PSE Exportação de GNL dos EUA e Africa para a Europa

Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015

Exportações de GNL dos EUA e África para a Europa: o desafio económico vs o valor da segurança energética Resumo

O presente policy paper nº3 aborda as questões da formação do preço do Gás Natural Liquefeito (GNL), realizando uma primeira análise sobre a viabilidade económica das exportações de GNL dos EUA e de África para a Europa, em alternativa ao fornecimento russo. Verifica-se que o GNL poderá chegar ao mercado destino no centro da Europa a um preço médio de 11 $USD/MMBtU, enquanto que a Rússia consegue colocá-lo actualmente a 9$USD / MMBtU. Face ao risco geopolítico que o abastecimento russo coloca à Europa, a decisão política terá de balancear o preço ligeiramente menos competitivo das alternativas norte-americanas e africanas, face ao risco de segurança de abastecimento colocado pela atitude beligerante da Rússia. Como opção de rota alternativa de abastecimento, é demonstrado o enorme potencial da viabilidade infra-estrutural do abastecimento via GNL na Península Ibérica, cuja taxa de utilização anual se situa nos 21% e cujo impacto económico na economia portuguesa das actividades regasificação e transporte é estimado em 112 milhões de euros anuais.

Palavras-chave: shale gas, África, EUA, segurança energética, Atlântico

Autores: Ruben Eiras, Diretor do Programa FLAD Segurança Energética Pedro Louro, Oil&Gas Researcher do Programa FLAD Segurança Energética Ricardo Leite, Energy Systems Researcher do Programa FLAD Segurança Energética

NOTA: As posições contidas neste documento são da única e expressa responsabilidade dos autores, não vinculando nenhuma das organizações onde desenvolvem as suas actividades profissionais e académicas

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015

O preço do Gás Natural, em especial aquele que é transportado por via marítima, é formulado pela conjugação de diversas parcelas (sem contar com as componentes fiscais). A primeira diz respeito ao preço de exploração, ou de extracção, do gás natural. Em seguida, em função da localização dos poços, face aos destinos de consumo, o preço do gás natural poderá ser sujeito a acréscimo de preço bastante consideráveis.

Conforme se poderá verificar a na Figura 1, se o comércio for intra-regional, acrescentar-seá apenas o custo do respectivo gasoduto. O mesmo racional se verifica no transporte interregional, sendo que a diferença será obviamente uma maior extensão do ‘pipeline’, o que naturalmente acarretará maiores custos. Quando a distância aumenta ou os custos de construção da infraestrutura crescem devido a questões geográficas – condições de terreno complexas, construção subterrânea ou subaquática -, crescem também os valores de investimento e, consequentemente, o preço unitário de transporte.

Figura 1. Cadeia de Valor do Gás Natural, Comparação Gasoduto vs. GNL

Fonte: Macroeconomic impacts of LNG exports from the United States, NERA Economic Consulting, 2012

Mas se o gás natural for transportado por via marítima, proveniente de outros continentes (como o das novas fontes dos EUA e África que surgirão até 2020), para além do custo do

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 gasoduto (pipeline) intra-regional, há que acrescentar os custos da liquefacção, transporte marítimo (shipping), regasificação e transporte por gasoduto até ao mercado consumidor.

A liquefacção (GNL – Gás Natural Liquefeito) é um processo em que se submete o gás natural a temperaturas na ordem dos 160ºC de forma a reduzir o seu volume em cerca de 600 vezes. Embora este seja um processo bastante dispendioso, só desta forma em que se consegue justificar o custo de transporte deste bem. Uma vez chegado ao destino, o gás natural então terá de ser regaseificado de forma a estabilizar novamente à temperatura ambiente, para de seguida ser injectado no gasoduto de distribuição.

Em função da origem do gás natural, segundo os estudos recentes realizados pela AIE e por um estudo encomendado à NERA Economic Consulting pelo Department of Energy da administração dos EUA, os preços podem variar tipicamente entre os 3,5 e os 4 $USD / MMBtU para gás proveniente de explorações convencionais e de reservas de shale, e inclusive pode alcançar os 5 a 6 $USD / MMBtU caso provenha de explorações não convencionais, como as águas ultra-profundas do pré-sal brasileiro (consultar Tabela 1).

Tabela 1. Estrutura do preço do Gás Natural, segundo a cadeia de valor Custo Produção Gás Natural Convencional

Não convencional (Deep water)

Valor Máximo

4

Valor mínimo

3,5

Projeção Custos AIE

Projeção Custos NERA

Não convencional (Shale)

Liquefação

Transporte

Regasificação

(Gasoduto) Poço-Liquefação

Liquefação

6

4

4,5

3,5

0,5

1

2,14

1,33

0,83

1

5

3,5

3,5

1,1

0,3

1

2,14

1,33

0,83

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Transporte Regasificação

(Gasoduto) Regas-to-City

Fontes: NERA Economic Consulting, 2012; World Energy Outlook, International Energy Agency, 2013

Com efeito, como se constata na Tabela 1, em função da localização dos poços, face aos destinos de consumo, o preço do gás natural poderá ser sujeito a acréscimo de preço bastante consideráveis.

Por um lado, nas situações em que, pela proximidade geográfica se pode fornecer directamente por gasoduto, obviamente o preço torna-se bastante mais competitivo. Para esta situação, segundo o estudo do NERA, pode-se considerar um preço médio de

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 transporte na ordem dos 1 a 2 $USD / MMBtU em função das distâncias e do custo de construção do gasoduto.

Portanto se tomarmos em conta todos os custos da cadeia de valor (para além do custo de produção, 50% corresponde o processo de liquefação, 35% no de transporte e 15% no processo de regaseificação e armazenagem), à luz da informação pública actualmente disponível, as projecções da NERA e da AIE apontam para um custo médio final na ordem dos 10 $USD / MMBtU para o gás natural exportado dos Estados Unidos da América e regasificado na Península Ibérica (ver Tabela 2).

Tabela 2. Preços mínimos, máximos e médios do GNL, segundo origem, cenários AIE e NERA

Convencional e Shale Preço Máx Cenário IEA Preço Min

12,5 8,4

10,45

Preço Máx Preço Min

10,3 9,8

10,05

Cenário NERA

Não convencional (Deep water) Preço Máx Cenário IEA Preço Min Cenário NERA

Preço Máx Preço Min

Preço Médio

Preço Médio 14,5 9,9

12,2

12,3 11,3

11,8

Fonte: Cálculos com base nos Estudo NERA, AIE, 2012,2014

Mas a estes custos acresce ainda o de transporte por gasoduto da Ibéria até ao centro da Europa, o qual, segundo a projecção do NERA, deverá se situar em 1 $USD / MMBtU. Portanto, o custo final médio do gás natural proveniente dos EUA para o centro-leste da Europa, circulando pela Península Ibérica, deverá referenciar-se na média dos 11 $USD / MMBtU1.

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É de referir que nas projecções referenciadas os custos são reportados em dólares. A relação euro/dólar tem um impacto importante para os consumidores Europeus. Como esta relação está tipicamente associada ao preço do crude (e os preços de referência do gás natural estão associados aos do petróleo), quando este se situa em valores elevados, a relação euro/dólar tem tendência a ser mais vantajosa para os consumidores europeus.

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 Com base nesta análise, podemos assim afirmar que o custo final do abastecimento de gás natural proveniente de fontes alternativas à Rússia terá um custo final, à entrada da Península Ibérica, que variará entre o mínimo de 8,402 e o máximo de 14,50 $USD / MMBtU, em função da sua origem e distância geográfica.

Portanto, numa análise de dimensão puramente económica, verifica-se que a Rússia está claramente numa posição vantajosa de abastecimento de Gás Natural à Europa – o qual é vendido presentemente a 9 $USD/MMBtU - já que as ligações são realizadas por gasodutos, sem necessidade de o liquefazer, transportar, regaseificar e armazenar.

Acresce ainda o facto das infra-estruturas existentes estarem praticamente, se não já, amortizadas o que, numa situação política normal, permitiria abastecer a Europa com preços consideravelmente mais baixos face os preços a que se consegue e se conseguirá adquirir o gás Natural proveniente de outras fontes mais distantes.

Não obstante, numa perspectiva de segurança energética, o custo de falha de abastecimento de Gás Natural à Europa poderá ter impactos muito graves, não só ao nível da economia mas, mais grave ainda, na garantia de sobrevivência dos habitantes dos países do Norte sujeitos a condições climatéricas mais severas.

Com efeito, a nível estratégico, o futuro da segurança energética da União Europeia joga-se na sua orla sul, pois é no ‘crescente marginal’ (rimland) que se estende do Mar Egeu até ao Atlântico ibérico que reside o maior potencial geoestratégico para a infraestrutura de distribuição do tão precioso gás natural que a Europa necessita para a sua indústria e consumo doméstico.

Putin percebeu esta realidade e está preparado para um longo jogo geopolítico. Como já explicado em maior detalhe nos policy papers 1 e 2, a seguir ao ‘amarrar’ da Alemanha através do gasoduto Nordstream e aos dois cortes de abastecimento à Europa de Leste 2

8,27$USD/MMBtU em Março de 2015, World Bank

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 operados na década passada, devido à interrupção de fornecimento à Ucrânia por alegado incumprimento contratual, a Rússia tem realizado um conjunto de manobras com o objetivo de dominar ou ter uma participação relevante nos circuitos alternativos de distribuição de gás natural europeu localizados a Sul, em especial no mediterrâneo oriental.

Senão vejamos. Nos últimos três anos, a Gazprom não só firmou a sua participação no desenvolvimento do Leviatã, o maior campo de gás do offshore israelita, como também acorreu a Chipre com ajuda financeira, obtendo em troca condições preferenciais em participações futuras em projetos de produção e distribuição das enormes reservas de gás natural naquele país. Estas são as primeiras duas peças do puzzle geopolítico.

Por sua vez, em virtude do conflito ucraniano e das regras europeias de concorrência que impedem a mesma empresa de produzir e distribuir gás natural, abandonou em 2014 o gasoduto South Stream, que atravessaria o Mar Negro, entrando na Bulgária, seguindo para a Sérvia e de seguida ramificando-se para os países vizinhos.

Só que Putin tinha uma carta escondida na manga: o Turkish Stream. Ou seja, um gasoduto que atravessará o Mar Negro perpendicularmente à península da Crimeia, atravessando a Turquia, ligado a um interconector à Grécia, com posterior distribuição na Europa de Leste.

De uma assentada, a Rússia oferece à Turquia e à Grécia a oportunidade de se tornarem ‘hubs’ energéticos estratégicos para a UE, minando economicamente o projeto europeu do Transanatolian Pipeline (TANAP), que transportaria gás do Azerbaijão e em consequência, o qual realizando-se, mitigaria a dependência europeia do gás russo.

E isto leva-nos à terceira peça mais recente do puzzle: a Grécia. Na primeira semana de Abril deste ano assistimos a duas manobras para a concretização desta estratégia. No dia 7 foi celebrada uma declaração conjunta de cooperação energética entre a Grécia, a Sérvia, a Hungria, a Macedónia e a Turquia, isto é, o mesmo conjunto de países do traçado do Turkish Stream.

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 E no dia 8 de Abril, a cimeira entre Putin e Tsipras estabeleceu que a Grécia poderá ter apoio da Rússia na construção do ‘Hellenic Stream’, que se irá ligar ao ‘Turkish Stream’. Esse apoio poderá materializar-se através da entrada da Gazprom na privatização da DEPA, a empresa grega de distribuição de gás natural.

Portanto, o projeto da União Energética europeia já se defronta com uma séria vulnerabilidade a nível do valor de segurança do estratégico Corredor do Sudoeste Europeu.

Putin divide para reinar.

Mas a Rússia não se fica por aqui ao cerco europeu, pois a Gazprom também é uma importante acionista do promissor projeto El Assel, um dos mais importantes da Argélia no gás natural (ver policy paper 1). Ou seja, Putin já moveu as suas peças para além do mediterrâneo oriental.

Contudo, o Atlântico da Península Ibérica não está sob a influência russa. E é neste ponto geoestratégico da Europa que se concentra 50% da sua capacidade de liquefação de gás.

Tendo em conta que as novas fontes dos EUA e de África disponíveis em 2020, por via marítima (consultar policy paper 1), serão mais do que suficientes para substituir o gás que circula via Ucrânia, e que a otimização tecnológica baixará os custos de transporte e transformação desta fonte energética, é por demais evidente que a UE tem de pelo menos estudar a viabilidade da criação de um ‘Atlantic Stream’ que se inicie em Sines, atravessando em diagonal a Ibéria até França, tendo a si ligadas as restantes 6 centrais espanholas.

Só que atualmente a Península Ibérica é uma “Ilha Energética”. O termo atribuído é comummente usado para realçar o facto de Portugal e Espanha terem uma quase inexistente ligação a França e ao resto da Europa em termos de infra-estruturas de gás e electricidade. Actualmente as interconexões existentes das redes energéticas representam apenas 1,5% da capacidade instalada na Ibéria.

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Research Stream USA Shale Gas 4 Europe Policy Paper nº3-2015 E se a baixa interligação energética da Península Ibérica com o resto da Europa é um tema por si só relevante para a Comissão Europeia e para a discussão da “União Europeia Energética”, o facto da actual capacidade disponível nos terminais de GNL da Ibéria poder representar uma alternativa de cerca de 25% ao gás natural Russo (consultar policy paper 1), torna o ‘bottleneck’ dos Pirenéus um tema de discussão incontornável.

O abastecimento de gás natural à Península Ibérica é assegurado por gasodutos oriundos do norte de África, os quais têm uma grande taxa de utilização, em consequência dos contratos ‘take-or-pay’.

Em contraste, a rede de 7 terminais de GNL, entre 2013 e 20143, registaram uma taxa média de utilização de apenas 21%, conforme se pode verificar pela Figura 2 e Tabela 3.

Figura 2. Capacidade de regasificação de GNL por país (MTPA) e taxa de utilização (%), 2013

Fonte: World LNG Report - 2014 Edition, International Gas Union (2014)

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Dados provisórios da Agência http://www.iea.org/gtf/index.asp 2015

Internacional

de

Energia,

Europe

Gas

Trade

Flows,

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Tabela 3. Taxa de utilização das centrais de GNL, Portugal e Espanha, 2014

Central GNL Barcelona Bilbao Cartagena Huelva Murgardos Sagunto Sines

Máximo anual (mcm) 4800 3360 2400 3840 2160 2640 2880

Utilização Efetiva (mcm) 2811 1550 1086 1876 1169 1465 1140

Taxa de Utilização (%) 52 46 45 49 54 55 40

Fonte: Agência Internacional de Energia, Europe Gas Trade Flows (2015)

Ou seja, atualmente a Península Ibérica dispõe de uma capacidade de importação de GNL cinco vezes superior às suas necessidades, pronta a ser usada para substituir 20% das importações europeias da Rússia (o equivalente a dois terços do gás importado pela Ucrânia), mitigando significativamente o inerente risco geopolítico. Só que, em consequência de uma quase inexistente interconexão com França, não pode ser aproveitada.

Com efeito, a capacidade instalada e não utilizada nos terminais de GNL da Ibéria correspondeu em 2014 a cerca de 56.200Mm3 de gás natural, o que equivale, por exemplo, à substituição de todo o gás russo importado em 2014 pela Alemanha através do Nordstream, o gasoduto do Mar Báltico.

No caso português, o impacto económico gerado com algumas das atividades diretas da exportação de gás natural para a Europa, segundo estimativas muito preliminares, seria equivalente a uma mitigação de 8% face ao total da fatura energética de importação de gás natural (1.340.000.000€4), cerca de 112 milhões de euros anuais (ver tabela 4).

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Fatura Energética, DGEG, 2014

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Tabela 4. Estimativa do Impacto Económico gerado pelas actividades diretas de regasificação e transporte para exportação de gás natural via Sines

Operações

Preço (€)

Capacidade Disponível GNL Impacto Económico Sines (80%; MM/btu e m3) Gerado

Re-gasificação (MM/btu )

0,8

140.000.000

112.000.000 €

Tarifa de trânsito Pipeline (€/m3/100km) (*)

0,22

3.920.000

862.400 €

Total Impacto Económico(€) 112.862.400 €

(*) Preço de referência mínimo do estudo 'Gas Transit Tarifs' - Model tariff for new 56” line, Energy Charter, 2006; 200 km Sines-Badajoz, 0,11€/100km; cálculos dos autores tendo por referência valores NERA, DGEG, AIE e Energy Charter, 2015

Este volume de receitas (brutas) seria gerado, por um lado, pelas operações de regasificação na central GNL de Sines, tendo por referência a disponibilidade de utilização de 80% da sua capacidade. E, por outro lado, pelo trânsito do gás natural num novo gasoduto de elevado caudal, o qual atravessaria posteriormente Espanha, até ser ligado à rede francesa, rumo ao centro da Europa.

Todavia, para que este cenário seja possível, é necessário anular o ‘bottleneck’ dos Pirenéus, o qual em matéria de Gás Natural deve ser encarado pela Europa como estrategicamente vital do ponto de vista da segurança energética e de abastecimento.

E se por um lado pode parecer tentador contornar este ‘bottleneck’ replicando a capacidade instalada excedentária na Ibéria em terminais de GNL em geografias no coração da Europa mais próximas do consumo - contornando assim a França -, a verdade é que a proximidade geográfica da Ibéria face aos principais mercados abastecedores de GNL, em paralelo com a existência de uma infra-estrutura fabril já construída e operacional, tornam a solução da Ibéria como porta da Europa para o GNL uma opção realista e racionalmente irrefutável, conforme demonstra a Figura 3.

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Figura 3. O potencial estratégico do ‘Atlantic Stream’ Ibérico

Portanto, se a UE, na função da segurança energética, optar por uma maior ‘maritimização’ do abastecimento de gás natural na sua dimensão atlântica em detrimento do foco unicamente continentalista no qual tem insistido nas últimas duas décadas, teremos certamente uma Europa energeticamente mais segura assente na valorização estratégica de Portugal e Espanha como ‘hubs’ energéticos.

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