21 de novembro de 2014
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EUA-África-Portugal: o novo triângulo do gás alternativo à Rússia?

Os EUA em conjunto com África, em 2020, possuem potencial para substituir, se necessário, o fornecimento de gás natural da Rússia à Europa. Neste cenário, a posição geoestratégica de Portugal face aos continentes americano e africano pode tornar o país num dos principais hubs de regasificação e armazenamento de gás natural para alimentação do mercado europeu, a partir do terminal do Porto de águas profundas de Sines.

Segundo as estatísticas da Energy Information Administration (EIA), a agência de política energética norte-americana, a  Europa atualmente consome  anualmente cerca de 16.500 biliões de pés cúbicos de gás (bcf), sendo  30% deste montante fornecido pela Rússia , ou seja, quase 5.000 bcf.

Face à recente crise da anexação da Crimeia pela Rússia, a Europa precisa de construir alternativas sustentáveis para o fornecimento alternativo de gás natural, dado que o risco geopolítico da Rússia fragiliza em muito a segurança energética europeia.

A alternativa do gás marítimo 

As  projeções da EIA mostram que em 2020  os EUA vão subir a produção de gás natural atual de 23.500 bcf para 26.000 bcf, devido às abundantes fontes de "shale gas". Por sua vez, África no seu todo verá a sua produção aumentar dos atuais 7.400 bcf para 9.300 bcf, sendo que serão as regiões da África Ocidental (com destaque para Angola) e Oriental (Moçambique, o "segundo Qatar") os principais motores do crescimento africano e onde a Galp Energia está presente nas atividade de exploração de petróleo e gás.

Estes números significam que a produção adicional proveniente da zona do Atlântico e da África subsaariana, e que ficará "online" nos próximos 6 anos, é mais que suficiente para substituir o fornecimento russo.

A oportunidade para Portugal como hub energético seguro 

E Portugal, localizado na Península Ibérica e com uma excelente frente atlântica, está suficientemente distante da Rússia e próximo das novas fontes produtoras de gás natural transportado por via marítima para se afirmar como um dos principais hubs de armazenamento e regasificação mais seguros do mercado europeu.

Será necessário mais investimento na capacidade do terminal de Sines, como também eventualmente num pequeno reforço da rede de gasodutos para transporte do gás até ao mercado do centro da Europa, num corredor Portugal-Espanha-França-Alemanha.   

Todavia, esta opção estratégica também exigirá investimentos industriais em estruturas de liquefação e regasificação de gás natural em todos os países de origem e destino do recurso energético, bem como no aumento da frota de metaneiros. Portanto, é eventualmente expectável que o preço desta escolha (Gás Natural Liquefeito - GNL, por via marítima) seja um pouco mais elevado do que o de pipeline russo.

Mas é sem dúvida geopoliticamente mais seguro.

 

Ucrânia 2: a urgência de uma NATO energética e económica

A crise russo-ucraniana-ocidental provavelmente é uma ante-câmara do modelo de conflito do século XXI: uma conjugação de ameaça de emprego indireto da força militar em zonas de embate geopolítico (como a Ucrânia) e a aplicação de efetiva de estratégias de guerra económica.

É neste "mix" que a UE-EUA e a Rússia estão a medir forças:

 

  • A UE e a Rússia disputam a sustentação da Ucrânia na sua esfera de influência com base na adesão de pactos económicos, financeiros e aduaneiros 
  • A Rússia "pseudo-invade" a península da Crimeia, ameaça subir os preços do gás natural à Ucrânia e cortar o abastecimento deste recurso energético
  • A UE e os EUA respondem com suspensão da cooperação económica com a Rússia e ameaçando o congelamento dos ativos russos em território ocidental
  • Os EUA iniciam manobras militares no Báltico, Polónia e perto do Mar Negro

 

Face a esta dinâmica geopolítica, torna-se urgente que o Ocidente cerre fileiras e reforce a sua segurança energética e económica, através de um incremento do comércio transatlântico, sobretudo da energia.

Com efeito, o próprio secretário-geral da NATO proferiu recentemente que o Pacto de Parceria Transatlântica para o Comércio " deveria ser uma NATO económica ".

Pois bem, os recentes desenvolvimentos revelam que a urgência deste tipo de NATO é sobretudo urgente no domínio energético, ademais no que respeita ao fornecimento de gás natural.

Como já tenho defendido neste blogue há muito tempo, no médio prazo, os EUA deverão ser exportadores de gás natural para a Europa. E as vozes políticas na Europa, i ncluindo já a Alemanha , estão a iniciar a convergência de posições neste sentido. 

Contudo, o envolvimento dos EUA não é suficiente. A "NATO energética" deveria alargar a sua esfera de influência para o Atlântico Sul e a África, as novas grandes regiões produtoras mundiais de hidrocarbonetos, onde, na sua maioria, os regimes democráticos se encontram numa rota de consolidação progressiva. 

Nesta reconfiguração geopolítica, volto a insistir que Portugal e a Península Ibérica ganham uma nova relevância geoestratégica na segurança energética atlântica, pois podem atuar como plataforma adicional de armazenagem e re-exportação de gás natural e petróleo para a Europa, dado que:

 

  • A Península Ibérica é uma zona segura, livre de embate geopolítico na atual dinâmica do poder global.  
  • É a zona geográfica da Europa (sobretudo Portugal) mais perto dos EUA e do Atlântico Sul 

 

Haja visão e vontade política das elites portuguesas e europeias para desenvolver esta oportunidade. 

Ucrânia: alternativas ao pesadelo energético europeu

Mais de 20% do gás consumido na Europa  (valor que abarca a quase totalidade dos países de Leste e uma parcela importante da Alemanha) transita pela Ucrânia. Além disso,  a maioria das reservas de gás ucranianas  estão localizadas perto da fronteira com a Rússia e na estratégica Península da Crimeia.

Face aos recentes desenvolvimentos da política ucraniana, verifica-se que o risco geopolítico daquele país para a segurança energética europeia (sobretudo a de Leste e a alemã) é particularmente elevado.

A Alemanha (através da UE) tem tentado deslocar a Ucrânia da esfera de influência russa. Uma estratégia temerária, dado que aquele território está no coração da identidade russa: Kiev está no centro histórico da formação do Império russo e a Ucrânia foi berço de vários líderes, por exemplo, de Brejnev.

Tendo em conta o revivalismo geopolítico de Putin de restabelecimento da hegemonia russa nas suas periferias, o jogo energético continentalista alemão revela-se de uma perigosidade assinalável.

Contudo, há alternativas a médio prazo para dirimir o risco geopolítico da segurança energética europeia ligado ao trânsito de gás natural na Ucrânia.

O corredor energético do Mediterrâneo Oriental 

Uma via é reforçar o papel da Turquia como corredor energético para o Leste europeu. É um país mais estável politicamente, é uma economia emergente, é membro da NATO e já possui uma parceria económica reforçada com a Europa. E é um dos poucos aliados islâmicos do Ocidente.

Outra via, complementar e integrada com a anterior, é a UE acelerar a exploração e produção de petróleo e gás no mediterrêneo oriental, facilitando o investimento e a partilha de recursos entre a Grécia, o Chipre, o Líbano, Israel e Turquia. As reservas estimadas conseguem abastecer 20% do consumo europeu de hidrocarbonetos nos próximos 10 anos.

O corredor energético Atlântico: energia democrática e segura 

A terceira via, e mais segura, é a Atlântica, onde imperam os regimes democráticos. Os EUA serão os maiores produtores de petróleo e gás em 2020, o Brasil será o 6º maior produtor do mundo e um terço das novas descobertas da última década concentram-se neste país e em Angola. E prevêem-se surpresas agradáveis no pré-sal angolano, que iniciará a sua exploração em breve.

Portanto, a UE deveria adotar uma estratégia de segurança energética mais marítima e menos continentalista. O Atlântico é um oceano aberto, livre de ameaças relevantes de pirataria (à exceção do golfo da Guiné) e repleto de recursos energéticos e minerais estratégicos para a economia global. 

Portugal, em conjunto com Espanha, deveria pugnar pela implementação desta estratégia na UE. Aumentaria a relevância da Península Ibérica como hub energético geopoliticamente seguro, renovando a importância estratégica de Sines e dos Açores nas potenciais novas rotas de transporte energético entre os EUA e o Atlântico Sul.

Irão e Iraque forjam aliança petrolífera

No intenso baralhar de cartas geopolítico que marca o jogo energético global, há dois "trunfos" que têm sido ofuscados pela ascensão das novas fontes petrolíferas não-convencionais: o Irão e o Iraque, e uma potencial aliança petrolífera entre os antigos inimigos. Comecemos pela antiga Pérsia.

O último  BP Energy Outlook  indica que a produção de gás natural iraniano irá crescer 50% nos próximos dois anos, dos atuais 200.8 bcm para os 306.6 bcm. Possuidor das segundas maiores reservas de gás natural do mundo, o início do desanuviamento diplomático iniciado com a eleição de Hassan Rouhani e a sua presença no World Economic Forum de Davos sinalizam uma potencial abertura do mercado persa.  

Considerando a sua posição geográfica e as necessidades energéticas dos países vizinhos, o Irão será um excelente fornecedor para a China, Paquistão, Índia e até Europa, se vingar a ideia da construção de uma rede de gasodutos que atravesse a Turquia, país que está a tentar posicionar-se na região como um corredor gasífero entre o Médio Oriente/Cáucaso/Ásia Central e a Europa de Leste/Central. 

Com efeito, é do conhecimento público que o presidente Rouhani teve uma reunião de uma hora com executivos da BP, da Eni, da Royal Dutch Shell, da Saudi Aramco e francesa Total. Portanto, há mais uma variável a contabilizar na incerteza que paira sobre o percurso da formação do preço do gás natural no mercado global e mercados regionais.  

Por sua vez, a  Agência Internacional de Energia  prevê que o vizinho Iraque irá atingir a produção de 9 milhões de barris diários em 2020.  E o mais interessante é que o Iraque planeia triplicar a sua capacidade de produção de crude até 2020 assente numa estratégia conjunta com o Irão para quebrar o domínio saudita sobre a OPEP, segundo  declarações recentes  do ministro da energia iraquiano, Hussain al-Shahristani.  

É que juntos, Irão e Iraque conseguem ultrapassar a Arábia Saudita em reservas de petróleo e de gás. Mais um cerco ao "status quo" do poder do cartel árabe, com uma improvável aliança petrolífera entre dois antigos antagonistas.  Ou seja, também temos mais uma variável a acrescentar à incerteza sobre como se irá formar o preço do crude no futuro próximo.

O acréscimo da disponibilidade reforçará a segurança energética da disponibilidade do recurso, mas poderá colocar em risco a sua sustentabilidade a nível global. É que a viabilidade económica das explorações de shale oil, das oil sands e da exploração em águas profundas dependem da manutenção de um preço do barril na ordem dos 80$ a 100$.  

O que acontecerá à estabilidade do preço do crude com um influxo massivo de petróleo no mercado, de custo de produção mais baixo, não existindo procura mundial suficiente?  

A incerteza central é esta: o mundo precisa de mais petróleo e gás, mas não é possível saber exatamente quanto. 

No entretanto, há algo com o qual podemos contar: o Grande Jogo energético mundial continuará a trazer-nos surpresas... 

Os Aliados do GNL: Leste europeu quer gás americano

Os primeiros sinais do novo equilíbrio geopolítico da energia em curso já se manifestam no continente europeu, mais precisamente na Europa de Leste e Central. 

Polónia, Estónia, Finlândia, Letónia, Lituânia, República Checa, República Eslovaca e Áustria estão a  organizar um lobby em conjunto com empresas americanas, a que denominaram "Aliados do GNL"  .

O objetivo principal deste grupo de pressão é incentivar a exportação de gás americano (proveniente do shale gas) para aqueles mercados, a fim de reduzir a dependência extrema da Rússia, os quais em muitos casos chega a 100% do abastecimento daquela fonte energética. E é bem conhecida a tendência de Moscovo de uso da energia como arma geopolítica para exercer "influência coerciva" sobre os Estados da sua envolvente.

Face a este cenário, aquele grupo de países perceciona o gás americano como uma oportunidade reforço da sua segurança energética, diversificando as suas fonte de abastecimento com base num aliado NATO. 

A oportunidade da maritimização do comércio de GNL 

Para o gás norte-americano chegar a esses mercados, terá de ser transportado por via marítima, obrigando a investimentos não só em novos navios, mas também em infraestruturas de regasificação e armazenamento nos países destino ou Estados parceiros.

Este sinal geopolítico confirma diversas tendências que têm vindo a ser apontadas neste blogue no último ano.

Primeiro, os EUA irão usar o seu recém-adquirido poder energético para diminuir a influência geopolítica russa e da OPEP.

Segundo, um dos prinipais impactos do shale gas americano será a aceleração da crescente "maritimização" desta commoditie em detrimento do seu comércio via terrestre, por gasoduto. Ou seja, surgem oportunidades industriais e comerciais para os países costeiros

Terceiro, este sinal reforça a análise de que o Atlântico e a África Oriental (Moçambique) serão atores relevantes nos corredores marítimos mundiais de GNL.

Portugal deve estar nos Aliados do GNL 

Portanto, Portugal, com a sua inagualável posição geoestratégica face aos EUA, ao Atlântico Sul (Brasil e África Ocidental) e relacionamento com Moçambique, conjugada com as suas excelentes condições portuárias de águas profundas (Sines) e potencial de armazenamento de gás natural no seu território, deveria de imediato explorar a oportunidade estratégica de se tornar um ponto de apoio logístico e de aprovisionamento no extremo ocidental europeu ao grupo dos Aliados do GNL.

Desta forma, não só valorizava a sua importância estratégica no mapa energético euroatlântico, como atrairia investimento estrangeiro para a construção de infraestruturas industriais para o mercado de GNL.

Lisboa: a nova capital atlântica dos Oil&Gas Smart Services

Lisboa pode afirmar-se nesta década como a nova capital atlântica dos Oil&Gas Smart Services, ou seja, os serviços industriais para exploração e produção de petróleo e gás assentes na fileira tecnológica dos digital oil fields (campos de petróleo digitais).

É uma tendência natural emergente que a emergência dos novos grandes produtores de petróleo lusófonos do hemisfério sul (Brasil, Angola e Moçambique) está a provocar, onde mais de 50% das novas descobertas petrolíferas mundiais se realizaram nos últimos 6 anos. 

Com efeito, nos últimos três anos, instalaram-se em Portugal três das 20 maiores OFS (Oil Field Services) mundiais - empresas de serviços industriais de petróleo, a saber, Technip (França) a NOV - National Oil Well Varco (Noruega) e a Subsea 7 (Noruega). 

Em conjunto, já criaram perto de 1000 empregos: a Lusotechnip chegará aos 300 em 2014, a NOV planeia chegar aos 100 e a Subsea 7 aos 300 até 2014. E as empresas norueguesas já recrutam 1000 engenheiros portugueses por ano. 

E porquê a escolha de Portugal? São três as vantagens comparativas. A primeira é a elevada qualidade da formação em engenharia nas universidades portuguesas, no que concerne à solidez dos conhecimentos fundamentais teóricos nos domínios da matemática, física e química. Para as OFS, este tipo de conhecimento é o mais valioso, dado que a componente de especialização técnica é conferida pelas póprias empresas.

A segunda vantagem é o domínio dos idiomas português e inglês, facilitador do interface comunicacional entre os mercados lusófonos e os países-sede das OFS. Além disso, os portugueses também conseguem funcionar como um interface cultural, pois possuem um mix das culturas das OFS (europeias) e das dos novos países lusófonos produtores de petróleo. 

Em terceiro lugar, a disrupção tecnológica dos Digital Oil Fields permite acelerar o processo produtivo através da descentralização geográfica dos centros de engenharia. É este o novo segmento dos Oil&Gas Smart Services. 

Ou seja, significa que é possível recolher os dados de perfuração de um poço offshore, por exemplo, em Angola e enviá-los para uma equipa sedeada em Lisboa, que os trata e modeliza num software, para depois enviar a informação de apoio à decisão para a otimização do processo de extração. 

No limite, a tecnologia dos Digital Oil Fields até permitirá visualizar e monitorizar o processo de produção petrolífera num poço offshore no Brasil ou em Moçambique em tempo real em Lisboa.   

Portanto, Lisboa deveria construir as condições para atrair e aumentar a instalação de mais OFS na cidade, bem como fomentar parcerias para o ensino avançado do petróleo e gás com países e regiões como os EUA, Nouruega, Escócia, Brasil e Angola, por exemplo. Não só criaria mais empregos altamente qualificados, fixando talentos portugueses em território nacional, mas também geraria um ecossistema propício ao surgimento de start-ups no segmento dos Oil&Gas Smart Services. 

É que esta nova fileira tecnológica não só compreende a criação de novo software, mas também de uma série de novos equipamentos de sensorização e monitorização. E estes são segmentos em que a indústria portuguesa já provou conseguir ser competitiva em alguns nichos.

Muito do novo petróleo e gás está no mar. Estamos numa era de novas descobertas e Lisboa deve ser um dos seus centros de inovação. Já o foi há 500 anos nos Descobrimentos e agora tem uma nova oportunidade, especializando-se no conhecimento sobre uma das commodities mais valiosas do século: os hidrocarbonetos.   

Brasil assegura 30% do petróleo mundial em 2035

Cerca de 30% do abastecimento mundial de petróleo será assegurado pelo Brasil em 2035, tornando aquele país lusófono no 6º maior produtor mundial. Contudo, a ascensão do gigante sul-americano a uma potência energética global está fortemente condicionada essencialmente por um factor geopolítico muito específico: acesso a tecnologia de extracção e produção de petróleo e gás, económica e ambientalmente eficiente.

Esta é uma das principais conclusões a reter no último  World Energy Outlook 2013 , publicado recentemente pela Agência Internacional de Energia (AIE). Com efeito, é uma perspectiva que vem sendo regularmente trazida à atenção  aqui neste blogue  e que agora está um pouco mais clara com os números actualizados da AIE.

Actualmente, a produção brasileira pouco ultrapassa os 2 milhões barris diários, mas está projectada o seu aumento para 4 milhões em 2020 e alcançar os 6 milhões em 2035. Os dados mostram que o Brasil se tornará numa potência petrolífera de base marítima: das reservas de 18,2 biliões de barris, cerca de 90% estão localizadas no offshore, a maioria das quais está categorizada como "águas profundas".

Ou seja, estamos a falar de produzir hidrocarbonetos a profundidades na ordem dos 6000 metros. E é neste aspeto que o relatório da AIE é peremptório: "o desenvolvimento de fronteira em águas profundas é dos projetos mais complexos levados a cabo pela indústria global".

Petróleo e gás de alta tecnologia 

E porquê? Porque são necessários novos conceitos tecnológicos de plataformas de produção petrolífera flutuantes, capazes de manusear o peso extremo dos "pipelines" entre a superfície e o reservatório. São precisos robots submarinos remotamente controlados para executar as operações no subsolo oceânico. A distância cada vez maior entre a costa e a zonas de produção implica limitações nas capacidades dos helicópteros e a exigência de navios de abastecimento cada vez maiores. Por sua vez, a camada de sal localizada acima dos reservatórios de hidrocarbonetos pode facilmente deformar o poço de produção.

Isto significa que, para já, muito do equipamento necessário é altamente sofisticado e que só um relativo pequeno número de fornecedores é capaz de o entregar, o que poderá resultar, a prazo, num estrangulamento da oferta na cadeia de valor.

Outra implicação é o elevado capital necessário para arrancar com um projeto de produção no pré-sal brasileiro. De acordo com o relatório da AIE, enquanto que na Árabia Saudita o custo de capital por barril, por dia de capacidade, se situa nos 15000$, no Brasil este montante pode chegar aos 55000$.  

Ou seja, o investimento só se justifica em campos petrolíferos com reservas de nível elevadíssimo. Mas compensa, dado que não implica outras despesas "escondidas" existentes em zonas geopoliticamente turbulentas, relacionadas com custos de segurança militar e afins. O Brasil está localizado numa zona de paz do globo.

A oportunidade industrial para Portugal 

O que é que tudo isto pode significar para Portugal? Uma oportunidade. Uma grande oportunidade para criar um cluster competitivo para a produção de petróleo em águas profundas. Para além da Galp Energia estar presente no pré-sal brasileiro, não é por acaso que nos últimos três anos três das 20 maiores empresas de serviços industriais de petróleo se instalaram em Portugal: Technip, Subsea 7 e National Oilwell Varco.

Quais as razões? A qualidade excelente dos engenheiros portugueses, o custo competitivo da mão-de-obra, o domínio perfeito do inglês e do português e o advento tecnológico dos Digital Oil Fields (Campos de Petróleo Digitais). À semelhança de outros sectores, as tecnologias de informação também possibilitam que os dados das operações de produção petrolífera possam ser enviados para outra parte do mundo e sejam tratados em tempo real, se necessário.

Portugal começa de forma espontânea e silenciosa a entrar no circuito internacional do petróleo, porque está localizado relativamente perto de países de língua portuguesa produtores com relevância mundial (Brasil e Angola, para já) e devido à excelência das suas universidades no ensino da engenharia. Para além disso, dispõe de infra-estruturas industriais e portuárias com algum potencial de serem adaptadas para o segmento do offshore petrolífero em águas profundas.

É mais do que tempo de colocar como desígnio nacional na reindustrialização portuguesa a criação de uma Indústria Inteligente e Sustentável de Exploração&Produção de Petróleo e Gás.

Sul P&G 2030: um observatório para o petróleo em português

Sul Petróleo&Gás 2030: este é o nome do novo think tank lusófono que nasceu na passada semana por ocasião do coongresso  ALTEC 2013 , onde tive a oportunidade de participar. 

Envolvendo para já empresas, associações industriais, entidades governamentais e universidades portuguesas, brasileiras, angolanas e moçambicanas, esta nova plataforma tem como objetivo contribuir para a reflexão estratégica que responda às novas oportunidades geopolíticas geradas pelas recentes descobertas de vastas reservas de petróleo e gás nos países de língua portuguesa do hemisfério sul. 

 

O principal objetivo do Observatório Sul Petróleo&Gás 2030 é apoiar o estímulo de novas dinâmicas de inovação e industriais sustentáveis de Petróleo e Gás no Atlântico Sul e na África Subsariana. Entre as entidades participantes nesta iniciativa, contam-se, por exemplo, a Agência Nacional de Petróleo e Gás do Brasil (ANP), o centro de I&D IN+ do Instituto Superior Técnico, a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (ONIP, Brasil), o Ministério dos Petróleos de Angola, a Galp Energia, a Partex Oil&Gas, o Instituto de Soldadura e Qualidade e a Universidade Federal do Rio de Janeiro. 

Como tenho escrito regularmente neste blogue e em outros espaços de opinião, a nova realidade geopolítica do petróleo no Atlântico (+Índico) abre uma oportunidade única para que espaço lusófono se afirme na economia global com uma rede de atores industriais e tecnológicos competitivos na exploração dos hidrocarbonetos oceânicos. 

É com muita satisfação que assisto e participo nesta iniciativa, na qual tenho confiança e esperança que dê um contributo positivo da indústria petrolífera sustentável para a construção de sociedades mais prósperas e inclusivas nos espaços lusófonos da economia global. 

 

 

 

OPEP: ano 2013, o fim de uma era

Quarenta anos depois do embargo da OPEP que transferiu o controlo do mercado do petróleo para as mãos das empresas estatais (NOC) do Médio Oriente, eis que emergem de vários pontos do globo sinais de que está muito próximoo ocaso desse poder quase absoluto.

A grande mudança está a acontecer sobretudo no Atlântico, Norte e Sul, nas Américas e em África. A Norte, destacam-se os  EUA . A  revolução tecnológica do "shale gas" e do "shale oil" não só possibilitou que no presente ano os EUA já se tornassem os primeiros produtores mundiais de hidrocarbonetos, como também alcançarão a auto-suficiência energética em 2020. 

Provavelmente começarão a exportar gás por volta de 2015. Mas os EUA também já começaram a exportar produtos refinados, eliminando quotas de mercado das refinarias europeias, como atesta  este artigo do Finantial Times . Prevê-se que o petróleo e gás não convencionais consigam garantir 25% da oferta em 2030.

A Sul, localizam-se mais de 50% das descobertas de petróleo e gás realizadas na última década. Estão localizadas sobretudo nas águas profundas e ultra-profundas do Brasil, Angola, Nigéria e no Índico, em Moçambique. No total, a produção offshore já representa 30% da atual produção mundial. 

E no extremo sul do globo também se fermenta a emergência de uma potência regional energética, assente nas fontes fósseis não-convencionais, a Austrália. Este membro do mundo ocidental também será um dos principais fornecedores de petróleo e gás dos grandes mercados asiáticos dependentes: China e Índia. 

E se a estes sinais de curto prazo, juntarmos os de longo prazo relacionados com a exploração petrolífera no Ártico e de gás à base de hidratos de metano no Japão, verifica-se a possibilidade de mais mudanças tectónicas conducentes à fragmentação do poder do petróleo no globo.

Portanto, a prazo, não só a relação de forças na formação do preço do barril de petróleo irá se alterar, com acrescento de poder dos produtores ocidentais, como também a distribuição do poder tecnológico, com as Oil Field Services Comapnies a desempenharem um papel estratégico cada vez mais crucial na concentração do expertise crítico para a exploração de hidrocarbonetos. 

E a Europa? O Velho Continente encontra-se num impasse para avançar com a exploração do shale gas, mas parte dos países da UE aposta na  reativação do nuclear , teima na persistente onerosa captura e sequestro de carbono das centrais térmicas e perpetua um sistema de energias renováveis sem uma estratégia razoável no desenvolvimento de tecnologias de armazenamento.

Ah, e entretanto continua extremamente dependente de petróleo e gás externos, com uma crescente competição do bloco asiático por estes recursos. 

Realismo necessita-se na política energética europeia, e com urgência! 

EUA lideram produção petrolífera mundial já em 2013

Vinte e cinco milhões de barris equivalentes de petróleo (boe) diários produzidos nos EUA em 2013 - é este o número histórico gerador de colossais ondas de choque no equílibrio mundial do poder energético. 

Com esta produção, os EUA anteciparam em 7 anos a mudança que se previa para 2020 - ultrapassar a Arábia Saudita e a Rússia como maiores produtores de petróleo e gás, como comprovam as  últimas estimativas da Energy Information Admnistration (EIA) , o organismo estatal norte-americano responsável pelas estatísticas e estudos de política pública energética.

Ou seja, no mesmo mês em que a China se torna o maior importador petróleo, os EUA tornam-se líderes mundiais na produção petrolífera, rumo à auto-suficiência energética.  

E como se pode verificar nos dados da EIA, a tendência tem vindo a ser crescente desde 2008, o ano de viragem do declínio produtivo dos EUA. Quais os factores detonadores desta mudança téctónica?

Inovação tecnológica, GNL, deep off-shore e a "prisão do preço" da OPEP

Primeiro, a revolução tecnológica das técnicas de perfuração (como o fracking), que permitiu desbravar novas fontes como o shale gas e o shale oil no território norte-americano.

Segundo, a estagnação da produção russa, devido à elevada maturidade dos campos, à falta de investimentos em novas províncias energéticas e da política petrolífera funcionar numa lógica puramente de poder geopolítico hegemónico, com uma aposta centrada na distribuição única por gasoduto terrestre, para tentar "trancar" a dependência dos mercados europeu e chinês. Devido a este foco, a Rússia descurou as dimensões de crescimento do Gás Natural Liquefeito (transporte por mar) e da tecnologia para fontes não convencionais (como o gás de xisto e petróleo águas ultra-profundas). 

Terceiro, a recusa da OPEP (nomeadamente a Arábia Saudita) em aumentar a produção para não baixar o preço do barril de petróleo, o principal pilar orçamental gerador de receitas que "compra" a paz social em países com regimes autoritários. 

Significa esta mudança que a economia mundial libertar-se-á da ditadura de formação de preço da OPEP?

Para já não - a produção da OPEP ainda possui um peso importante nos fluxos petrolíferos mundiais. Mas há uma mudança de cliente principal: dos EUA para a China.

Reequlíbrio do poder mundial energético em curso 

O que se traduz de imediato num processo de redistribuição do poder energético mundial: a OPEP terá que balancear a formação do preço do barril com os novos grandes produtores atlânticos (EUA e Brasil), a Rússia verá sua projeção geopolítica baseada na energia bastante limitada e o Atlântico transforma-se-á num dos principais corredores energéticos do planeta. 

Ou seja, um dos grandes clientes do petróleo atlântico será a China, para mitigar a sua dependência energética do Médio Oriente.  

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Edição Diária 17.Abr.2014

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