola desenvolve inovaçao ao mesmo tempo que forma quadros
doutorados naquelas areas.
Os maiores problemas que actualmente afectam as operaçoes, e o desenvolvimento de
novos projectos, nas aguas profundas daqueles países tem a ver com a insustentabili60
dade dos preços que atingiram as mesmas naquele período anomalo. Apesar da actual
crise dos preços, o off-shore do Brasil, de Angola e de Moçambique continuam a ter um
enorme potencial de atractividade para a industria do petroleo e gas.
Portugal tem, na relaçao com estes países, uma posiçao privilegiada para oferecer formaçao e inovaçao para a criaçao de novas soluçoes, novos paradigmas na produçao em aguas
profundas e ultra profundas.
O Tecnico, a unica escola portuguesa a oferecer cursos de engenharia de petroleo, mestrado e doutoramento, deve ser olhado como um exemplo paradigmatico da articulaçao
equilibrada entre formaçao e relaçao de I&D com a industria na area dos petroleos.
«Portugal
tem, na
relação com
estes países,
uma posição
privilegiada
para oferecer
formação e
inovação para
a criação de
novas
soluções,
novos
paradigmas
na produção
em águas
profundas e
ultra
profundas»
Nesta altura de crise de baixos preços, a industria deve criar uma banda de trabalho mais
apertada, com reduçao de custos, repensar o modo de negocio que ao mesmo tempo incentive a inovaçao e a cooperaçao. A escola, com a formaçao e a I&D, e indubitavelmente
uma das principais chaves para a soluçao destes novos paradigmas da industria do petroleo e gas.
61
Anexo
Estatístico:
Balanços
energéticos
EUA e CPLP
62
Estados Unidos da América
2013
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2012
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2011
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
Carvão
477186
5056
-68079
0
0
17971
432134
0
-2089
-386837
-6898
0
-1817
0
0
0
-1712
0
22417
21648
0
768
0
768
0
0
0
0
Carvão
495.485
5.818
-73.756
-2.511
425.036
-9.603
-371.875
-10.528
Petróleo
475946
438536
-30119
0
0
5206
889569
-58026
2310
0
0
0
0
-831403
0
0
0
0
2450
0
0
0
0
0
0
0
0
2450
2.777
Petróleo
407.368
483.426
-13.862
-4.419
872.512
-48.702
-833
Produtos
petrolíferos
Gás Natural
0
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-139019
-15229
-21795
726
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-121
-5449
-552
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0
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0
0
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0
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21607
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0
0
102668
120.785
Produtos
petrolíferos
566850
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0
0
12179
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0
-1382
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0
0
0
-69630
0
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190700
114548
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1273
0
0
13971
11.787
Gás Natural
68.288
-134.713
-15.359
-21.341
1.933
-101.192
50.654
-412
-5.332
-2.150
-1.969
558.781
72.694
-37.082
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0
0
0
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214219
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23294
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Solar
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26142
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0
0
Geoterm ia, Eólica,
Solar
23.952
23.334
Hidro
Bioenergia e
Electricidade
resíduos
97396
0
3
6051
..
-976
-29
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0
0
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0
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0
-301
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-21958
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325265
32890
72798
28472
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14195
251845
10934
119629
2310
115102
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0
0
0
14561
0
0
Bioenergia e
resíduos
88.786
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0
1231
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0
0
Calor
5.096
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-48
1.140
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-3.865
-183.947
-43.396
208.779
-208.779
23.952
23.334
-23.952
-21.631
-139
88.599
4.065
-1
-14.180
-7.831
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27.911
11.959
1.163
-820.802
808.741
-33.330
-68.994
2.175
716.979
20.143
553.149
55.030
27.957
12.834
14.238
296.495
101.897
17.605
163.445
96.426
65.828
1.190
88.658
13.549
-1.879
902
902
-184
1.703
106
66.404
27.258
25.958
13.188
10.160
2.209
819
1.597
1.514
83
-27.731
-23.113
320.508
72.748
588
247.171
118.215
113.851
2.646
-3.989
-1.435
6.535
5.164
1.371
1.371
12.459
2.175
Carvão
Petróleo
536.369
8.232
-63.381
360.705
531.316
-12.810
-2.145
479.075
5.019
884.230
-47.857
-7.550
-7.780
-423.604
-12.224
Produtos
petrolíferos
Gás Natural
76.406
-129.140
-26.389
-21.839
2.750
-98.212
49.965
-479
-6.600
-2.176
-1.932
530.907
80.595
-34.611
-8.289
568.601
-2.643
-149.432
-40.290
Nuclear
214.063
Hidro
27.669
Geoterm ia, Eólica,
Solar
21.038
214.063
27.669
21.038
-214.063
-27.669
-19.375
Bioenergia e
resíduos
93.968
447
-2.528
Electricidade
Calor
4.498
-1.293
-407
91.480
3.205
-23
-12.790
-7.863
345.022
27.068
12.146
24.577
23.278
1.300
1.300
-45.291
-65.772
1.642
27
14
335
253
45
37
745.662
30.431
546.361
48.011
19.500
14.188
14.323
311.596
100.118
16.633
182.564
109.232
72.025
1.308
1.265
120.859
12.281
-136.108
-24.548
1.432.733
248.349
597.301
482.708
254.272
197.078
18.893
Total
1.784.718
701.494
-243.764
-26.389
-21.839
-3.071
2.191.149
2.108
-18.477
-508.511
-23.339
-799
21.274
-7.226
848.455
-7.226
-1.731
Total
1.806.484
635.322
-260.444
-15.407
-21.341
-3.995
2.140.618
1.952
-14.714
-490.319
-24.035
12.459
104.382
(ktoe)
1.133
-827.181
1881033
582488
-274177
-15259
-21795
36072
2188363
2003
-9
-489839
-11641
0
-807
-9978
0
0
-137750
-23246
1495068
261046
607951
506982
265982
204862
21577
0
14561
119089
135.349
-807
-12.060
-7.247
-7.247
21.935
21.033
Total
1.662
106
1.557
1.473
83
70.803
31.921
25.748
13.135
10.771
2.021
343
-28.153
-22.319
324.822
73.234
564
251.024
122.361
114.213
2.938
11.512
-4.048
-1.458
6.640
5.247
1.393
1.393
-144.955
-23.778
1.487.406
264.362
589.320
499.319
263.589
205.268
18.950
11.512
134.405
(ktoe)
Fonte: Agência Internacional de Energia, World Energy Balances 2015
Dados somente disponíveis até 2013.
63
Portugal
2013
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2012
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2011
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
Carvão
Petróleo
0
2.529
0
0
0
121
2.650
0
3
-2.634
0
0
0
0
0
0
0
0
18
18
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0
0
0
0
0
0
0
Carvão
0
14.025
0
0
0
140
14.165
192
-1
0
0
0
0
-14.358
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Petróleo
3.117
-85
11.744
-98
2.935
-14
11.730
82
-1
-10
-2.905
-11.811
Produtos
petrolíferos
Gás Natural
0
2.448
-5.561
-643
-934
170
-4.519
-175
44
-209
-40
0
0
14.097
0
0
-1.024
0
8.106
655
5.097
997
515
127
239
85
30
1.358
1.726
Produtos
petrolíferos
0
3.812
0
0
0
-57
3.755
0
-62
-267
0
0
0
0
0
0
-420,215
-5
1.566
1.083
12
471
245
219
7
0
0
0
Gás Natural
2.816
-3.720
-603
-923
-83
-2.514
-75
-3
-244
-176
Nuclear
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuclear
Hidro
Geoterm ia, Eólica,
Solar
1.181
0
0
0
0
0
1.181
0
0
-1.179
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
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0
0
0
-25
-932
-1.185
Electricidade
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0
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0
0
1.328
0
0
-1.236
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0
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0
0
74
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0
0
0
0
3.256
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-390
0
0
19
2.982
0
-8,132
-235
0
0
0
0
0
-21
0
0
2.209
1.130
263
815
770
38
4
2
1
0
Geoterm ia, Eólica,
Solar
483
1.118
Bioenergia e
resíduos
2.994
51
-276
Hidro
3.921
10
3.932
Bioenergia e
resíduos
483
1.118
-483
-1.049
0
697
-458
0
0
0
239
0
0
3.555
17
0
0
0
0
0
-223
-469
3.892
1.375
34
2.483
1.059
1.343
76
5
0
0
Electricidade
Calor
Total
1
0
0
0
0
0
1
0
0
0
1
0
0
0
0
0
-258
0
352
324
0
28
7
21
0
0
0
0
Calor
Total
1
926
-247
261
3.029
679
1
-516
-219
3.269
651
-1
511
-191
-22
Carvão
8.210
711
5.174
1.008
532
143
229
83
20
1.316
Petróleo
Produtos
petrolíferos
-156
-19
1.614
1.121
12
481
258
218
6
Gás Natural
69
11.179
61
2.209
-136
11.043
75
19
-2.207
-11.118
3.866
-2.855
-558
-915
34
-429
-69
-36
-244
-262
Nuclear
Hidro
62
-1.663
-1.086
992
1.065
-922
-1.004
Bioenergia e
resíduos
3.267
23
-246
-217
-405
3.977
1.370
34
2.572
1.109
1.377
79
7
Electricidade
-168
345
318
27
7
19
Calor
9.386
880
5.624
1.130
587
183
233
100
26
1.753
-22
-938
-423
16.508
4.737
5.495
4.960
2.713
1.814
320
92
20
1.316
(ktoe)
Total
1
580
-338
204
3.248
242
1
-1
-501
-214
3.809
653
-1
492
10.939
-513
20
20
Geoterm ia, Eólica,
Solar
1.065
4.532
-70
4.462
2.273
1.195
275
803
767
29
6
2
69
40
28
992
2.243
-95
4.597
22.575
-4.329
-603
-923
77
21.394
7
-39
-2.862
-418
11.620
-399
20
20
5765,374
23607,56
-6408,325
-642,864
-933,577
392,395
21780,561
17,466
-23,486
-2206,219
-22,778
0
0
-260,884
0
-21,131
-1925,432
-473,879
16217,271
4586,13
5406,27
4867,308
2638,948
1778,747
326,621
92,422
30,573
1357,562
1.726
(ktoe)
5.325
22.421
-3.533
-558
-915
93
22.833
6
44
-2.803
-417
-179
-128
-5
1.643
1.150
13
481
258
218
5
61
61
36
25
2.532
1.524
293
714
712
1
2
-193
-352
4.159
1.458
35
2.666
1.183
1.399
78
7
-158
334
316
18
6
12
-992
-356
18.135
5.348
5.964
5.070
2.781
1.838
316
109
26
1.753
Fonte: Agência Internacional de Energia, World Energy Balances 2015
Dados somente disponíveis até 2013.
64
Moçambique
2013
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2012
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
Carvão
Produtos
petrolíferos
Petróleo
Gás Natural
Nuclear
Geoterm ia,
Eólica, Solar
Hidro
Bioenergia e
resíduos
Electricidade
Calor
Total
3519
0
-2323
0
0
-1186
10
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-10
0
0
0
0
0
49
0
-49
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1396
0
0
-75
-477
844
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
850
123
675
52
3206
0
-3066
0
0
0
139
0
0
-65
0
0
0
0
0
0
0
0
64
60
3
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1251
0
0
0
0
0
1251
0
0
-1231
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8600
0
0
0
0
0
8600
0
-2
0
0
0
0
0
0
-952
0
0
7646
833
0
6813
0
717
-779
0
0
0
-62
0
-3
1259
0
0
0
0
0
0
-18
-228
970
799
0
171
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16625
2113
-6218
0
-75
-1664
10782
0
1
-38
0
0
0
0
0
-952
-28
-228
9531
1816
677
7038
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
18
25
9
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6798
14
0
0
0
0
122
14
2
0
33
0
0
0
0
0
0
0
6939
55
12
0
33
0
(ktoe)
Carvão
2.922
Petróleo
Produtos
petrolíferos
35
Gás Natural
Nuclear
3.155
Hidro
Geoterm ia,
Eólica, Solar
1.302
Bioenergia e
resíduos
8.390
857
-1.992
-35
-3.080
Electricidade
Calor
714
-842
15.804
1.572
-5.948
-128
-69
-921
10.438
-25
1.304
-20
-6
-69
-921
10
788
75
1.302
4
-8
-1.302
8.390
-2.743
-10
788
112
623
54
24
22
8
72
69
3
5.647
680
4.967
4.967
Total
-2.743
-28
-193
7.448
1.673
625
5.149
5.097
44
8
-18
-193
941
813
128
106
22
(ktoe)
2011
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
Carvão
Petróleo
389
31
-109
-31
Produtos
petrolíferos
Gás Natural
Nuclear
2.812
Hidro
Geoterm ia,
Eólica, Solar
1.446
Bioenergia e
resíduos
8.183
888
-2.733
Electricidade
Calor
737
-1.028
12.862
1.625
-3.901
-291
-63
-246
10.273
-60
1.447
-60
-5
-63
-249
31
825
80
1.446
-7
-1.446
8.183
-1.831
-31
825
120
639
66
35
23
8
73
71
2
6.352
663
5.688
5.688
Total
-13
-211
872
747
126
90
25
10
-1.831
-44
-211
8.122
1.601
641
5.880
5.814
48
8
10
(ktoe)
Fonte: Agência Internacional de Energia, World Energy Balances 2015
Dados somente disponíveis até 2013.
65
Angola
2013
Carvão
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2012
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Carvão
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
2011
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Mudanças de stock
Total de oferta de energia prim ária
Transferências
Diferenças estatísticas
Centrais elétricas
Centrais co-geração
Centrais de calor
Gas w orks
Refinarias
Transformação de carvão
Centrais de liquefação
Outra transformação
Cosumo indústria energética
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Residencial
Serviços públicos e comerciais
Agricultura e florestas
Pescas
Outros não especificados
Uso não energético
Petróleo
88248
0
-85263
0
0
0
2985
-669
0
0
0
0
0
-2316
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Petróleo
Produtos
petrolíferos
Gás Natural
0
4793
-1456
-66
-214
-29
3027
756
4
-491
0
0
0
2235
0
0
-78
0
5193
305
2827
1882
689
1173
12
0
9
179
158
Produtos
petrolíferos
2.537
-575
3.704
-891
-168
-228
-18
2.398
650
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Geoterm ia,
Eólica, Solar
366
0
0
0
0
0
366
0
0
-366
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
342
621
342
8.383
Hidro
Geoterm ia,
Eólica, Solar
Bioenergia e
resíduos
8646
0
0
0
0
0
8646
0
0
0
0
0
0
0
0
-2276
0
0
6370
153
0
6217
6217
0
0
0
0
0
621
Nuclear
-703
-1.962
Hidro
Bioenergia e
resíduos
8.383
Gás Natural
87.802
-85.264
755
0
-422
0
0
0
333
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-37
0
296
296
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuclear
-342
Electricidade
Calor
0
0
0
0
0
0
0
0
0
486
0
0
0
0
0
0
-13
-58
445
150
0
295
295
0
0
0
0
0
Electricidade
Calor
1.958
4.236
311
2.437
1.359
456
888
9
621
621
6.177
148
-12
-54
416
140
6.029
6.029
276
276
-2.206
-79
-54
11.450
1.220
2.437
7.664
6.761
888
9
5
130
Produtos
petrolíferos
2.558
-564
5
130
(ktoe)
614
345
Bioenergia e
resíduos
8.125
614
345
8.125
Gás Natural
83.162
-80.604
3.430
-843
-153
-221
-21
2.192
637
-707
-1.994
Total
-563
-2.206
Petróleo
98014
4793
-87141
-66
-214
-29
15356
87
4
-371
0
0
0
-81
0
-2276
-127
-58
12304
904
2827
8395
7201
1173
12
0
9
179
158
(ktoe)
97.148
3.704
-86.156
-168
-228
-18
14.282
75
483
-67
Carvão
Total
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Nuclear
Hidro
Geoterm ia,
Eólica, Solar
-345
Electricidade
Total
92.247
3.430
-81.447
-153
-221
-21
13.834
73
486
1.945
-586
-49
-2.139
-68
4.000
310
2.298
1.263
430
818
8
Calor
614
614
6
129
Fonte: Agência Internacional de Energia, World Energy Balances 2015
5.987
144
-12
-55
419
141
5.843
5.843
278
278
-2.139
-80
-55
11.020
1.209
2.298
7.384
6.551
818
8
6
129
(ktoe)
Dados somente disponíveis até 2013.
66
Guiné-Bissau
2012
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás
Natural
Bioenergia e
Resíduos
244438
Carvão
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
24438
-1
24438
4808
-1
24438
-1
28758
24437
-3680
1981
-385
-1699
-1699
20758
1980
123
26674
22738
1980
123
969
24708
22738
1980
123
4808
-487
-1
-487
4320
-508
123
3813
969
1847
20758
221
1626
997
20758
20979
3729
997
20758
1980
(TJ)
2011
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás
Natural
Bioenergia e
Resíduos
24092
Carvão
Electricidade
Total
24092
4714
4714
do qual
Renováveis
24092
-482
4233
24092
28325
24092
-375
-1660
-1660
119
26290
22432
1935
119
930
24378
22432
1935
119
-494
119
3738
930
1827
-3595
1935
20497
1935
20497
215
1612
981
20497
20713
3666
981
20497
1935
(TJ)
2010
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Gás
Natural
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Bioenergia e
Resíduos
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Carvão
Electricidade
Total
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
do qual
Renováveis
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(TJ)
Fonte: UNDATA, Energy Balances 2012, 2015, http://unstats.un.org/unsd/energy/balance/default.htm
Dados somente disponíveis até 2012. Dados de 2010 não disponíveis.
67
Cabo Verde
2012
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Petróleo
Gás
Natural
Bioenergia e
Resíduos
Carvão
1828
5
8833
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
248
2076
8839
2076
5
-2099
-2592
-2099
-2592
4142
-730
1833
-2716
-1508
248
138
6223
-592
1087
-1629
-696
812
-40
-350
807
68
2155
261
1173
540
325
812
325
812
739
540
325
812
101
349
290
182
-40
-350
4099
328
1173
2416
101
2026
290
182
2081
-696
1137
1137
1137
(TJ)
2011
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Petróleo
Gás
Natural
11749
Bioenergia e
Resíduos
1797
5
Carvão
Electricidade
Total
88
1885
11755
1
-3439
-2231
do qual
Renováveis
1885
6
-3439
-2231
6080
-470
1802
1
-1484
798
-2793
88
128
7971
-342
1214
-1579
-685
-45
-319
811
65
-45
-319
5685
2345
3757
2280
766
555
318
799
318
799
746
2418
555
318
799
107
355
290
101
2027
290
156
156
1891
-685
1117
1117
1117
(TJ)
2010
Petróleo
Gás
Natural
Bioenergia e
Resíduos
Carvão
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Diferenças estaísticas
Transferências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transformação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, florest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
(TJ)
Fonte: UNDATA, Energy Balances 2012, 2015, http://unstats.un.org/unsd/energy/balance/default.htm
Dados somente disponíveis até 2012. Dados de 2010 não disponíveis.
68
São Tomé e Príncipe
2012
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás Natural
Bioenergia e
Resíduos
996
Electricidade
Total
25
2012
1021
2012
-441
-441
1571
Carvão
996
-624
do qual
Renováveis
1021
25
2592
1021
216
-408
-230
-230
-499
268
948
387
399
158
497
268
-58
184
497
268
184
-58
1897
387
399
1107
158
497
268
94
90
94
1013
4
765
765
765
4
(TJ)
2011
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás Natural
Bioenergia e
Resíduos
987
Carvão
Electricidade
Total
22
1008
1900
1900
-411
do qual
Renováveis
1008
-411
1459
987
-581
22
2467
1008
194
-386
-288
-288
-493
266
878
344
377
154
493
266
-56
160
493
266
160
-56
1797
344
377
1072
154
493
266
81
79
81
992
4
759
759
759
4
(TJ)
2010
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Petróleo
Gás Natural
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Bioenergia e
Resíduos
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Carvão
Electricidade
Total
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
do qual
Renováveis
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(TJ)
Fonte: UNDATA, Energy Balances 2012, 2015, http://unstats.un.org/unsd/energy/balance/default.htm
Dados somente disponíveis até 2012. Dados de 2010 não disponíveis.
69
Guiné Equatorial
2012
Petróleo
Gás Natural
Bioenergia e
Resíduos
3
110825
Produção
Importações
Carvão
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
1489
112316
112313
36199
36199
Exportações
-1
-1
-1
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
-1099
-1099
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
35100
3
Dif erenças estaísticas
110825
3
1489
147416
1
4
1670
-3460
112313
Transf erências
Centrais elétricas
-5131
Centrais a carvão
-19942
10733
-9209
-9209
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
-553
Perdas
-553
-553
2052
133637
101616
718
15638
629
Consum o final total
29970
90883
Indústria
14290
629
Transporte
10906
Outros
10732
-553
10906
3543
90254
10732
1334
105774
21
21
514
90254
10732
822
102322
492
3431
100986
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
2939
Uso não-energético
1320
100986
1320
(TJ)
2011
Petróleo
Produção
Importações
Gás Natural
Bioenergia e
Resíduos
3
110343
Carvão
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
1489
111834
111831
37854
37854
Exportações
-3
-3
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
-1096
-1096
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
36758
3
Dif erenças estaísticas
110343
-3
3
1489
148588
1
4
1670
-3546
111828
Transf erências
Centrais elétricas
-5216
Centrais a carvão
-19513
10502
-9011
-9011
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
-553
-553
Perdas
-533
-533
2052
134923
101329
718
13090
629
Consum o final total
31542
90829
10499
Indústria
11743
629
Transporte
10255
Outros
8654
90200
10499
Residencial
718
90200
10499
Outros
7936
10255
1334
110688
21
21
822
102239
492
8428
100699
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Uso não-energético
890
100699
890
(TJ)
Petróleo
Gás Natural
Bioenergia e
Resíduos
Carvão
Electricidade
Total
do qual
Renováveis
Produção
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Importações
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Exportações
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Bunkers Internacionais Marítimos
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Bunkers Internacionais Aviação
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Stock Mudanças
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Dif erenças estaísticas
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Transf erências
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Centrais elétricas
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Centrais a carvão
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Outra transf ormação
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Consumo industrial energético
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Perdas
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Indústria
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Transporte
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Outros
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Agricultura, f lorest e pescas
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Serviços públicos e comerciais
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Residencial
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Outros
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
2010
Oferta de energia prim ária total
Consum o final total
Uso não-energético
(TJ)
Fonte: UNDATA, Energy Balances 2012, 2015, http://unstats.un.org/unsd/energy/balance/default.htm
Dados somente disponíveis até 2012. Dados de 2010 não disponíveis.
70
Timor-Leste
2012
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás
Natural
167711
2597
-167711
2597
Bioenergia e
Resíduos
1009
Carvão
Electricidade
Total
168720
2597
-167711
1009
3605
-1548
454
-1094
do qual
Renováveis
1009
1009
1049
1009
454
2511
1009
576
473
1009
454
576
1935
1009
1009
136
108
136
1117
1009
(TJ)
2011
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Gás
Natural
176674
2597
-176674
2597
Bioenergia e
Resíduos
1052
Carvão
Electricidade
Total
177727
2597
-176674
1052
3649
-1548
504
-1044
do qual
Renováveis
1052
1052
1049
1052
504
2606
1052
576
473
1052
504
576
2030
1052
1052
140
134
230
140
1187
703
473
1052
(TJ)
2010
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Gás
Natural
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Bioenergia e
Resíduos
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
Petróleo
Produção
Importações
Exportações
Bunkers Internacionais Marítimos
Bunkers Internacionais Aviação
Stock Mudanças
Oferta de energia prim ária total
Dif erenças estaísticas
Transf erências
Centrais elétricas
Centrais a carvão
Outra transf ormação
Consumo industrial energético
Perdas
Consum o final total
Indústria
Transporte
Outros
Agricultura, f lorest e pescas
Serviços públicos e comerciais
Residencial
Outros
Uso não-energético
Carvão
Electricidade
Total
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
do qual
Renováveis
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
n.d.
(TJ)
Fonte: UNDATA, Energy Balances 2012, 2015, http://unstats.un.org/unsd/energy/balance/default.htm
Dados somente disponíveis até 2012. Dados de 2010 não disponíveis.
71
Em parceria com
ANUÁRIO
Ano 1
Outubro 2015
ENERGY SECURITY
PERSPECTIVES
2015
72