O confronto petrolífero e as novas rotas mundiais

Ao longo de uma década, de 2005 a 2015, a produção e consumo de energia primária cresceu globalmente 20%. A produção mundial de petróleo cresceu 12%, enquanto a de gás natural e a de carvão cresceram 26% uma e outra. Actualmente, o aprovisionamento mundial de energia primária é assegurado esmagadoramente pelas fontes fósseis – petróleo 33%, gás natural 24% e carvão 29% – a que se segue a nuclear, a hídrica e as (restantes) renováveis com 4%, 7% e 3%.

Simultaneamente, o comércio internacional destas matérias-primas energéticas aumentou também, em termos físicos, 17% no caso do petróleo, 26% e 68% nos casos do gás natural e do carvão. Actualmente o comércio internacional de petróleo bruto e seus refinados alcança 68% do montante da extração (o restante é consumo doméstico nos países produtores); já no caso do gás natural as trocas internacionais somam 29% do montante da produção, e no caso do carvão 17%.

Grosso modo, o carvão sustenta o consumo e crescimento doméstico de numerosos países, enquanto o petróleo abastece o mais vasto mercado mundial, e o gás natural vai reforçando a sua importância interna e externa. O peso relativo das restantes fontes de energia primária continua a ser globalmente modesto, ainda que progredindo sobretudo em países mais desenvolvidos.

Esta realidade complexa aparece distorcida e camuflada pelos discursos quotidianos sobre políticas energéticas.

Produção, consumo e transações internacionais

Numa esquematização unidimensional, podemos aferir a influência mundial dos países através do respetivo consumo de energia primária. A energia suporta a vida da sociedade e alimenta a economia e o poder militar; sem prejuízo de, para equivalentes volumes de consumo de energia, um pequeno país do ponto de vista populacional ter nível de vida e industria muito desenvolvidos, a par de um grande país do ponto de vista populacional e territorial dispondo de condições de vida e desenvolvimento económico modestos.

Se ordenarmos os países nessa escala simplista mas significativa no quadro das relações internacionais, o presente ordenamento dos países destaca a China e os EUA nos primeiros lugares, a que se seguem Índia, Rússia, Japão, Canadá, Alemanha, Brasil, Coreia do Sul, Irão, Arábia Saudita e França. Daí para diante a diferenciação entre países é quase impercetível. Por si só esses doze países consumiram 69% da energia primária mundial em 2015. (Figura 1)

Interessante é agora confrontar esse resultado com o ordenamento dos países segundo o presente volume de produção de energia primária - aqui atentaremos apenas nas fontes de energia fóssil que predominam nesse aprovisionamento. Constatamos então que Arábia Saudita, EUA e Rússia lideram destacados a produção de petróleo; EUA e Rússia a de gás natural; China e EUA a do carvão. Agregando essas produções aferidas numa unidade de medida comum, obtemos o ordenamento dos países segundo o volume de produção primária de energia fóssil. Constatamos que China, EUA e Rússia lideram destacados essa produção, seguidos por Arábia Saudita, Canadá, Irão, Austrália, India, Indonésia, Qatar, Emiratos e Noruega. Estes doze países só por si produziram 73% da energia fóssil, ou 63% de toda a energia primária, em 2015.

Comparando os níveis de consumo com os de produção, encontram-se significativos contrastes: China, EUA, Japão e India registam pesados défices de 848, 553, 448 e 349 Mtpe/a; Coreia do Sul, Alemanha e França registam défices de 200 a 300 Mtpe/a. Os maiores superavits são registados pela Rússia e Arábia Saudita com 574 e 400 Mtpe/a, seguidas por Austrália, Qatar, Indonésia, Noruega, Emiratos, Irão, Canadá.

Dezassete países apenas são responsáveis por 73% da produção mundial de combustíveis fósseis ou seja por 69% do consumo mundial de energia. Entre si, no comércio internacional desses combustíveis esses países somam 3122 e 1960 Mtpe/a de saldos positivos e negativos, respetivamente. O ajustamento entre produção e consumo, para o aprovisionamento de todos, exige cooperação e suscita conflito, que se alarga a um ciclo mais vasto de produtores e consumidores menores. No epicentro deste jogo de forças, a China e os EUA são ambos não só os maiores consumidores e produtores de combustíveis fósseis como igualmente os maiores importadores. Na periferia imediata deste centro, Rússia e Arábia Saudita são os maiores exportadores líquidos. Austrália e Indonésia na região Ásia-Pacífico, Qatar, Emiratos (Emiratos Árabes Unidos) e Irão no Médio Oriente, e Noruega na Europa, são também exportadores destacados.

Atentemos então nas transações internacionais de combustíveis fósseis.

Em 2015, as transações de petróleo bruto ascenderam a 1977 Mt, e as de refinados de petróleo 1029 Mtpe. Maiores exportadores foram o Médio Oriente, seguido da Rússia (e restantes países da CEI) e África. Maiores importadores foram a Europa, seguida pela região Ásia-Pacífico, os EUA e a China. Os mais relevantes fluxos foram da Rússia (e CEI) para a Europa – 214 Mt de ramas e 96 Mtpe de refinados, do Médio Oriente para a região Ásia-Pacífico – 244 Mt de ramas e 62 Mtpe de refinados, do Canadá e México para os EUA – 192 Mt de ramas e 31 Mtpe de refinados, do Médio Oriente para a China – 170 Mt de ramas, do Médio Oriente para Japão 140 Mt de ramas e 18 Mtpe de refinados, de África para a Europa – 134 Mt de ramas e 8 Mtpe de refinados. Este cruzamento de fluxos ilustra a disputa por aprovisionamentos disponíveis, mais acessíveis e em maior segurança. (Figuras 2 e 3)

Quanto a transações de gás natural notar que o seu transporte é feito via gasoduto e ultimamente, e cada vez mais, por via naval também. Em 2015, o volume transacionado via gasoduto somou 704 Gm ³ , sendo os principais fluxos da Rússia (e CEI) para a Europa e CEI e da Europa para a Europa. O volume transacionado via naval (metaneiros) somou 338 Gm ³ , os principais fluxos partindo do Médio Oriente e da região Ásia-Pacífico para a própria região Ásia-Pacífico. Unidades de gasificação e desgaseificação adquiriram já ampla difusão, e multiplicam-se visando a globalização do comércio do gás-natural, tradicionalmente confinado à distribuição canalizada via terrestre, do mesmo passo evoluindo da transação contratada a prazo para a venda spot. ( Figuras 4 e 5)

Em 2015, a extração de carvão atingiu cerca de 6900 Mt, equivalente a 3830 Mtpe, de que o volume transacionado internacionalmente somou 1370 Mt. Austrália e Indonésia, seguidas da Rússia, Colômbia, África do Sul e EUA asseguraram 88% da exportação; ao passo que India, China, Japão e Coreia do Sul, seguidos dos Países Baixos e Reino Unido, são os principais importadores, responsáveis por 67% das importações.

A centralidade do petróleo

Os combustíveis fósseis asseguram ainda 86% do aprovisionamento mundial de energia primária, a sua progressiva substituição sendo necessariamente um processo lento (na escala de meio século a um século), irregular e desigual. O petróleo ocupa aqui posição especial por assegurar mais de um terço dessa produção fóssil, ser de manipulação e armazenamento mais acessíveis, e ter utilizações específicas.

A história da produção e comércio do petróleo regista numerosos eventos importantes, desde o alvor da sua extração no século XIX, nos EUA e na bacia do Cáspio. O traçado de fronteiras e partilha do Médio-Oriente no primeiro terço do século XX, os acordos político-militares impostos pelo Reino Unido e os EUA, a constituição da OPEP em Bagdad em 1960, o embargo Árabe e choque petrolífero de 1973, a revolução iraniana em 1979, o crash de 1986 – que afetaria gravemente a economia da URSS – são alguns dos evidentes marcos desse percurso. Até ao presente.

Nas palavras da própria OPEP, temos um retrato da evolução desde 2010: " ; A economia global representou o principal risco para o mercado de petróleo desde o início da presente década, à medida que as incertezas macroeconómicas globais e os riscos acrescidos em torno do sistema financeiro internacional pesaram sobre as economias. A agitação social crescente em muitas partes do mundo afetou tanto a oferta como a procura durante a primeira metade da década, embora o mercado tenha permanecido relativamente equilibrado. Os preços permaneceram estáveis entre 2011 e meados de 2014, antes de uma combinação de especulação e excesso de oferta os ter feito cair em 2014. Os padrões de comércio continuaram a mudar, com a procura crescendo ainda mais nos países asiáticos enquanto no geral recuando na OCDE.

A extensão de tecnologias de recuperação estimulada de petróleo e gás à extração de recursos não convencionais, antes não considerados como reservas, embora à custa de maior intensidade de investimento físico e de agravado impacto ambiental, permitiu aos EUA e ao Canadá inverterem a anterior tendência da queda do volume de extração de recursos convencionais. Tais sucessos técnicos foram anunciados como uma " ;revolução" ; para melhor mobilizar os meios financeiros e pesar na teia de inter-relações internacionais. Os EUA puderam assim reduzir e estancar a importação de gás natural em 2016; mas não pôde evitar continuar a ser importador líquido de petróleo e seus derivados, ao ritmo de 242 Mt/a em 2015.

Porém, a continuação dessa " ;revolução" ; – num cenário de tendencial esgotamento das reservas convencionais e face ao esforço exigido para manter a extração de reservas não convencionais - não permite considerar crível os EUA excederem o presente nível de extração de petróleo a 14 Mb/d e tornarem-se em um exportador líquido de petróleo e refinados, embora permitindo os EUA serem um exportador líquido de gás natural. Nesse sentido, em 2016 foram registadas as primeiras exportações de gás natural via naval, a partir das duas primeiras unidades de liquefação sitas na Louisiana, enquanto outras duas estando em curso de instalação. Os EUA procuram promover a sua imagem, tirando também partido de se apresentarem como a face visível do bloco económico (NAFTA) que de facto constitui com o Canadá e o México, exportadores líquidos de petróleo e gás (Canadá) e petróleo (México).

O confronto e desenho de rotas futuras

A relativa autonomia energética dos EUA na América do Norte poderá explicar um certo discurso e a subjacente estratégia. Mas não altera o facto da também relativa autonomia da América do Sul e Central, e pelo contrário da forte interdependência entre outras regiões do mundo, onde se reforçam ou redirecionam os fluxos energéticos do Médio Oriente e de outros grandes produtores – Rússia, Indonésia e Austrália, África do Norte e Ocidental – na direção da Europa e sobretudo do Extremo-Oriente. As rotas do Atlântico e do Pacífico perderão importância relativa, e pelo contrário o Índico e as rotas terrestres euro-asiáticas ganharão, como já ganham, acrescida relevância.

A rearrumação das relações internacionais encontra, no campo da produção e comércio do petróleo, novo terreno de disputa e confronto. Em 2014-15, a rápida e persistente quebra da procura de ramas, como reflexo da redução de importação por parte dos EUA, terá precipitado a descida acentuada do seu preço no mercado mundial, de acima de $ 100 para abaixo de $40 por barril, com grave prejuízo para os grandes exportadores mundiais. A OPEC decidiu reduzir concertadamente o seu volume de produção visando reajustar o preço mas, ao mesmo tempo, assumiu a intenção de salvaguardar a sua quota no mercado. Em Dezembro de 2016, um encontro ministerial dos 11 estados membros da OPEP e 11 outros estados exportadores não membros comprometeram-se em cooperar no reajustamento da produção para estabilizar o mercado e reabilitar o preço do petróleo; todavia, passados três meses a situação não se alterou significativamente. Entrara-se num aparente confronto, que persiste, entre grandes exportadores mundiais e os produtores do LTO (" ;light tight oil" ;) e do gás-de-xisto (" ;shale-gas" ;) norte-americanos, cada um dos lados pretendendo derrubar o outro. Velhas alianças pareciam postas em causa e velhos adversários pareciam querer ajustar contas. Os cenários de intenções e de resultados são numerosos. Que partes irão ser " ;derrotadas" ; e que consequências daí advirão?

Mas as parte não são iguais. A indústria petrolífera ainda é dominada, no que toca a acesso a mercados e meios técnicos, pelas tradicionais IOC (" ;international oil companies" ; ou " ;supermajors" ;) – Exxon, Chevron, Shell, BP, TOTAL, ENI. Mas são as NOC (" ;national oil companies" ;) – Gazprom, China National Petroleum Corp., China National Offshore Oil Corp., Petronas, Sonatrach, National Iranian Oil Company, etc. – que detêm a propriedade da maioria das reservas. Uma mudança radical neste respeito: em quarenta anos, as IOC passaram da posse de 85% das reservas mundiais para 15% apenas – uma inversão das posições de propriedade. Daí que se multipliquem por todo o mundo as negociações e parcerias das IOC em projetos liderados por NOC.

Já a exploração dos recursos não convencionais está maioritariamente relegada para mais numerosas petrolíferas de segundo plano (" ;independent" ;) em próxima cooperação com empresas de prestação de serviços (" ;equipment and service companies" ;). Com a depreciação do petróleo desde 2014, estas empresas vêm operando com indicadores desfavoráveis e incorrendo em dívidas de volume crescente, que todavia não têm sido protestadas, assim vendo viabilizada a continuação da operação desses empreendimentos.

Desastre financeiro e outros desenlaces

Na realidade, desde 2009, o conjunto da indústria norte-americana que opera a extração de petróleo e gás não convencionais (em rochas de baixa porosidade e permeabilidade – " ;shales" ; e " ;tights" ;) nunca conseguiu obter retorno bastante para atingir resultados positivos. De 2009 a 2014, os 15 maiores produtores " ;independent" ; acumularam em " ;cash-flow" ; défices que somaram $108 mil milhões, e desde então, o défice tem-se repetido anualmente ao ritmo de $20 mil milhões/ano.

Ao longo de 2016, 114 petrolíferas (cerca de um terço das companhias operando na prospeção e exploração ou prestando serviços neste sector) invocaram falência com uma divida agregada de $57 mil milhões, repetindo, a dobrar, o que já acontecera durante 2015. Ao declararem falência, a maioria delas todavia não desapareceu nem deixou de operar; antes sim conseguiram ter a dívida cancelada e o capital acionista acrescentado, ou o controlo transferido para titulares da dívida.

O que não impede que analistas e consultoras financeiras norte-americanos continuem a projetar um futuro radioso para o investimento na " ;revolução" ; em curso, captando investidores atraídos pela promessa de elevado retorno (em títulos de elevado rendimento). Esse apoio financeiro provém sobretudo de fundos de pensões, públicos e privados, e de companhias de seguros; prenúncio de que a catástrofe terá custos sociais notórios. Os imediatos prejudicados são já os proprietários das vastas terras alvo de exploração, que não recebem as devidas royalties. E ainda as empresas de serviços sujeitas a esmagadora deflação de preços por outros celebrada como ganhos de eficiência tecnológica. Os impactos ambientais e o desgaste de infraestruturas a reparar não estão sequer contabilizados. E será incerto quem irá selar as dezenas de milhares de poços entretanto perfurados nesta correria. Presumivelmente os credores contam com a inabalável resistência do dólar e o apoio da Reserva Federal.

A depreciação do petróleo (e do gás natural) desequilibra o " ;cash-flow" ; das operadoras na exploração das reservas, dados os custos relativamente rígidos de capital e de operação incorridos na produção. A disponibilidade de receita bastante para pagar taxas e royalties, amortização e juros, prover depreciação, e ainda investir em prospeção e exploração para novos projetos de produção e comercialização, é essencial para a sobrevivência de um sector cujo objecto é um recurso não renovável, cujo inventário tem de ser continuamente renovado. A depreciação do preço ameaça seriamente travar o investimento na prospeção e exploração e comprometer a capacidade de produção futura. Notar que a infraestrutura de extração de petróleo existente, por si só, verá a sua produção irreversivelmente declinar a uma taxa anual de perto de 10%.

Esta tensão e conflito só pode estar a acontecer porque os recursos de combustíveis fósseis são finitos e progressivamente menos acessíveis dos pontos de vista técnico e económico. Veja-se o declínio de grandes reservatórios (o super-gigante Ghawar, Prudhoe Bay, …) e de províncias petrolíferas inteiras (Mar do Norte, …), e a crescente dependência da produção de recursos não convencionais – justamente menos acessíveis e com taxas de recuperação mais baixas e de declínio mais rápidas – rochas betuminosas, rochas compactas (" ;shale" ;, " ;tight" ;) e ambientes inóspitos (offshore profundo, Ártico).

Um confronto entre estados grande consumidores e grande produtores, mediado através das petrolíferas. Que desaires este confronto comercial pode desencadear? onde, quando? A evolução dessa disputa e seus desenlaces vão redesenhando as rotas comerciais da energia no futuro.

Lisboa, 27 de Março de 2017