Energy security perspectives pse flad edicao 2015 by Fundação Luso-Americana para o Desenvolvimento

Em parceria com

ANUÁRIO

Ano 1 Outubro 2015

ENERGY SECURITY PERSPECTIVES 2015

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: ruben.eiras@flad.pt 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

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»

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 4

Aliados pela Segurança Energética

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.

Na era dos ‘cisnes negros’ energéticos

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!

Wide Perspectives Section

ENQUADRAMENTO A nova ordem da geopolítica mundial do petróleo e gás

Fonte: Programa Segurança Energética FLAD, 2015

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

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

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

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.

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.

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-

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.

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

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.

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.

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.

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

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

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.

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. 21

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

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-

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

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-

os significativos para a Petrobras para cumprir suas metas de crescimento.

Gás Natural

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

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

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.

TENDÊNCIAS MOÇAMBIQUE 2020: o ano-chave Gás Natural

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

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.

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

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

Low Carbon Perspectives Section

Segurança Energética de Baixo Carbono: uma política sustentável e pragmática

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-

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.

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.

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.

Experts Perspectives section

The changing dynamics of energy security

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 37

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. 38

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 39

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.

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.

NATO and Energy Security

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.

European energy security and the role of Portuguese speaking countries

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 Europeâ&#x20AC;&#x2122;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

Angola: Time to shift gears?

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).

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.

The Atlantic Council’s Eurasian Energy Futures Initiative

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.

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

O papel que Portugal pode desempenhar na segurança energética europeia

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.

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.

Energia no mundo: A União da Energia e o início de um novo ciclo

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.

A inovação como prioridade na gestão dos ciclos do preço do petróleo

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

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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.

Anexo Estatístico: Balanços energéticos EUA e CPLP

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 66129 -139019 -15229 -21795 726 -109189 60030 -121 -5449 -552 0 0 821424 0 0 -34637 0 728969 21607 558009 46685 19398 10488 16799 0 0 102668 120.785 Produtos petrolíferos

566850 66714 -35984 0 0 12179 609759 0 -1382 -164287 -26115 0 1010 0 0 0 -69630 0 332880 107361 20847 190700 114548 74880 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

Nuclear 214219 0 0 0 0 0 214219 0 0 -214219 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nuclear 208.779

Hidro 23294 0 0 0 0 0 23294 0 0 -22990 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Geoterm ia, Eólica, Solar 26142 0 0 0 0 0 26142 0 0 -23891 0 0 0 0 0 0 0 0 1662 106 0 1557 1473 83 0 0 0 0

Geoterm ia, Eólica, Solar 23.952 23.334

Hidro

Bioenergia e Electricidade resíduos 97396 0 3 6051 .. -976 -29 0 0 0 -10 0 97360 5074 0 0 0 1273 -12292 340126 -2162 13259 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -301 -27798 0 -21958 75558 325265 32890 72798 28472 622 14195 251845 10934 119629 2310 115102 951 2554 0 0 0 14561 0 0

Bioenergia e resíduos 88.786

Electricidade

Calor 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10828 0 0 0 0 0 -3672 -1288 5867 4636 0 1231 0 1231 0 0 0 0

Calor

5.096 -1.032 -48

1.140 595.533 -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

339.376 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.

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

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 0 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 0 0 0 0 0

-25 -932 -1.185

Electricidade

1.328 0 0 0 0 0 1.328 0 0 -1.236 0 0 0 0 0 0 0 0 74 0 0 74 44 31 0 0 0 0

3.256 97 -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

-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

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 -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 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.

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

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

18 25 9 0 0 0

0 2 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

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

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

-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

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

-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.

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

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.

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

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.

Petróleo

Carvão

Electricidade

Total

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. (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.

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

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

(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

1885 11755

-3439 -2231

do qual Renováveis 1885 6

-3439 -2231

6080 -470

1802

-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

(TJ)

2010

Petróleo

Gás Natural

Bioenergia e Resíduos

Carvão

Electricidade

Total

do qual Renováveis

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.

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

2012

1021 2012

-441

1571

Carvão

996

-624

do qual Renováveis 1021

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

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

1008 1900

1900

-411

do qual Renováveis 1008

-411

1459

987

-581

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

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.

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.

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. (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.

Guiné Equatorial 2012

Petróleo

Gás Natural

Bioenergia e Resíduos

110825

Produção Importações

Carvão

Electricidade

Total

do qual Renováveis

1489

112316

112313

36199

Exportações

-1

Bunkers Internacionais Marítimos Bunkers Internacionais Aviação

-1099

Stock Mudanças Oferta de energia prim ária total

35100

Dif erenças estaísticas

110825

1489

147416

1670

-3460

112313

Transf erências Centrais elétricas

-5131

Centrais a carvão

-19942

10733

-9209

Outra transf ormação Consumo industrial energético

-553

Perdas

-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

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

110343

Carvão

Electricidade

Total

do qual Renováveis

1489

111834

111831

37854

Exportações

-3

Bunkers Internacionais Marítimos Bunkers Internacionais Aviação

-1096

Stock Mudanças Oferta de energia prim ária total

36758

Dif erenças estaísticas

110343

-3

1489

148588

1670

-3546

111828

Transf erências Centrais elétricas

-5216

Centrais a carvão

-19513

10502

-9011

Outra transf ormação Consumo industrial energético

-553

Perdas

-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

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.

Importações

n.d.

Exportações

n.d.

Bunkers Internacionais Marítimos

n.d.

Bunkers Internacionais Aviação

n.d.

Stock Mudanças

n.d.

Dif erenças estaísticas

n.d.

Transf erências

n.d.

Centrais elétricas

n.d.

Centrais a carvão

n.d.

Outra transf ormação

n.d.

Consumo industrial energético

n.d.

Perdas

n.d.

Indústria

n.d.

Transporte

n.d.

Outros

n.d.

Agricultura, f lorest e pescas

n.d.

Serviços públicos e comerciais

n.d.

Residencial

n.d.

Outros

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.

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

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

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.

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.

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. (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.

Em parceria com

ANUÁRIO

Ano 1 Outubro 2015

ENERGY SECURITY PERSPECTIVES 2015