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Desenredar a Tríplice Crise

Neste artigo, o especialista em energia Jorge Vasconcelos explica como a crise climática, a crise dos preços da energia e a crise política provocada pela Rússia estão interligadas.
15 min
Actualmente, somos confrontados com três crises maiores:

- A crise climática, que projecta uma ameaça planetária sobre as próximas décadas. A consciência da urgência de acção aumentou consideravelmente ao longo dos últimos anos e tem conduzido a comportamentos – colectivos e individuais, públicos e privados – tendentes à descarbonização da economia em geral e da energia em particular.

- A crise dos preços da energia, iniciada no segundo semestre de 2021, que ateia a inflação e ameaça globalmente a recuperação económica pós-Covid, com particular incidência na Europa, provocando um ulterior aumento das desigualdades sociais.

- A crise política desencadeada pela Rússia, ao invadir e massacrar militarmente a Ucrânia, pelo caminho ameaçando explicitamente a União Europeia (UE).

Estas três crises não são independentes - pelo contrário, elas estão emaranhadas. Em traços gerais e telegráficos, apresenta-se de seguida um enredo em três tempos, com um final interrogativo.

A crise dos preços da energia ateia a inflação e ameaça globalmente a recuperação económica pós-Covid.

Acção

Para evitar o desastre climático é necessário e urgente reduzir a utilização de combustíveis fósseis (petróleo, gás natural, carvão). Este facto foi reconhecido em 2015 por 196 países, signatários do Acordo de Paris.

A UE assumiu a liderança do combate às alterações climáticas desde os anos 1990 e já em 2007 estabeleceu metas para 2020, nomeadamente reduzir as emissões de gases de efeito de estufa (GEE) em 20%, relativamente a 1990, entretanto substituídas por metas mais ambiciosas para 2030 (reduzir as emissões de GEE em 55%, relativamente a 1990) e para 2050 (neutralidade carbónica).

As políticas da UE tiveram sucesso: as emissões de GEE, em 2020, ficaram 31% abaixo do valor de 1990 [1] (em 2019, antes da pandemia: 24% [2]). A utilização total de energia diminuiu, no mesmo período, 8% [3], com reduções diferenciadas para o carvão (65%) e petróleo e produtos petrolíferos (17%), contrastadas por um aumento de 31% para o gás natural. Contudo, o aumento (44%) da procura de gás natural registou-se no período 1990 a 2005; de seguida, entre 2005 e 2010, a procura de gás natural estabilizou e, entre 2010 e 2020, diminuiu 10%.

As análises de impacto relativas às metas para 2020, realizadas em 2007 e publicadas pela Comissão Europeia (CE) no início de 2008, indicavam claramente que esta política de descarbonização se traduziria numa redução das importações de petróleo e gás entre 41 e 48 mil milhões de euros, em 2020 [4]. Também em 2008, a CE quantificava o impacto das novas políticas sobre a redução das importações físicas de energia [5], no quadro de uma revisão da política energética da UE.

Apesar da clareza dos objectivos, das metas e dos impactos esperados da política europeia de clima e energia, o roteiro da transição energética tem sido tudo menos claro. Por um lado, porque cada Estado Membro define a sua própria trajectória e faltam mecanismos eficazes de coordenação que garantam a convergência desses caminhos nacionais num resultado (“outcome”) colectivo adequado, nomeadamente em termos de segurança de abastecimento (como estes dias de guerra dramaticamente ilustram), de eficiência e de equidade; a monitorização dos resultados (“outputs”) enquanto “indicadores de desempenho” da transposição de directivas e regulamentos da UE não garante a convergência e muito menos garante que o todo seja mais que a soma das partes. Por outro lado, legisladores, reguladores e muitas partes interessadas preferiram ignorar a necessidade de rever os modelos de organização e de funcionamento dos mercados de energia na UE, adaptando-os aos objectivos e ao ritmo do processo de descarbonização, com as consequências que a crise dos preços veio agora dramaticamente revelar. Finalmente, porque o lúcido diagnóstico da CE [6] foi ignorado e, em vez de aprender a “falar a uma só voz”, a UE enredou-se em floreados mais próprios de castrati.     

Apesar da clareza dos objectivos, das metas e dos impactos esperados da política europeia de clima e energia, o roteiro da transição energética tem sido tudo menos claro

Inter-acção

Desde 2005, entre 40% e 50% do orçamento da Federação Russa tem sido financiado com as receitas do petróleo e do gás [7]. Porém, estas receitas fiscais como percentagem do Produto Interno Bruto (PIB) têm vindo a diminuir há muitos anos (em 2020 foi de apenas 4,9%) e a estagnação da economia russa traduz-se, nomeadamente, numa acentuada perda do poder de compra. Note-se que a dívida pública russa é muito baixa (cerca de 20% do PIB), assim como baixa é também a despesa pública (igualmente cerca de 20% do PIB, que contrasta com 37% na China e 47 % na UE).

Entre 1983 e 1991, a União Soviética foi o maior “produtor” [8] mundial de energia, tendo a Rússia sido ultrapassada em 1992 pelos Estados Unidos da América (EUA). Em 2001, a Rússia foi ultrapassada pela China, passando para o terceiro lugar, que ainda ocupa actualmente. Em 2006, a China ultrapassou os EUA. Entre 1992 e 2019, a China, os EUA e a Rússia aumentaram a “produção” de energia, respectivamente, 284%, 46% e 28%. Em 2019, a “produção” da Rússia representou apenas 63% da “produção” dos EUA e 52% daquela chinesa [9].

Enquanto a “produção” da China apenas cobriu, em 2019, 81% da sua procura, e nos EUA esse rácio foi ligeiramente superior a 100% (pela primeira vez desde 1957), na Rússia a situação é diferente, sendo a “produção” um pouco mais do dobro da procura interna [10]. Consequentemente, a Rússia é um dos maiores exportadores de energia do mundo: em 2019, foi o segundo maior exportador de petróleo e produtos petrolíferos (13% das exportações mundiais), o maior exportador de gás natural (22%) e o terceiro maior exportador de carvão (15%) [11].

A UE converteu-se, no século XXI, no principal cliente da Rússia em todos os vectores fósseis: as importações anuais de carvão, que se mantiveram praticamente constantes na última década do séc. XX, em torno de 10 milhões de toneladas, subiram até 62 milhões de toneladas em 2018 (baixaram para 44 em 2020); as importações anuais de petróleo e produtos petrolíferos aumentaram continuamente de 1990 (40 milhões de toneladas) até 2005 (226) e mantiveram-se num patamar em torno de 220 milhões de toneladas até 2018 (baixaram para 170 em 2020); as importações anuais de gás natural, que se mantiveram estáveis num intervalo entre cerca de 100 e 120 bcm (mil milhões de metros cúbicos) até 2002, subiram ligeiramente na década seguinte, tendo iniciado uma subida acentuada em 2014, para atingir o pico de 166 bcm em 2019 (baixaram para 152 em 2020).

Em 2020, o peso das exportações da Rússia para a Europa, face às suas exportações totais, foi respectivamente 35% no carvão, 54% no petróleo, 85% no gás natural por gasoduto e 43% no gás natural liquefeito [12].

O peso das exportações da Rússia para a Europa, face às suas exportações totais, foi respectivamente 35% no carvão, 54% no petróleo, 85% no gás natural por gasoduto e 43% no gás natural liquefeito

Simetricamente, em termos relativos, face às importações totais da UE-27, as importações de carvão da Rússia passaram de 5%, em 1990, para 9% em 2000 e para 41% em 2019; relativamente ao petróleo, as importações da Rússia passaram de 5%, em 1990, para 18% em 2000 e para 23% em 2019; no caso do gás natural, registou-se uma diminuição do peso das importações da Rússia, de 58%, em 1990, para 41% em 2000 e para 38% em 2019.

Em 2019, as quotas dos segundos fornecedores da UE em carvão (EUA), petróleo e produtos petrolíferos (Iraque) e gás natural (Noruega) foram todas inferiores a 40% da quota respectiva da Rússia, primeiro fornecedor [13].

Como os números anteriores mostram, a UE e a Federação Russa estabeleceram paulatinamente uma interacção comercial energética muito forte. Contudo, elas nunca discutiram abertamente os termos e o horizonte dessa ligação no quadro de uma parceria privilegiada. Ao mesmo tempo que aumentava a sua dependência de importações energéticas da Rússia, a UE rejeitava os apelos a uma parceria de longo-prazo, construindo desde 2003, mas sobretudo a partir de 2009, um mercado de gás natural baseado em transações de curto prazo [14]

A juramentos de “amor eterno” sucederam-se arrufos ciumentos numa complicada geometria variável de amores e ódios envolvendo vários Estados-Membros e países terceiros, nomeadamente a Ucrânia, protagonista das “crises do gás” de 2005/2006 e 2009.

Como os números mostram, a União Europeia e a Federação Russa estabeleceram paulatinamente uma interacção comercial energética muito forte

Re-acção

Antes da crise de 2006, cerca de 80% das exportações russas para a Europa (e dois terços das respectivas receitas) transitavam pela Ucrânia; em 2021, essa percentagem foi de apenas cerca de 26%, graças sobretudo ao novo gasoduto Nord Stream 1, inaugurado em 2011, com uma capacidade próxima de 60 bcm por ano. A este gasoduto (e ao seu gémeo, Nord Stream 2) estão associados os principais contratos de longo-prazo existentes actualmente na Europa. A criação desta nova rota submarina permitiu à Rússia evitar o pagamento de tarifas de trânsito e constituir uma carteira de contratos de longo-prazo.

Os aumentos dos preços de gás natural que se registam na Europa desde meados de 2021 são reflexo de um aumento generalizado a nível global, mas vão muito além dos aumentos registados noutros continentes. O principal mercado grossista de gás na Europa (TTF) iniciou a subida no fim de Abril de 2021, partindo de cerca de 20 €/MWh então para cerca de 50 €/MWh no início de Setembro e atingindo um pico de 180 €/MWh a 21 de Dezembro, para descer abruptamente para um patamar em torno de 85 €/MWh em Janeiro de 2022, iniciando uma nova ascensão a 24 de Fevereiro, culminada a 7 de Março, com 227 €/MWh [15].  

No Japão, o preço de importação foi 28 USD/MWh em Abril de 2021, 39 USD/MWh em Setembro e desde Novembro mantém-se no patamar de 50 USD/MWh (cerca de 45 €/MWh)[16] - na Europa, tem estado continuamente acima de 60 €/MWh desde meados de Setembro de 2021.

O gás natural nos EUA atingiu em 2020 mínimos mensais e diários históricos (5 USD/MWh no Henry Hub spot price), tendo de seguida registado, em Fevereiro e em Outubro de 2021, picos mensais de 19 USD/MWh [17]. O GNL exportado pelos EUA custava 16 USD/MWh em Abril de 2021, 17 USD/MWh em Setembro, 24 USD/MWh em Dezembro e 21 USD/MWh em Janeiro de 2022 [18]. Nestas condições, exportar para a Europa tem sido um excelente negócio, uma autêntica caixa multibanco, como dizia candidamente, em Dezembro de 2021, o presidente de uma empresa transportadora de gás natural liquefeito: “If you are able to source cargoes in the U.S. on a Henry Hub-linked index, it’s like having an ATM” [19].

A Europa, além de sofrer com a subida global do preço do GNL, registou um corte sistemático das vendas da Rússia no mercado spot europeu. Estas vendas, ao contrário das vendas contratualizadas a prazo, não estão sujeitas a qualquer obrigação, nem de volume, nem de preço, dependendo apenas da vontade do vendedor. Este comportamento, combinado com o não enchimento das instalações de armazenamento de gás [20], habitualmente efectuado no Verão, deixou a Europa numa situação de grande vulnerabilidade à volatilidade do preço do gás no Inverno 2021/2022.  

Um país com uma economia frágil e dependente da exportação de produtos cujo principal cliente repete incessantemente querer deixar de consumir tende, normalmente, a adoptar duas atitudes: por um lado, tentar “fidelizar” os clientes pelo maior período de tempo possível; por outro lado, tentar maximizar as receitas no curto prazo, exercendo sem escrúpulos o seu poder (de mercado e, se necessário, militar).  

Os aumentos dos preços de gás natural na Europa, desde meados de 2021, são reflexo de um aumento generalizado a nível global, mas vão muito além dos aumentos registados noutros continentes

Sobre-reacção?

A declaração de Versalhes, de 11 de Março de 2022, afirma a vontade de a UE terminar a dependência das importações de gás, petróleo e carvão da Rússia “tão cedo quanto possível”. Três dias antes, ao apresentar uma comunicação sobre a situação energética [21], a CE declarava a intenção de “reduzir a procura da UE de gás russo em dois terços antes do fim do ano”  [22]. Estas afirmações compreendem-se no âmbito das sanções impostas à Rússia na sequência da invasão da Ucrânia e estão, além disso, alinhadas com o objectivo de acelerar a transição em direcção à neutralidade carbónica. Contudo, esta sobre-reacção suscita algumas interrogações sobre as quais importa meditar:

- A transição energética é um processo reconhecidamente complexo que deveria ser encarado com maior transparência relativamente às escolhas a efectuar, nomeadamente em matéria de segurança de abastecimento, custo eficácia e impactos redistributivos. Reduzir a exposição ao principal vendedor de energia fóssil é uma medida “no regret”, mas há outras na fila que poderiam e deveriam ser discutidas e adoptadas já, em vez de continuarem a ser reprimidas e consideradas politicamente inconvenientes. Um debate aberto, e aberto à auto-crítica, afigura-se necessário.

- A comunitarização da gestão das instalações de armazenamento de gás, agora proposta, representa uma viragem importante relativamente à forma como o planeamento energético era (mal) visto no passado, quando se acreditava que as forças de mercado sozinhas produziriam todos os resultados desejados: preços competitivos, descarbonização e segurança de abastecimento. Sem questionar a importância da medida agora proposta no actual contexto político europeu, importa assinalar que o mercado interno da energia teria muito a ganhar com melhor monitorização e mais planeamento, sim, mas complementando – não substituindo – os mercados.

- Apesar da aceleração que possa ser impressa com o projecto “REPowerEU”, a UE continuará a usar energia fóssil durante muitos anos. Importa por isso rever urgentemente as regras de funcionamento dos mercados de electricidade e de gás natural, adaptando-os à velocidade da transição e introduzindo uma adequada regulação transicional.

- Importa também rever o relacionamento comercial e político com os fornecedores de energia fóssil da UE, estabelecendo parcerias sensatas. A “fuga da Rússia” não assusta apenas esse país, como aliás se pretende – assusta inevitavelmente todos os fornecedores (actuais ou potenciais) da UE. Um relacionamento de longo-prazo, baseado na transparência e na confiança, é a melhor forma de garantir, não apenas preços competitivos para os consumidores europeus, mas também proveitos justos para os países em desenvolvimento e, por fim, mas não por último, uma transição mais ordenada e eficaz em direcção à neutralidade carbónica planetária. No fundo, isto significa não repetir no futuro, com outros, o erro que tragicamente foi sustentado com a Rússia nas últimas décadas, evitando novos emaranhados que produzam, numa espiral trágica, novas crises.

O acordo ortográfico utilizado neste artigo foi definido pelo autor 

Notas: 

[1] https://www.eea.europa.eu/highlights/eu-achieves-20-20-20

[2] https://ec.europa.eu/clima/eu-action/climate-strategies-targets/progress-made-cutting-emissions_en

[3] https://ec.europa.eu/eurostat/web/energy/data/database

[4] Commission staff working document SEC(2008) 85, Vol. II, of 27.02.2009, p. 210. https://ec.europa.eu/clima/system/files/2016-11/climate_package_ia_annex_en.pdf. Valores relativos à UE-27 de então, com Reino Unido e sem Croácia.

[5] COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS. Second Strategic Energy Review. AN EU ENERGY SECURITY AND SOLIDARITY ACTION PLAN. SEC(2008) 2794

[6] “While trade in energy has a positive role to play, energy efficiency, greenhouse gas emissions reductions, diversity of energy sources and diversity of supplies are needed throughout our energy system. (…) complementary measures are necessary to attain all three underlying objectives of the EU's new energy policy: sustainability, competitiveness and, above all, security of supply. For example, the EU is projected to remain dependent on imported energy - oil, coal and especially gas – for many years to come. (…) the EU needs to take action to secure its energy future and to protect its essential energy interests. The EU needs to intensify its efforts in developing na effective external energy policy; speaking with one voice, identifying infrastructure of major importance to its energy security and then ensuring its construction, and acting coherently to deepen its partnerships with key energy suppliers, transit countries and consumers.” Idem, pp. 2/3.

[7] O PIB da Rússia (1 478 mil milhões de USD em 2020) é equivalente a 40% do PIB da Alemanha. É inferior ao da Itália e ligeiramente superior ao da Espanha.

[8] A energia transforma-se e utiliza-se, não se “produz” nem se “consome”, embora estas expressões cientificamente erradas continuem a ser correntemente empregues.

[9] https://www.eia.gov/international/rankings/country/RUS?pa=12&u=0&f=A&v=none&y=01%2F01%2F2019

[10] Idem

[11] IEA, Key World Energy Statistics 2021 https://iea.blob.core.windows.net/assets/52f66a88-0b63-4ad2-94a5-29d36e864b82/KeyWorldEnergyStatistics2021.pdf

[12] BP, Statistical Review of World Energy – all data 1965-2020. https://www.bp.com/en/global/corporate/energy-economics/statistical-review-of-world-energy/country-and-regional-insights/russia.html

[13] EC, EU energy in figures, Statistical pocketbook 2021. https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/41488d59-2032-11ec-bd8e-01aa75ed71a1/language-en

[14] Num comunicado de 1 de Setembro de 2020, a Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER) congratulava-se com o facto de  “compared to the end of 2019, 20% of EU gas transportation legacy contracts' volume will expire by the end of this year, while 60% will expire in 2028 and almost all legacy capacity will cease to exist by 2035. This implies that much more capacity will become available for the market, with bookings depending more than in the past on market conditions.” A Agência afirmava claramente uma política de exclusão de contratos de longo-prazo: “Since the implementation of the EU capacity allocation mechanisms network code prescribing standardised bundled products sold through open auctions, the market trend is to book shorter-term capacity products (up to one-year ahead), with limited volumes booked for longer durations. Given the current global gas markets conditions, network users seek to pursue as much flexibility as possible, while avoiding lock-in effects.” Acresce que mesmo os contratos de “longo-prazo” (1 ano) estão maioritariamente indexados ao preço spot dos principais hubs: “Hub-based pricing and the shift away from oil-indexed long-term gas contracts has yielded significant benefits for Europe the past decade. Market integration facilitates structural supply competition and improves security of supply to the benefit of EU gas consumers. Since 2010, the development of increasingly liquid and competitive organised gas trading hubs has allowed both gas producers and consumers to gradually abandon the bilateral contracting of gas on a long-term oil-indexed basis, instead using hubprice indexes or even contracting gas volumes directly on spot and forward markets. According to the International Gas Union [https://www.igu.org/resources/global-wholesale-gas-price-survey-2021/], that adaptation has entailed a share of hub-price based imports of more than 80% on average across Europe today, which is a percentage circa three times higher than in 2010.” ACER/CEER Annual report on the results of monitoring the internal electricity and natural gas markets in 2020, p. 8. https://documents.acer.europa.eu/en/Electricity/Market%20monitoring/Documents/MMR%202020%20Summary%20-%20Final.pdf

[15] https://tradingeconomics.com/commodity/eu-natural-gas

[16] https://ycharts.com/indicators/japan_liquefied_natural_gas_import_price

[17] https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/rngwhhdm.htm O máximo mensal no Henry Hub foi registado em Outubro de 2005: 46 USD/MWh. O máximo diário foi registado em 18 de Fevereiro de 2021: 81 USD/MWh. O mínimo diário foi registado em 21 de Setembro de 2020: 4,5 USD/MWh.

[18] https://www.eia.gov/dnav/ng/hist/n9133us3m.htm

[19] https://www.naturalgasintel.com/european-natural-gas-prices-hit-record-creating-big-arbitrage-opportunity-for-u-s-lng/[6] CE COM(2022) 108 final de 08.03.2022: “The company displays unusual business behaviour, and the average filling level of EU Gazprom-operated storage is around 16%, whereas non-Gazprom storage is at 44%.” Mesmo este valor de 44% é bastante inferior aos valores habituais nesta época do ano.

[20] CE COM(2022) 108 final de 08.03.2022: “The company displays unusual business behaviour, and the average filling level of EU Gazprom-operated storage is around 16%, whereas non-Gazprom storage is at 44%.” Mesmo este valor de 44% é bastante inferior aos valores habituais nesta época do ano.

[21] COMMUNICATION FROM THE COMMISSION TO THE EUROPEAN PARLIAMENT, THE EUROPEAN COUNCIL, THE COUNCIL, THE EUROPEAN ECONOMIC AND SOCIAL COMMITTEE AND THE COMMITTEE OF THE REGIONS

REPowerEU: Joint European Action for more affordable, secure and sustainable energy. COM(2022) 108 final de 08.03.2022

[22] CE Comunicado de imprensa IP/22/1511, de 8 de Março de 2022.