Applying game theory to oil and gas agreements

Na última edição do Journal of Wold Energy Law & Business (recomendo vivamente a sua leitura) foi publicado um artigo relativo a um assunto que já ando a pensar desenvolver aqui no blog há já algum tempo – ”Rule of Capture” (aplicável apenas nos Estados Unidos) vs. “Unitização”.

Sem me alongar muito (prometo desenvolver nos próximos posts) a “rule of capture” determina que, quando existe um reservatório de hidrocarbonetos cuja extensão ultrapasse os limites territoriais do terreno detido por qualquer entidade (pessoa fisica ou não), não é necesessário requerer a autorização dos dois proprietários dos terrenos, podendo cada um dos proprietários produzir o máximo de petróleo possivel.

Esta questão assume contornos mais gravosos se estivessemos a estamos a falar de Estados e de limites territoriais delimitados por soberanias e jurisdições nacionais. Porém, internacionalmente, existe a regra da “unitização” que determina, em termos muito gerais, que sempre que houver um reservatório comum a dois ou mais estados, a exploração desse mesmo reservatório terá de ser feita de forma conjunta (uma vez que se entende que seria “injusto” um Estado poder extrair recursos naturais que, por via da extensão territorial do reservatório, também pertencem a outro Estado).

Esta questão “rule of capture" vs “unitização” é um tema bastante interessante uma vez que para se perceber os impactos de cada um dos conceitos é necessário perceber como é feita a divisão (ou não) dos hidrocarbonetos, como se gere uma exploração conjunta, etc... Prometo dedicar os próximos posts a este assunto dedicando um post autónomo a cada uma delas e um terceiro post a comparar ambos.

Enquanto não publico os posts relativos a este tema, conforme referido acima, deixo-vos um artigo bastante interessante sobre a aplicação da famosa “teoria do jogo” à negociação de acordos de “unitização” vs. “rule of capture" (artigo focado no mercado Americano) 

http://jwelb.oxfordjournals.org/content/7/6/572.full

A exploração petrolífera na fronteira do conhecimento

A Quartz publicou uma reportagem sobre a pesquisa de petróleo no offshore da costa da Nova Escócia, no Canadá, que permite compreender a complexidade científica e tecnológica por trás das descobertas de novas jazidas nos últimos 10 anos e que nos faz andar milhares de milhões de anos para trás, até aos tempos da Pangea, em que a costa da Península Ibérica estava no coração desse supercontinente, colada ao que é hoje a zona de Newfoundland - onde existe petróleo.
No fundo este artigo vem explicar a razão pela qual se retomou a pesquisa de petróleo em Portugal, mais concretamente no offshore da costa alentejana e ao largo de Peniche. Explica também a enorme dificuldade em ter certezas nesta matéria, os inúmeros passos necessários até se fazer o primeiro furo, os avanços ocorridos com o aumento da capacidade de processamento dos últimos 15 anos e os desafios que se colocam a uma região perante a possibilidade de se ver a braços com uma corrida ao ouro (negro). Grande trabalho.

http://qz.com/318755/how-one-mans-wild-geological-treasure-hunt-could-set-off-a-new-great-oil-boom/

Recursos naturais = riqueza?

A propósito da notícia do Jornal de Negócios: http://www.jornaldenegocios.pt/empresas/detalhe/empresa_britanica_diz_ter_descoberto_jazidas_com_mil_milhoes_de_barris_de_petroleo_em_portugal.html -  (via Sábado) de que alegadamente uma empresa inglesa teria descoberto 6 jazidas de petróleo em Portugal uma pessoa conhecida perguntou-me o seguinte: “Assumindo que isto é verdade, daqui a quanto tempo é que poderiamos começar a exportar petróleo e gás? 1 / 2 anos?” (notícia que, não tendo eu mais elementos para avaliar e baseando-me apenas no que é descrito, me parece um pouco “bizarra”)

Confesso que a minha resposta (“uns quantos anos”) não foi a mais precisa (não tenho dados suficientes para fazer uma estimativa) mas a questão que me colocaram levanta uma questão ainda mais interessante.

Parece-me que a maior parte das pessoas está convencida de que se um país descobrir que tem recursos naturais abundantes passa imediatamente a ser rico. Nada poderia estar mais errado.

Naturalmente que se um país descobrir, com relativa certeza, que possui recursos naturais abundantes a economia desse mesmo país beneficia no curto prazo (efeito confiança nos mercados, investimento estrangeiro por parte de empresas que queiram abrir sucursais no país, capacidade de endividamento do país melhorada, etc...), mas os efeitos a longo prazo (i.e. a vantagem e o benefício económico da venda desses mesmos recursos naturais) demora muitos anos até se materializar.

Numa “infografia” um pouco básica mas ainda assim interessante (sendo marginal a diferença nos cálculos para outras infografias do mesmo género) a empresa Cairn Energy fornece uma “time-line” que pode ser consultada aqui: http://www.cairnenergy.com/index.asp?pageid=554

Naturalmente que a estimativa dos anos não é absoluta e difere muito consoante as variáveis aplicadas (país, profundidade, quantidade de dados sísmicos disponíveis, onshore/offshore), mas o que é interessante é a demonstração de que demora bastante tempo até se conseguir transformar recursos energéticos em “riqueza concreta” (por “riqueza concreta” estou a falar de receitas derivadas da venda/exportação desses mesmo recursos naturais).

A estes anos ainda há que juntar os anos prévios (a infografia parte do princípio de que já existem áreas de concessão delimitadas para concurso, o que só por si demora alguns anos a acontecer).

Para além do tempo que demora a explorar e produzir esses mesmos recursos naturais existe depois o problema das infra-estruturas necessárias para a exportação/venda desses mesmos recursos.

Num artigo extremamente interessante acerca do gás israelita (disponível emhttp://www.rigzone.com/news/article.asp?a_id=136433) são descritas com bastante rigor as dificuldades de se exportar o gás israelita tanto do ponto de vista operacional como político/diplomático. Recomendo vivamente a leitura deste artigo para se perceber todas as variantes e “nuances” políticas com as quais muitas vezes um país tem de lidar para conseguir pôr os seus recursos naturais no mercado internacional.

Como em tudo na vida, não basta ter os recursos, é preciso tempo e paciência para se conseguir traduzir essas potencialidades em ganhos efectivos.

 P.S. Aproveito para recomendar a nova “app” da RigZone que é excelente.

Os vários breakevens do crude

Em jargão económico a expressão inglesa breakeven é usada para identificar o ponto de equilíbrio em que não se ganha nem se perde com uma dada operação ou investimento.
Assumindo que os agentes económicos são racionais, define também o ponto abaixo do qual deixa de fazer sentido manter uma operação em curso ou realizar um investimento.

No caso da produção de petróleo bruto, o breakeven é o preço de mercado a partir do qual deixa de compensar produzir petróleo num dado bloco ou jazida. Este depende fortemente da fase em que se encontra a exploração desse recurso.

A produção de petróleo bruto é uma actividade de capital intensivo e de forte investimento inicial. Qualquer projecto que esteja ainda em fase embrionária entrará em conta com todo o investimento necessário em bens de capital (chamado Capex, diminutivo de Capital Expenditure) e também com todos os custos de operação (chamado Opex, diminutivo de Operational Expenditure). Para que todos estes custos sejam devidamente remunerados será necessário que o petróleo bruto esteja a um dado preço que para efeito desta explicação assumiremos como $70/barril. É este o racional que as empresas petrolíferas terão aquando da avaliação de novos investimentos e é por isso que muitas delas já reduziram fortemente o seu orçamento de 2015 face à queda súbita do preço do crude.

No  outro extremo da análise estarão operadores em blocos que se encontrem em plena produção e em que o Opex tenha um peso muito superior ao do Capex. Nestas circunstâncias, quem explora este recurso e precisa de avaliar se faz ou não sentido manter o bloco em produção não deverá entrar em conta com os investimentos já realizados pois esses já não se podem reverter. Apenas os custos futuros serão tidos em conta, o que fará com que o seu breakeven seja muito mais baixo, digamos $20/barril. Isso não significa que venham a remunerar devidamente o investimento realizado, poderão mesmo perder dinheiro quando analisarem a totalidade do negócio. Mas enquanto o preço do crude não atingir o breakeven de operação perderão menos dinheiro continuando a explorar esse activo do que parando a sua exploração.

Na realidade, cada operador encontrará o seu próprio preço de equilíbrio em função das suas expectativas de custos e retornos futuros, os quais são incertos e dinâmicos.

Esta questão é fundamental para que se compreenda o que vai suceder à produção petrolífera em função da evolução do preço do crude. No curto prazo, muito poucos operadores pararão a sua produção pois o breakeven de operação é muito baixo. Caso os preços se mantenham baixos, à medida que for sendo necessário realizar novos investimentos num bloco para manter a mesma produção, o preço de breakeven subirá, levando em média à redução da produção acumulada. Caso, por razões relacionadas com o comportamento da procura, o preço não reagir, cada vez mais produção será suspensa até um momento que que a curva de oferta e procura obrigará o preço a subir.

Não nos podemos esquecer que vimos de um ciclo longo de preços altos que conduziram a fortes investimentos, muitos deles já realizados, pelo que é natural que demore algum tempo a sentir-se o efeito da falta de investimento na produção. Mas da mesma forma que há um efeito retardado na reacção à queda do preço o mesmo sucederá aquando da sua subida, pois novos investimentos levarão anos a ser realizados, pelo que  teremos muito provavelmente uma nova escalada do preço do crude, para valores superiores aos dos últimos anos.

Cenários para o crude em 2015

Estamos a poucos dias do final de 2014 e os últimos 5 meses foram uma autêntica vertigem no mundo do petróleo, com o Brent a descer dos $110/bbl de Julho para os $60/bbl em que estabilizou em meados de Dezembro. Em simultâneo assistimos também a um fortalecimento do dólar americano face à generalidade das moedas (no mesmo período o Euro caiu 10% face ao USD).

A pergunta para que todos gostariam de ter resposta é qual será o preço do crude daqui a um ano. Muitos especialistas em energia têm enchido páginas e ecrãs com a sua análise dos factos e a sua previsão do futuro próximo. Nesse registo recomendo a leitura do artigos "Black Gold and Black Swans", de Keith Johnson, na Foreign Policy e "Oil Price Scenarios for 2015 and 2016", de Euan Mearns, no site Oil Price. Ambos procuram identificar os balanços entre oferta e procura mundiais em 2015. Se a evolução da procura apresenta uma forte correlação com alguns indicadores macroeconómicos (como o crescimento do PIB), a oferta está mais dependente de fenómenos e decisões menos previsíveis e que Johnson procura listar. 

A falta de capacidade financeira decorrente da queda do preço do crude pode ter várias consequências negativas para os países produtores de petróleo. A estabilidade política em muitos desses países é habitualmente comprada com a receita da venda do ouro negro que vai parar - normalmente de forma assimétrica - aos bolsos dos cidadãos. Desde as chamadas políticas sociais (jargão que serve para justificar quase todas as medidas, muitas delas populistas, que visem manter as massas populares satisfeitas independentemente da sua bondade futura) ao orçamento das forças armadas ou à distribuição de rendimentos chorudos pelas elites de poder, tudo é financiado pelo petróleo e a redução dessa receita pode catalisar a ocorrência de revoltas, insurreições e golpes de estado que habitualmente conduzem a perdas súbitas de produção.

Como a recuperação de produção é quase sempre lenta e incremental e as perdas de produção quase sempre rápidas e expressivas, a incerteza associada à oferta é muito maior para baixo (menor produção) do que para cima (maior produção), conduzindo a cenários  de produção futura assimétricos. Adicionalmente, quanto mais tempo passar com o crude a baixo preço maior parece ser a probabilidade de ocorrerem perdas de produção, no que podemos chamar de sistema involuntário de auto-ajustamento.

Assim, num mundo em que nada de anormal acontece os preços devem continuar baixos na medida em que é visível um excedente produtivo mundial com o forte aumento da produção nos EUA, que deverá demorar cerca de 2 anos a absorver pelo consumo mundial.
No entanto, coisas anormais acontecem com uma frequência estranhamente normal, e qualquer disrupção significativa poderá reduzir fortemente o excedente produtivo e fazer disparar os alarmes dos mercados, gerando uma súbita espiral de subida do crude. Esta parece, por tudo isso, uma boa altura para ir às compras...

Equívocos comuns na análise da queda do crude

Os mercados são por definição alérgicos à incerteza. Não saber o que vai acontecer amanhã deixa os investidores nervosos, retraídos, com tendência para guardar o dinheiro debaixo do colchão. Não da Pikolin mas quase, pois acaba por ir parar habitualmente à dívida de países com economias seguras, como a Alemanha, com retornos perto do zero. Esta é, a meu ver, a principal consequência negativa da queda acelerada do preço do crude, que está a abalar fortemente a economia dos países produtores, em especial daqueles com economias muito pouco diversificadas e com execuções orçamentais completamente dependentes desta variável exógena. Os agentes económicos, em especial em áreas de investimento de longo prazo, precisam de estabilidade que lhes permita ter garantias  de retorno. Quando ela não existe, muitos investimentos são suspensos (apenas para serem retomados alguns anos depois, quando o vento mudar). Em síntese, incerteza=>risco=>redução do investimento=>recessão.

Mas este é apenas um dos lados da moeda. Em primeiro lugar há que compreender as causas para esta queda do preço do crude e elas não estão apenas do lado da procura, que poderia significar uma retracção súbita da economia mundial. Boa parte do contributo para o desequilíbrio entre oferta e procura deveu-se ao forte aumento não totalmente previsto da produção nos EUA a partir do óleo/gás de xisto. Este aumento nada teve a ver com tendências recessivas, foi puro desenvolvimento tecnológico que, pela abundância gerada, permitiu baixar o custo da energia. E isso é estruturalmente bom para a economia global. Se nos perguntarem se preferimos o crude a $10/bbl ou a $200/bbl (não tendo em conta as previsíveis consequências futuras nos investimentos do sector) a nossa resposta parece óbvia. Por isso, qual é o drama? Claro que partes relevantes da economia estão a ser abaladas por esta queda, em especial nos países produtores (como já referi acima) e em todo o sector relacionado com a exploração e produção destas matérias-primas. Para muitas empresas portuguesas pode ser negativo pela acrescida exposição à economia angolana, por exemplo. Mas a grande maioria dos sectores de actividade são afectados positivamente por esta queda do custo da energia. Se a queda do crude pode estar parcialmente relacionada com alguma retracção económica, um custo energético mais baixo apenas pode potenciar crescimento económico face ao cenário base. Os países importadores de energia vão poupar triliões de dólares que ficarão disponíveis para investimento em outros sectores.

 Se há algo de preocupante em relação a esta queda do preço do crude, não são as consequências imediatas da mesma mas o facto de esta não ser sustentável. Estruturalmente, a longo prazo e tendo em conta o custo médio de exploração em novos locais, o crude deverá andar em torno dos $100/bbl. Um período anormal de preço mais abaixo vai provocar o atraso em investimentos fundamentais para o futuro do aprovisionamento e, em simultâneo, um atraso nos investimentos em alternativas pois o crude barato é como um eucalipto que seca tudo à sua volta. Muitos investimentos em curso serão suspensos, o que deverá potenciar uma escalada a médio prazo que acabará por levar o crude para valores muito superiores aos $100/bbl, com as consequências sociais e políticas de tais variações. O que hoje sofrem os países produtores voltarão a sofrer os consumidores (e em especial a UE) dentro de alguns anos, quando a procura mundial engolir os excedentes actuais.

A Arabia Saudita quer que os preços caiam?

Depois de excelentes artigos por parte do Diogo Almeida, decidi dar a minha opinião sobe o que está a fazer com que os preços do crude continuem a baixar vertiginosamente.

Em primeiro lugar, na minha opinião estamos a assistir a um “braço-de-ferro” entre a OPEP e os Estados Unidos sendo que a premissa básica é a de que os preços estão a cair porque a Arábia Saudita (principalmente) quer que caiam.

Algumas pessoas terão ficado certamente surpreendidas com o resultado da última reunião da OPEP em Viena (i.e. anúncio que não iam “cortar” na produção) mas a mim parece-me ser uma conclusão lógica para uma estratégia concertada de desviar fundos dos projectos de “shale” (xisto) que estão a ser desenvolvidos nos Estados Unidos.

De um ponto de vista objectivo, a baixa do preço do petróleo afecta em grande medida as contas sauditas uma vez que o seu orçamento depende, em grande medida, das receitas petrolíferas. Dado este facto, não parece fazer sentido, à primeira vista, que a Arábia Saudita esteja deliberadamente a contribuir para a baixa dos preços ao não “diminuir” a sua produção. Porém, se olharmos para um plano mais geral, talvez faça sentido. 

Na minha opinião, a melhor interpretação da situação actual é a de que a actual superprodução da OPEP (liderada pela Arábia Saudita) é, em grande parte, uma tentativa de desencorajar o investimento em shale, e assim retardar o seu crescimento. 

O principal alvo parecem ser os Estados Unidos, onde a produção de shale está a crescer imenso (500 mil bpd em 2008 - 4 milhões de bpd actualmente). Se utilizarmos como preço de referência os 100 USD por barril, isto equivale a cerca de 400 milhões de USD por dia que não estão a “voar” para os cofres saudias. Multiplicando estes valores por vários meses é fácil de perceber o quanto esta situação afecta as finanças sauditas...

Ao contrário dos projectos convencionais, os projectos de shale são muito mais voláteis, no curto prazo, a flutuações de preço. Esta volatilidade resulta de (i)  estes projectos exigirem, tipicamente, um elevado investimento de capital inicial e (ii) serem muito mais rápidos em termos de estruturação, inicio e fim do projecto. 

Dado o seu perfil, os projectos de shale estão muito dependentes da sua taxa minima de retorno (ROR). Se os riscos forem baixos e os preços forem estáveis, a taxa minima de retorno baixa o que faz com que haja mais capital a entrar para o desenvolvimento de novos projectos.. Em tempos de incerteza e de baixa de preços, a taxa minima de retorno sobe e os investidores começam a deixar de investir.  

Conhecendo o perfil destes projectos, parece que a Arábia Saudita está a testar a sensibilidade do shale a variações e flutuações de preço de referência por forma a travar o seu crescimento às custas do desinvestimento em fontes de produção mais “tradicionais”. 

Naturalmente que a  Arábia Saudita quer preços altos tanto como todos os outros produtores e é expectável que as suas preocupações “orçamentais” a impeçam de permitir que os preços caiam em demasia. Porém, parece-me que a jogada está em tentar garantir preços baixos o tempo suficiente para retirar algum “gás” aos investimentos em shale (o que parece estar a funcionar uma vez que segundo a Reuters, os pedidos de licença para projcos de shale cairam 15% em Outubro).

Só o tempo, “esse grande clarificador”, irá ditar se a estratégia foi bem sucedida ou se, por outro lado, a conhecida resiliência americana irá conseguir transformar esta jogada em “pólvora seca”.

2014: mais um passo em direcção ao mercado global de gás natural?

A Comissão Europeia lançou recentemente mais um relatório trimestral de acompanhamento dos mercados de gás natural (com mais enfoque, naturalmente, no espaço europeu). São textos que merecem a atenção de quem quer acompanhar a evolução da indústria do gás natural pois, na minha opinião, fazem uma análise consistente e que equilibra bem os aspectos e racionais económicos com os políticos.

Neste último relatório há a realçar os seguintes aspectos:

• Consumo em 2014 caiu significativamente devido, essencialmente, aos números muito modestos da evolução da economia bem como a um Inverno 2013/2014 particularmente ameno.
• A depressão da procura teve as repercussões esperadas nos preços com quedas significativas em especial nos preços determinados em mercado (gas-to-gas) constatando-se inclusive uma convergência com o preço americano que se tem mantido estável.
• Os preços do GNL na Ásia observaram igualmente uma queda (menos 20% a 30%) que é explicada com uma estagnação do consumo por parte do Japão que tem feito um esforço para diversificar as suas fontes primárias de energia e reduzir a sua dependência do gás natural.
• A redução da procura amenizou significativamente os efeitos da crise na Ucrânia. Os países europeus terão aproveitado a acalmia dos preços para repor os stocks de gás sendo essa a explicação encontrada para os níveis de importação significativos de gás russo na primeira metade de 2014.
• Continuação dos diferenciais crónicos entre países europeus no que toca a preços finais ao consumidor: atingem um rácio de 4 no sector residencial e um rácio de 2 no sector industrial.
• Continuação do decréscimo de importações de GNL na Europa ainda que a um ritmo inferior ao do ano passado. Os únicos países a registarem um aumento significativo de importações são Espanha e Holanda mas deve assinalar-se que a esmagadora maioria desse gás foi reexportado para outros mercados (nomeadamente a Ásia) sendo o saldo importador (importações – exportações) bastante inferior.
• Continua a verificar-se um aumento de volumes de gás transaccionados nos hubs europeus tendo o 53% consumo de gás em 2013 sido adquirido em mercado no ano de 2013.

Sem dúvida a acalmia na volatilidade a par de uma descida do nível dos preços spot de gás natural contribuíram decisivamente para os agentes procurarem abastecerem-se nos mercados evitando aos contratos indexados ao preço do crude que actualmente apresentam preços significativamente superiores. O maior fornecedor da Europa - a Rússia - apenas fornece gás por contratos de médio/longo prazo indexados ao crude ou a um cabaz de combustíveis onde o crude tem um efeito preponderante. A crescente desconfiança em relação à Rússia (não só da Europa como também da China) joga contra a estratégia da Rússia em abastecer os seus clientes com base em contratos de médio e longo prazo mesmo que garantindo continuidade de abastecimento. Existe um esforço para limitar a dependência em relação à Rússia uma vez que se tornou claro que esta aparenta querer exercer uma influência política à custa da dependência dos seus clientes.

A crescente liquidez dos mercados e desenvolvimento de infra-estruturas facilitadoras das trocas comerciais (hubs reais e virtuais, interligações e capacidade de liquefação e regaseificação) também contribuiu para uma maior apetência pelas transacções gas-to-gas. Na minha análise, caso os preços se mantenham estáveis e a procura venha a apresentar crescimentos moderados e sustentados estariam criadas as condições para a maximização do papel dos mercados no abastecimento de gás natural na Europa e mesmo a nível dos países ocidentais. Já na Ásia, segundo nos conta este estudo do Oxford Institute for Energy Studies, apesar dos preços elevados dos últimos anos, não parece haver grande interesse em estabelecer plataformas de mercado naquela região.

Um facto curioso a salientar é o facto de o preço médio do GNL importado apresentar variações significativas de país para país dentro da Europa comunitária.

Se em Espanha, França e Grécia o preço ronda os 31€/MWh já em Itália rondou os 25€/MWh e no Reino unido e Bélgica situou-se em torno dos 22€/MWh. Uma das explicações que surge para esta discrepância pode ser o facto de uns países terem capacidade de reexportação e portanto poderem revender gás para os mercados asiáticos onde o preço é mais elevado e isso justificar comprar gás mais caro do que o disponível por outras fontes de fornecimento alternativas. Os países sem capacidade de reexportação só importariam gás para consumo interno pelo que o preço teria de estar mais alinhado com o preço transfronteiriço ou de hub. Os países sem capacidade de reexportação são Reino Unido, Itália e Grécia e nestes, de facto, o preço do GNL encontra-se alinhado com pelo menos um dos preços transfronteiriços ou de hub. No caso dos países com capacidade de reexportação referidos (Espanha, França e Bélgica), só a Bélgica parece ser um caso estranho com preço médio de GNL muito abaixo de Espanha e França o que só faz sentido se a Bélgica não tivesse feito qualquer negócio de reexportação durante a primeira metade de 2014. Fica a dúvida...

Quem ganha com um crude mais barato?

Num cenário teórico perfeito, em que a informação sobre o passado, presente e futuro é total, a incerteza não existe e a oferta e procura equivalem-se permanentemente, impedindo a formação de bolhas produtivas e respectivos rebentamentos. No entanto, a economia não funciona dessa forma. Quando o mercado identifica necessidades futuras de produção face às projecções de consumo disponíveis, não tem conhecimento real de análises semelhantes feitas por outros operadores, tendendo a fazer estimativas optimistas de investimento. Quando toda essa capacidade adicional entrar em produção, muitas vezes aliada a uma redução do consumo pela subida do preço decorrente da escassez de oferta ocorrida nos anos anteriores, o preço do bem tende a cair, atingindo um novo equilíbrio entre oferta e procura. É nessa fase em que nos encontramos.
Posto isto, quem ganha com um crude mais barato?

No curto prazo, todos os consumidores. A queda do preço do crude significa que os países deficitários neste recurso natural ou noutros recursos que estejam de um modo ou outro indexados ao crude vão transferir menos dinheiro para os países produtores. Entre os principais beneficiários, em termos geopolíticos, estarão a Europa, o Japão e a China, os dois primeiros com economias anémicas e precisarem urgentemente de um estímulo como este e o terceiro a dar alguns sinais de abrandamento nos últimos meses. Existe uma correlação conhecida e muito estudada entre diferenciais de custos energéticos e de crescimento da economia, hoje com um impacto menor pela redução da intensidade energética das economias ocidentais (em boa parte pelo outsourcing da indústria pesada para outras paragens).
No entanto, em virtude dos anticorpos gerados pelos combustíveis fósseis na Europa nos últimos 20 anos e apesar da importância económica e até estratégica que esta mudança tem, existe um enorme pudor dos agentes políticos e dos media em salientar as vantagens deste novo paradigma (mesmo que recente e sem duração conhecida).
Uma explicação para este silêncio poderá prender-se com os compromissos da política energética e ambiental europeia, com metas exigentes cujos custos tenderão a agravar-se com a queda do crude. Caso estes preços se mantenham durante 2 ou 3 anos será difícil explicar aos cidadãos de economias deprimidas que se prefiram opções energéticas com custos agravados para os consumidores, penalizando o crescimento económico em nome da sustentabilidade ambiental (num mundo excedentário em crude ou gás natural a questão da segurança de abastecimento também perde relevância). A defesa das opções renováveis fica mais difícil com o aumento da fatura associada e os fundamentalistas verdes tenderão a resguardar-se, esperando pela próxima escalada de preço - que, garanto-vos, sucederá - para voltar a atacar.

A longo prazo, e como se pode perceber pela introdução feita, poucos poderão dizer que tiraram proveito desta queda. A manter-se por um período relevante nos calendários de investimento do setor petrolífero, provocará redução de investimento, agravando os défices de produção projectados de 2020 em diante. É importante compreender que numa indústria de capital intensivo, não é o facto de se saber que a procura vai existir a 5-10 anos que permite fazer face às necessidades financeiras de curto prazo pois a capacidade de captação de investimento fica condicionada pelos rácios de dívida. Num cenário destes, a actividade irá mesmo abrandar. Devido à falta de informação estruturada existente - mais crítico hoje devido ao maior peso no consumo mundial de países emergentes, muitas vezes com dados estatísticos menos completos - não há grande capacidade de antevisão de balanços globais, sendo normalmente o último número conhecido o mais fiável como estimativa. Da mesma forma que caiu $30 por barril em 3 meses, a cotação do crude poderá subir ao mesmo ritmo num futuro próximo, provocando um novo choque petrolífero. Nessa altura, qualquer investimento no sentido de aumentar produção levará vários anos a realizar, como podemos comprovar pelos números da última década.

Mercados Europeus de Electricidade – Estado da Arte 2014

A Cap Gemini lançou recentemente o seu relatório anual “European Energy Markets Observatory” cujo editorial pode ser consultado aqui.

Na análise aos mercados europeus de electricidade o relatório refere os seguintes problemas:

• “Situação caótica” com inúmeros episódios de preços negativos. Tal ficou a dever-se a excesso de oferta originada pelas fontes renováveis e por rigidez de algumas fontes de energia (principalmente nuclear e térmicas de origem fóssil). No caso das renováveis, os preços negativos são originados pelo facto de existir um preço garantido pela energia produzida o que leva os produtores a estarem dispostos a pagar para produzir desde que o preço (negativo) de mercado não ultrapasse o valor recebido por MWh produzido. Mais sobre este assunto aqui.
• Encerramento de um número significativo de centrais a gás natural que haviam sido construídas numa lógica de segurança de abastecimento.
• Poucos incentivos de mercado para realização de investimentos em soluções sem carbono.
• Subida dos preços ao consumidor.
• Deterioração da situação financeira de algumas utilities, nomeadamente as ligadas ao gás natural.

As causas apuradas para esta situação são:

• Metas de penetração de renováveis demasiado elevadas. Com apenas 7% da população mundial, a Europa investiu cerca de 500 mil milhões de euros em energias renováveis entre 2004 e 2013 – cerca de metade do investimento mundial em energias renováveis. Como consequência, as fontes renováveis na produção de electricidade ascendem actualmente a quase 25% no mix de produção.
• Tarifas feed-in muito generosas para subsidiação de fontes renováveis. O sobrecusto gerado por esta subsidiação implicou e continuará a implicar uma subida do preço final da electricidade. O caso mais emblemático é o de Espanha onde o défice tarifário ascende a quase 30 mil milhões de euros apesar das subidas já efectuadas nas tarifas.
• Decréscimo no consumo de energia: -0,5% na electricidade e -1,4% no gás em 2013
• Excesso de emissões de licenças de CO2 (superavit de 2.1 mil milhões de licenças) o que conduziu a preços muito baixos.

Como resposta à situação, as instituições europeias consideram:

• Flexibilizar as metas de energias renováveis pondo mais ênfase na eficiência energética para redução das emissões de CO2. 
• Passar de um sistema de tarifas feed-in para soluções baseadas na competitividade e a uma maior exposição aos preços de mercado. 
• Aliviar os sectores energia intensiva do fardo criado pelas renováveis o que implica que a factura sobrará para os restantes consumidores. 
• Introdução de mecanismos de remuneração de capacidade com vista a garantia de potência.

Estas medidas visam a redução dos custos com objectivos ambientais, diminuir a dependência energética e garantir a segurança de abastecimento.

Resta saber até quando e até que ponto governos e reguladores conseguirão manter o ímpeto reformista necessário para resolver os desequilíbrios gerados com (espera-se) um mínimo de socialização dos custos.