Uma projeção aponta que se o
mundo agir de forma que consiga limitar o aquecimento global a 2°C até 2050, a
escala da mudança revolucionará o setor de energia. A eletrificação progressiva
pressionará a demanda por hidrocarbonetos na matriz energética, o que levará a
uma quase eliminação de seus mercados. Assim como o consumo, diminuirá o poder
dos principais produtores de petróleo. A demanda de gás permanecerá resiliente,
mas os modelos de negócios precisarão evoluir, aponta a consultoria Wood
Mackenzie.
Segundo a vice-presidente de
Macro Oils, Ann-Louise Hittle, o cenário de transição de energia acelerada,
chamado de AET-2, dá uma indicação de como a demanda, o fornecimento e os
preços de energia mudarão se a política e a tecnologia forem rapidamente
implantado para reduzir as emissões de gases de efeito estufa, em linha com o
Acordo de Paris. Se houver o avanço esperado, a matriz energética mudará
profundamente.
No cenário AET-2 da WoodMac,
a demanda de petróleo cairá e, com isso, os preços do petróleo. Na análise é
considerado que a OPEP tem uma participação no mercado de petróleo de mais de
50% em 2050, mas menos controle. Isso porque essa redução projetada é acentuada
e impede que os principais produtores gerenciem o mercado e preços da maneira
como fazem atualmente. Apesar de perder sua capacidade de estabelecer preços,
no entanto, os produtores de baixo custo da Opep no Oriente Médio continuam
sendo os principais fornecedores de petróleo.
A estimativa é de que a
demanda de petróleo comece a cair já a partir de 2023. Logo depois, o declínio
acelera para quedas anuais de 2 milhões de barris por dia, reduzindo a demanda
para cerca de 35 milhões de barris por dia em 2050. Consequentemente, os preços
do petróleo começam a cair no final desta década. Em 2030, sob o AET-2, o Brent
pode atingir a média de US$ 40 por barril ante os US$ 60 a US$ 70 de hoje em
dia. Em 2050, o Brent pode cair para US$ 10 a US$ 18.
Mesmo com a queda do consumo de petróleo e seus derivados a estimativa é de que a demanda de gás permaneça. Esse comportamento é devido por conta da substituição do carvão por gás para geração de energia, principalmente na Ásia. Somente ali o potencial de redução das emissões é de 8% no cenário analisado.
Recuperação da demanda por petróleo pode levar alguns anos.
Segundo Massimo Di-Odoardo,
vice-presidente da Global Gas & LNG, o desenvolvimento em grande escala de
captura de carbono no setor industrial e de energia oferece suporte ao gás,
enquanto a implantação do hidrogênio azul é um segmento de crescimento de gás.
E como há resiliência na demanda é necessário investimento para o fornecimento,
o que deverá ser um dos pilares responsáveis por manter o preço.
Na América do Norte, os
preços baixos do petróleo levam à redução da produção reduzindo a
disponibilidade de gás associado barato. Com isso, estima que deverá ocorrer a
produção de volumes de gás seco com maior valor para atender à demanda. A
análise da WoodMac mostra preços do Henry Hub sendo negociados a US$ 3 a US$ 4
por mil pés cúbicos, semelhante à visão do caso-base que a consultoria
desenvolveu.
No mercado global de GNL,
continua, a demanda de gás asiático leva à dependência de 290 milhões de
toneladas por ano de fornecimento, incluindo insumo dos EUA de custo mais alto.
Como resultado, os preços saltam para US$ 8 a US$ 9 por milhão de BTUs em 2040.
Só depois de 2040, quando a demanda global de gás começa a diminuir, que os
preços de Henry Hub e do gás liquefeito começam a diminuir devido ao aumento da
competição de fornecimento.
A estimativa é de que um
mundo no cenário AET-2 exigiria US$ 330 bilhões para apoiar o crescimento de
GNL globalmente e US$ 700 bilhões para apoiar o desenvolvimento de gás seco na
América do Norte.
Contudo, destacou a
consultoria, os modelos de negócios sob AET-2 precisarão evoluir para manter as
margens e a capacidade de levantar capital em um mundo de baixo carbono. E mais,
os vendedores precisarão se concentrar no fornecimento de baixo custo e baixo
carbono, bem como nas reduções de emissões.
E completa ao indicar que o
cenário AET-2 é “sombrio para o setor downstream. A modelagem de cenário mostra
que, em 2050, nossa margem de refino bruta composta global é negativa”. E
ainda, “o cenário indica que apenas os ativos mais competitivos permanecem
viáveis, ganhando margens talvez US$ 5/ bbl abaixo dos níveis de 2019. O setor
de refino diminuiu para um terço de sua capacidade atual. Cada local se
encontra em uma competição feroz por combustíveis para transporte em um mercado
global em declínio”.
E termina ao apontar que o cenário veria o fim do ‘Big Oil’ e a ascensão do ‘Big Energy’, ou seja, empresas integradas financeiramente fortes aumentam seus planos de investimento para complementar a receita decrescente de upstream com novo fluxo de caixa de energias renováveis, hidrogênio e CCS.
Plataformas de petróleo na baía da Guanabara, no Rio de Janeiro.
Combustível fóssil terá auge
de consumo em 2023, diz consultoria.
Estudo indica que, a partir
de 2030, fontes de energia renováveis superarão as fósseis. (canalenergia)
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