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O Desafio Económico vs. O Valor da Segurança Energética
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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe
Policy Paper nº3-2015
1
Exportações de GNL dos EUA e África para a Europa: o desafio
económico vs o valor da segurança energética
Resumo
O presente policy paper nº3 aborda as questões da formação do preço do Gás Natural
Liquefeito (GNL), realizando uma primeira análise sobre a viabilidade económica das
exportações de GNL dos EUA e de África para a Europa, em alternativa ao fornecimento
russo. Verifica-se que o GNL poderá chegar ao mercado destino no centro da Europa a um
preço médio de 11 $USD/MMBtU, enquanto que a Rússia consegue colocá-lo actualmente a
9$USD / MMBtU. Face ao risco geopolítico que o abastecimento russo coloca à Europa, a
decisão política terá de balancear o preço ligeiramente menos competitivo das alternativas
norte-americanas e africanas, face ao risco de segurança de abastecimento colocado pela
atitude beligerante da Rússia. Como opção de rota alternativa de abastecimento, é
demonstrado o enorme potencial da viabilidade infra-estrutural do abastecimento via GNL
na Península Ibérica, cuja taxa de utilização anual se situa nos 21% e cujo impacto
económico na economia portuguesa das actividades regasificação e transporte é estimado
em 112 milhões de euros anuais.
Palavras-chave: shale gas, África, EUA, segurança energética, Atlântico
Autores:
Ruben Eiras, Diretor do Programa FLAD Segurança Energética
Pedro Louro, Oil&Gas Researcher do Programa FLAD Segurança Energética
Ricardo Leite, Energy Systems Researcher do Programa FLAD Segurança Energética
NOTA: As posições contidas neste documento são da única e expressa responsabilidade dos autores, não vinculando
nenhuma das organizações onde desenvolvem as suas actividades profissionais e académicas
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O preço do Gás Natural, em especial aquele que é transportado por via marítima, é
formulado pela conjugação de diversas parcelas (sem contar com as componentes fiscais). A
primeira diz respeito ao preço de exploração, ou de extracção, do gás natural. Em seguida,
em função da localização dos poços, face aos destinos de consumo, o preço do gás natural
poderá ser sujeito a acréscimo de preço bastante consideráveis.
Conforme se poderá verificar a na Figura 1, se o comércio for intra-regional, acrescentar-se-
á apenas o custo do respectivo gasoduto. O mesmo racional se verifica no transporte inter-
regional, sendo que a diferença será obviamente uma maior extensão do ‘pipeline’, o que
naturalmente acarretará maiores custos. Quando a distância aumenta ou os custos de
construção da infraestrutura crescem devido a questões geográficas – condições de terreno
complexas, construção subterrânea ou subaquática -, crescem também os valores de
investimento e, consequentemente, o preço unitário de transporte.
Figura 1. Cadeia de Valor do Gás Natural, Comparação Gasoduto vs. GNL
Fonte: Macroeconomic impacts of LNG exports from the United States, NERA Economic Consulting, 2012
Mas se o gás natural for transportado por via marítima, proveniente de outros continentes
(como o das novas fontes dos EUA e África que surgirão até 2020), para além do custo do
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gasoduto (pipeline) intra-regional, há que acrescentar os custos da liquefacção, transporte
marítimo (shipping), regasificação e transporte por gasoduto até ao mercado consumidor.
A liquefacção (GNL – Gás Natural Liquefeito) é um processo em que se submete o gás
natural a temperaturas na ordem dos 160ºC de forma a reduzir o seu volume em cerca de
600 vezes. Embora este seja um processo bastante dispendioso, só desta forma em que se
consegue justificar o custo de transporte deste bem. Uma vez chegado ao destino, o gás
natural então terá de ser regaseificado de forma a estabilizar novamente à temperatura
ambiente, para de seguida ser injectado no gasoduto de distribuição.
Em função da origem do gás natural, segundo os estudos recentes realizados pela AIE e por
um estudo encomendado à NERA Economic Consulting pelo Department of Energy da
administração dos EUA, os preços podem variar tipicamente entre os 3,5 e os 4 $USD /
MMBtU para gás proveniente de explorações convencionais e de reservas de shale, e
inclusive pode alcançar os 5 a 6 $USD / MMBtU caso provenha de explorações não
convencionais, como as águas ultra-profundas do pré-sal brasileiro (consultar Tabela 1).
Tabela 1. Estrutura do preço do Gás Natural, segundo a cadeia de valor
Fontes: NERA Economic Consulting, 2012; World Energy Outlook, International Energy Agency, 2013
Com efeito, como se constata na Tabela 1, em função da localização dos poços, face aos
destinos de consumo, o preço do gás natural poderá ser sujeito a acréscimo de preço
bastante consideráveis.
Por um lado, nas situações em que, pela proximidade geográfica se pode fornecer
directamente por gasoduto, obviamente o preço torna-se bastante mais competitivo. Para
esta situação, segundo o estudo do NERA, pode-se considerar um preço médio de
ConvencionalNão convencional
(Deep water)
Não convencional
(Shale)Liquefação Transporte Regasificação
(Gasoduto)
Poço-LiquefaçãoLiquefação Transporte Regasificação
(Gasoduto)
Regas-to-City
Valor Máximo 4 6 4 4,5 3,5 0,5 1 2,14 1,33 0,83 1
Valor mínimo 3,5 5 3,5 3,5 1,1 0,3 1 2,14 1,33 0,83 1
Custo Produção Gás Natural Projeção Custos AIE Projeção Custos NERA
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transporte na ordem dos 1 a 2 $USD / MMBtU em função das distâncias e do custo de
construção do gasoduto.
Portanto se tomarmos em conta todos os custos da cadeia de valor (para além do custo de
produção, 50% corresponde o processo de liquefação, 35% no de transporte e 15% no
processo de regaseificação e armazenagem), à luz da informação pública actualmente
disponível, as projecções da NERA e da AIE apontam para um custo médio final na ordem
dos 10 $USD / MMBtU para o gás natural exportado dos Estados Unidos da América e
regasificado na Península Ibérica (ver Tabela 2).
Tabela 2. Preços mínimos, máximos e médios do GNL, segundo origem, cenários AIE e NERA
Fonte: Cálculos com base nos Estudo NERA, AIE, 2012,2014
Mas a estes custos acresce ainda o de transporte por gasoduto da Ibéria até ao centro da
Europa, o qual, segundo a projecção do NERA, deverá se situar em 1 $USD / MMBtU.
Portanto, o custo final médio do gás natural proveniente dos EUA para o centro-leste da
Europa, circulando pela Península Ibérica, deverá referenciar-se na média dos 11 $USD /
MMBtU1.
1 É de referir que nas projecções referenciadas os custos são reportados em dólares. A relação euro/dólar tem um
impacto importante para os consumidores Europeus. Como esta relação está tipicamente associada ao preço do
crude (e os preços de referência do gás natural estão associados aos do petróleo), quando este se situa em
valores elevados, a relação euro/dólar tem tendência a ser mais vantajosa para os consumidores europeus.
Convencional e Shale Preço Médio
Preço Máx 12,5
Preço Min 8,4
Preço Máx 10,3
Preço Min 9,8
Não convencional (Deep water) Preço Médio
Preço Máx 14,5
Preço Min 9,9
Preço Máx 12,3
Preço Min 11,3
Cenário IEA 10,45
Cenário NERA 10,05
Cenário IEA
Cenário NERA
12,2
11,8
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Com base nesta análise, podemos assim afirmar que o custo final do abastecimento de gás
natural proveniente de fontes alternativas à Rússia terá um custo final, à entrada da
Península Ibérica, que variará entre o mínimo de 8,402 e o máximo de 14,50 $USD / MMBtU,
em função da sua origem e distância geográfica.
Portanto, numa análise de dimensão puramente económica, verifica-se que a Rússia está
claramente numa posição vantajosa de abastecimento de Gás Natural à Europa – o qual é
vendido presentemente a 9 $USD/MMBtU - já que as ligações são realizadas por gasodutos,
sem necessidade de o liquefazer, transportar, regaseificar e armazenar.
Acresce ainda o facto das infra-estruturas existentes estarem praticamente, se não já,
amortizadas o que, numa situação política normal, permitiria abastecer a Europa com
preços consideravelmente mais baixos face os preços a que se consegue e se conseguirá
adquirir o gás Natural proveniente de outras fontes mais distantes.
Não obstante, numa perspectiva de segurança energética, o custo de falha de
abastecimento de Gás Natural à Europa poderá ter impactos muito graves, não só ao nível
da economia mas, mais grave ainda, na garantia de sobrevivência dos habitantes dos países
do Norte sujeitos a condições climatéricas mais severas.
Com efeito, a nível estratégico, o futuro da segurança energética da União Europeia joga-se
na sua orla sul, pois é no ‘crescente marginal’ (rimland) que se estende do Mar Egeu até ao
Atlântico ibérico que reside o maior potencial geoestratégico para a infraestrutura de
distribuição do tão precioso gás natural que a Europa necessita para a sua indústria e
consumo doméstico.
Putin percebeu esta realidade e está preparado para um longo jogo geopolítico. Como já
explicado em maior detalhe nos policy papers 1 e 2, a seguir ao ‘amarrar’ da Alemanha
através do gasoduto Nordstream e aos dois cortes de abastecimento à Europa de Leste
2 8,27$USD/MMBtU em Março de 2015, World Bank
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operados na década passada, devido à interrupção de fornecimento à Ucrânia por alegado
incumprimento contratual, a Rússia tem realizado um conjunto de manobras com o objetivo
de dominar ou ter uma participação relevante nos circuitos alternativos de distribuição de
gás natural europeu localizados a Sul, em especial no mediterrâneo oriental.
Senão vejamos. Nos últimos três anos, a Gazprom não só firmou a sua participação no
desenvolvimento do Leviatã, o maior campo de gás do offshore israelita, como também
acorreu a Chipre com ajuda financeira, obtendo em troca condições preferenciais em
participações futuras em projetos de produção e distribuição das enormes reservas de gás
natural naquele país. Estas são as primeiras duas peças do puzzle geopolítico.
Por sua vez, em virtude do conflito ucraniano e das regras europeias de concorrência que
impedem a mesma empresa de produzir e distribuir gás natural, abandonou em 2014 o
gasoduto South Stream, que atravessaria o Mar Negro, entrando na Bulgária, seguindo para
a Sérvia e de seguida ramificando-se para os países vizinhos.
Só que Putin tinha uma carta escondida na manga: o Turkish Stream. Ou seja, um gasoduto
que atravessará o Mar Negro perpendicularmente à península da Crimeia, atravessando a
Turquia, ligado a um interconector à Grécia, com posterior distribuição na Europa de Leste.
De uma assentada, a Rússia oferece à Turquia e à Grécia a oportunidade de se tornarem
‘hubs’ energéticos estratégicos para a UE, minando economicamente o projeto europeu do
Transanatolian Pipeline (TANAP), que transportaria gás do Azerbaijão e em consequência, o
qual realizando-se, mitigaria a dependência europeia do gás russo.
E isto leva-nos à terceira peça mais recente do puzzle: a Grécia. Na primeira semana de Abril
deste ano assistimos a duas manobras para a concretização desta estratégia. No dia 7 foi
celebrada uma declaração conjunta de cooperação energética entre a Grécia, a Sérvia, a
Hungria, a Macedónia e a Turquia, isto é, o mesmo conjunto de países do traçado do Turkish
Stream.
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E no dia 8 de Abril, a cimeira entre Putin e Tsipras estabeleceu que a Grécia poderá ter
apoio da Rússia na construção do ‘Hellenic Stream’, que se irá ligar ao ‘Turkish Stream’. Esse
apoio poderá materializar-se através da entrada da Gazprom na privatização da DEPA, a
empresa grega de distribuição de gás natural.
Portanto, o projeto da União Energética europeia já se defronta com uma séria
vulnerabilidade a nível do valor de segurança do estratégico Corredor do Sudoeste Europeu.
Putin divide para reinar.
Mas a Rússia não se fica por aqui ao cerco europeu, pois a Gazprom também é uma
importante acionista do promissor projeto El Assel, um dos mais importantes da Argélia no
gás natural (ver policy paper 1). Ou seja, Putin já moveu as suas peças para além do
mediterrâneo oriental.
Contudo, o Atlântico da Península Ibérica não está sob a influência russa. E é neste ponto
geoestratégico da Europa que se concentra 50% da sua capacidade de liquefação de gás.
Tendo em conta que as novas fontes dos EUA e de África disponíveis em 2020, por via
marítima (consultar policy paper 1), serão mais do que suficientes para substituir o gás que
circula via Ucrânia, e que a otimização tecnológica baixará os custos de transporte e
transformação desta fonte energética, é por demais evidente que a UE tem de pelo menos
estudar a viabilidade da criação de um ‘Atlantic Stream’ que se inicie em Sines,
atravessando em diagonal a Ibéria até França, tendo a si ligadas as restantes 6 centrais
espanholas.
Só que atualmente a Península Ibérica é uma “Ilha Energética”. O termo atribuído é
comummente usado para realçar o facto de Portugal e Espanha terem uma quase
inexistente ligação a França e ao resto da Europa em termos de infra-estruturas de gás e
electricidade. Actualmente as interconexões existentes das redes energéticas representam
apenas 1,5% da capacidade instalada na Ibéria.
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E se a baixa interligação energética da Península Ibérica com o resto da Europa é um tema
por si só relevante para a Comissão Europeia e para a discussão da “União Europeia
Energética”, o facto da actual capacidade disponível nos terminais de GNL da Ibéria poder
representar uma alternativa de cerca de 25% ao gás natural Russo (consultar policy paper
1), torna o ‘bottleneck’ dos Pirenéus um tema de discussão incontornável.
O abastecimento de gás natural à Península Ibérica é assegurado por gasodutos oriundos do
norte de África, os quais têm uma grande taxa de utilização, em consequência dos contratos
‘take-or-pay’.
Em contraste, a rede de 7 terminais de GNL, entre 2013 e 20143, registaram uma taxa média
de utilização de apenas 21%, conforme se pode verificar pela Figura 2 e Tabela 3.
Figura 2. Capacidade de regasificação de GNL por país (MTPA) e taxa de utilização (%), 2013
Fonte: World LNG Report - 2014 Edition, International Gas Union (2014)
3 Dados provisórios da Agência Internacional de Energia, Europe Gas Trade Flows,
http://www.iea.org/gtf/index.asp 2015
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Tabela 3. Taxa de utilização das centrais de GNL, Portugal e Espanha, 2014
Fonte: Agência Internacional de Energia, Europe Gas Trade Flows (2015)
Ou seja, atualmente a Península Ibérica dispõe de uma capacidade de importação de GNL
cinco vezes superior às suas necessidades, pronta a ser usada para substituir 20% das
importações europeias da Rússia (o equivalente a dois terços do gás importado pela
Ucrânia), mitigando significativamente o inerente risco geopolítico. Só que, em
consequência de uma quase inexistente interconexão com França, não pode ser
aproveitada.
Com efeito, a capacidade instalada e não utilizada nos terminais de GNL da Ibéria
correspondeu em 2014 a cerca de 56.200Mm3 de gás natural, o que equivale, por exemplo,
à substituição de todo o gás russo importado em 2014 pela Alemanha através do
Nordstream, o gasoduto do Mar Báltico.
No caso português, o impacto económico gerado com algumas das atividades diretas da
exportação de gás natural para a Europa, segundo estimativas muito preliminares, seria
equivalente a uma mitigação de 8% face ao total da fatura energética de importação de gás
natural (1.340.000.000€4), cerca de 112 milhões de euros anuais (ver tabela 4).
4 Fatura Energética, DGEG, 2014
Central GNLMáximo
anual (mcm)
Utilização
Efetiva (mcm)
Taxa de
Utilização (%)
Barcelona 4800 2811 52
Bilbao 3360 1550 46
Cartagena 2400 1086 45
Huelva 3840 1876 49
Murgardos 2160 1169 54
Sagunto 2640 1465 55
Sines 2880 1140 40
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Tabela 4. Estimativa do Impacto Económico gerado pelas actividades diretas de regasificação e transporte
para exportação de gás natural via Sines
(*) Preço de referência mínimo do estudo 'Gas Transit Tarifs' - Model tariff for new 56” line, Energy Charter, 2006; 200 km Sines-Badajoz,
0,11€/100km; cálculos dos autores tendo por referência valores NERA, DGEG, AIE e Energy Charter, 2015
Este volume de receitas (brutas) seria gerado, por um lado, pelas operações de regasificação
na central GNL de Sines, tendo por referência a disponibilidade de utilização de 80% da sua
capacidade. E, por outro lado, pelo trânsito do gás natural num novo gasoduto de elevado
caudal, o qual atravessaria posteriormente Espanha, até ser ligado à rede francesa, rumo ao
centro da Europa.
Todavia, para que este cenário seja possível, é necessário anular o ‘bottleneck’ dos Pirenéus,
o qual em matéria de Gás Natural deve ser encarado pela Europa como estrategicamente
vital do ponto de vista da segurança energética e de abastecimento.
E se por um lado pode parecer tentador contornar este ‘bottleneck’ replicando a capacidade
instalada excedentária na Ibéria em terminais de GNL em geografias no coração da Europa
mais próximas do consumo - contornando assim a França -, a verdade é que a proximidade
geográfica da Ibéria face aos principais mercados abastecedores de GNL, em paralelo com a
existência de uma infra-estrutura fabril já construída e operacional, tornam a solução da
Ibéria como porta da Europa para o GNL uma opção realista e racionalmente irrefutável,
conforme demonstra a Figura 3.
Operações Preço (€)Capacidade Disponível GNL
Sines (80%; MM/btu e m3)
Impacto Económico
Gerado
Total Impacto
Económico(€)
Re-gasificação (MM/btu ) 0,8 140.000.000 112.000.000 €
Tarifa de trânsito Pipeline (€/m3/100km) (*) 0,22 3.920.000 862.400 €112.862.400 €
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Figura 3. O potencial estratégico do ‘Atlantic Stream’ Ibérico
Portanto, se a UE, na função da segurança energética, optar por uma maior ‘maritimização’
do abastecimento de gás natural na sua dimensão atlântica em detrimento do foco
unicamente continentalista no qual tem insistido nas últimas duas décadas, teremos
certamente uma Europa energeticamente mais segura assente na valorização estratégica de
Portugal e Espanha como ‘hubs’ energéticos.