Energy Security Insight Abril 2017
Shale dos EUA coloca Petro-estados na encruzilhada geopolítica Portugal e Espanha são os principais mercados europeus do GNL dos EUA
Produção offshore é competitiva face ao shale em 2017 Empresas petrolíferas apostam na eólica oceânica Emissões de CO2 energéticas estagnam apesar do crescimento da economia
com o apoio de
Knowledge Partner
Fonte: http://www.louhew.com
Shale dos EUA coloca Petro-estados na encruzilhada geopolítica
A
OPEP e a Rússia deverão ter que estender os tetos de produção para além do Verão de 2017. É que o stock de crude nos EUA está a aumentar para níveis recorde e os preços estão persistentemente abaixo dos $50/bbl.
A OPEP e a Rússia são petro-estados, um grupo geopolítico focado nos preços elevados do crude e vão fazer tudo para que tal aconteça. É que apesar do preço descer 20% após o anúncio dos cortes de produção, o facto é que o preço do barril voltou a contrair não só devido à insuficiência dos mesmos, mas também devido à resiliência dos produtores shale dos EUA. A reunião dos Ministros da OPEP em Viena a 25 de Maio irá dar a resposta se o corte de produção irá ser estendido ou não. O mais provável é que o farão. Como mostram os dados da AIE, ao ritmo atual de diminuição dos inventários de crude, a OPEP e a Rússia irão gastar menos de um terço do excesso dos 300 milhões de barris, se o corte de produção não ultrapassar os 6 meses. O efeito paradoxal dos tetos de produção da OPEP Mas se o mesmo corte de produção for estendido, este poderá funcionar como um paradoxal incentivo para o estímulo do crescimento do shale nos EUA, que cresce para preencher o vazio da produção. Isto porque os tetos de produção da OPEP, destinados a reduzir a quantidade de crude disponível no mercado, fizeram com que as linhas de crédito continuassem a fluir para os produtores shale, originando uma retoma da perfuração para preencher essa lacuna no inventário mundial. Ou seja, os cortes de produção acabaram por servir a viabilização do negócio do shale dos EUA. Os dados indicam essa tendência: o número de poços em operação duplicou desde Maio de 2016,
Os cortes da OPEP incentivam o financiamento à produção shale para preenchimento do vazio de produção segundo a Baker Hughes. E o ano de 2017 pode ser o do regresso do crescimento do investimento no shale nos EUA. Se entre 2014 e 2016 os investimentos nos EUA desceram de 180MM$ para 60MM$, é expectável um aumento de 40% no presente ano. Segundo as previsões da Rystad Energy, no que toca ao petróleo shale, as zonas de produção da Permian contribuirão com um crescimento de 250 kbbl/d, a seguir às quais se situa o Niobrara com 50 kbbl/d. Para concretizar este crescimento de produção, será preciso mais atividade de perfuração. A Rystad Energy indica que a zona do Permian Delaware captará 4,5MM€ de investimento, ou seja, um crescimento de 57%. Eagle Ford crescerá 60%. A surpreendente abundância do crude americano E como se não bastasse, a Repsol realizou a maior descoberta de petróleo dos últimos 30 anos em solo norte-americano, no estado do Alasca, na formação de Nanushuk, e deverá totalizar cerca de 1200 milhões de barris de crude. A produção deverá arrancar em 2021, sendo que a jazida terá potencial para produzir 120 mil barris de petróleo por dia. Um dos poços, denominado Horseshoe-1, foi perfurado a uma profundidade de 1828 metros, tendo sido descoberta uma coluna de petróleo de 46 metros. O segundo poço, no qual foi descoberta uma coluna de 30 metros, foi perfurado a uma profundidade de 2503 metros.
Fonte: https://images.hedgeye.com/media_assets/0065/5293/ OPEC_cartoon_04.24.2015.png
Portanto, está instalado o dilema geopolítico na OPEP e nos seus petro-estados aliados na guerra contra o shale oil dos EUA: se sobem a produção, o preço cai, mas não o suficiente para inviabilizar os shale wildcats e as novas produções convencionais – e pelo caminho depauperam a sua sustentabilidade financeira, dada a sua extrema dependência de receitas do petróleo; se cortam a produção, criam incentivos para a produção shale dos EUA crescer e ganhar quota de mercado – e o preço do barril não volta a subir, depauperando na mesma a seiva da sua sobrevivência financeira.
O investimento na produção shale crescerá 40% em 2017, segundo a Rystad Energy
Produção offshore é competitiva face ao shale em 2017
As estratégias de descarbonização da ENI, Chevron, Shell, BP, Total e Statoil. Fonte: Wood Mackenzie, 2016
P
or cada dólar investido no Mercado dos EUA de petróleo e gás shale, outro também é colocado no desenvolvimento de novos recursos offshore. Segundo os dados da Rystad Energy, parceiro do Programa Segurança Energética FLAD, cada fonte de produção futura, shale e offshore, vai receber 70MM$ de investimento. Em 2014 cerca de 160MM$ foram investidos na perfuração e na completação de poços, como também 20MM$ em infraestruturas. Em contraste, apenas 95MM$ foram investidos para abrir novos recursos offshore. Em 2015, cerca de 40% foi direcionado para o shale. Para o offshore, os anos de 2014 e 2015 foram focados no corte de custos ao longo da cadeia de valor. Contudo, 2016 e 2017 estão a mostrar competitividade total entre estas duas fontes de hidrocarbonetos. Isto demonstyra que durante o período de crise os operadores offshore focaram os seus esforços na eficiência operacional. Segundo a base de dados da Rystad
Energy, projetos offshore que eram não comerciais a um preço de 110$ em 2013 agora são-no a um preço de 50$/bbl.
O top 10 dos projetos offshore em 2017 representa 70% de todo o capital comprometido. Entre estes esforços contam-se os projetos Mad Dog phase 2, Coral FLNG and Leviathan. Uma das razões pelas quais os projetos offshore recuperaram competitividade está relacionado com o facto dos preços das unidades de desenvolvimento terem descido em 27% face ao pico registado em 2014. Um dos equipamentos em que o preço mais desceu são os navios de perfuração, cujo custo diminui mais de 50%. Os equipamentos para as operações subsea também desceram entre 2030%. Nos desenvolvimentos onshore, a redução apenas se cifrou em 21%. Para além do efeito do preço, também contaram os ganhos de eficiência tecnológica e melhorias no design.
Fonte: http://www.offshorewind.biz
Empresas petrolíferas apostam na eólica oceânica
C
om as projeções a indicarem uma estagnação no consumo de crude, as empresas petrolíferas estão a adaptarse ao novo mercado das energias limpas.
conhecimento de engenharia para o negócio da eólica offshore. Além disso, é uma empresa com grande expertise na comercialização energética, factor crucial para a rentabilidade atrativa da eólica offshore.
Segundo as previsões da Bloomberg New Energy Finance, daqui por duas décadas as tecnologias da energia solar, eólica e as viaturas elétricas irão substituir 13 milhões de barris de petróleo por dia na procura mundial, um volume maior do que aquele que está a ser produzido atualmente pela Arábia Saudita (11 milhões bbl).
A Statoil está a perseguir um caminho semelhante. O parque eólico da estatal norueguesa na costa este inglesa será 40% mais barato face a outro construído 6 anos antes mesmo ao lado. Isto porque a empresa está focada na criação de fundações que eliminem os custos elevados da ancoragem das estruturas offshore no leito Com efeito, o CEO da Shell declarou recentemente submarino. Além do Reino Unido, a Statoil que a procura por petróleo irá atingir o pico na também está a desenvolver projetos na Alemanha, Noruega e Nova Iorque. próxima década. A big major anglo-holandesa está especialmente interesse na eólica oceânica, dado que o seu context de produção é altamente favorável à geração de elétrolise para o fabrico de hidrogénio. A Shell perspetiva o hidrogénio como o melhor substitutp do petróleo para a mobilidade. As movimentações são sinal disso mesmo: ganhou contratos na Holanda para construção dos parques eólicos Borselle III e IV em Dezembro de 2017, com o segundo custo de produção mais baixo a nível mundial. Ou seja, sendo uma empresa com cultura de elevada eficiência, está a trazer esse
Segundo a BNF, os custos poderão cair 26% até 2035, devido a maiores turbinas e a maior competição. A entrada das big majors neste negócio é uma tendência de longo prazo, já que são empresas com uma escala que lhes permite financiar estes projetos a um custo mais baixo face aos concorrentes. Isto significa que as renováveis oceânicas estão entre as prioridades de diversificação do negócio das petrolíferas, como serão uma das principais fontes de substituição dos combustíveis fósseis tanto para a eletricidade, como para os combustíveis líquidos.
Portugal e Espanha são os principais mercados europeus do GNL dos EUA Terminal de GNL de Sabine Pass na Louisiana
Fonte: Cheniere Energy
N
os primeiros dois meses de 2017 a Península Ibérica lidera a receção de GNL dos EUA para a Europa. Segundo os dados do Departamento de Energia norte-americano (DoE), das oito cargas importadas, Espanha recebeu quatro cargas, Portugal duas, Itália e Malta apenas uma cada. A Turquia importou três carregamentos. As exportações de GNL da central de liquefação de Sabine Pass na Louisiana alcançaram 235 biliões de pés cúbicos (bcf) durante os dois primeiros meses de 2017, segundo os dados do DoE. Esta central é a única até ao momento a exportar GNL derivado do shale gas para o mercado global, com 68 cargas até ao momento. O principal destino do GNL do Tio Sam é a América Latina, com 14 cargas para o México, 10 no Chile e 6 na Argentina. A seguir vem a China com 7 encomendas, depois o Japão e a Índia com 6 carregamentos cada.
Quanto aos preços de exportação, os dados do DOE mostram que o valor mínimo foi de 3,12 Mbtu (mercado europeu) e o máximo situou-se nos 7,52Mbtu (mercados asiáticos), ambos já incluindo os custos de liquefação. O total volume exportado foi de 121.124 milhões de pés cúbicos, o que constitui um valor recorde, segundo a Energy Information Administration. Até 2021, estão previstas a construção de 4 centrais de exportação de GNL na zona do Golfo dos EUA. No total, as 5 unidades de liquefação terão uma capacidade de exportação operacional de 9,2 bcf/dia, segundo a EIA.
Os preços de exportação variaram entre os $3/ Mbtu e os $7,5/MBtu, com um volume recorde de 121 Mcf
GNL: Inverno tardio faz subir preço do Henry Hub e importações japonesas
O
preço do Henry Hub (mercado spot de gás natural dos EUA, que forma o valor-base para exportação do GNL norte-americano) subiu de 2,69$/MMbtu para 3$/MMbtu. A razão prende-se com o aumento de consumo derivado do frio extremo do Inverno tardio em muitas regiões do país. O consumo aumentou 15%, com o crescimento de 12% da utilização do gás natural para geração de eletricidade e de 4% no sector industrial. As importações de GNL para o Japão, o maior comprador do mundo daquele combustível, aumentaram em termos homólogos 4,8% em fevereiro, segundo dados da EIA, de 7,43 Mt para 7,79 Mt. Este é o segundo aumento consecutivo de importações de GNL japonesas, devido ao aumento de consumo de eletricidade gerado pelas baixas temperaturas do Inverno. O Japão despendeu 3,22$ biliões em compras de GNL, a um preço médio spot de 8,8$ p/MMbtu.
Emissões de CO2 energéticas estagnam apesar do crescimento da economia
A
s emissões de CO2 derivadas da energia não aumentaram no ultimo triénio, mesmo com o crescimento da economia global, divulgou a Agência Internacional de Energia. As emissões globais de CO2 do sector energético totalizaram 32,1 MM/ton em 2016, o mesmo nível face ao registado nos 2 anos anteriores, enquanto que a economia cresceu 3,1%. Os factores identificados para esta estagnação nas emissões são três:
A substituição do carvão pelo gás natural O crescimento das renováveis na geração elétrica
Melhorias na eficiência energética do Sistema e dos equipamentos A maior queda verificou-se nos EUA, onde as emissões de CO2 caíram 3%, ao passo que a economia cresceu 1,6%. A substituição do carvão pelo shale gas e pelas renováveis é o principal factor desempenho, sendo este o nível mais baixo de CO2 desde 1992. As emissões de CO2 também declinaram na China em 1% e permaneceram estáveis na Europa, com um crescimento de 8% no gás natural e uma queda de 10% no carvão. Apesar deste progresso, não é considerado suficiente para diminuir a temperatura global em 2ºc para os níveis pré-industriais.
Energy Security Insight Abril 2017
com o apoio de
Knowledge Partner