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A FESTA ACABOU.

A Agência Internacional de Energia disse que a festa acabou

Serão necessários cerca de 48 trilhões em investimentos até 2035 para cobrir as crescentes necessidades energéticas mundiais, segundo disse a AIE.


Richard Heinberg (*)

 
Arquivo

A Agência Internacional de Energia (AIE, ou IEA, em sua sigla em inglês) acaba de publicar um relatório especial intitulado “Perspectivas mundiais de investimento em energia”, que deveria fazer com que os políticos começassem a se desesperar correndo em busca da saída – se quiserem ler as entrelinhas e ver o informe no contexto das tendências financeiras e geopolíticas atuais.

Serão necessários 48 trilhões em investimentos até 2035 para cobrir as crescentes necessidades energéticas mundiais, segundo disse a AIE na última terça-feira em Paris. A diretora-executiva da AIE, Maria van der Hoeven, declarou que a confiabilidade e a sustentabilidade dos futuros abastecimentos de energia dependem de um alto nível de investimento. “Mas isso não se materializará, a menos que esteja em funcionamento um marco político crível, assim como um acesso estável a fontes financeiras a longo prazo”, disse. “Nenhuma dessas condições deveria ser dada por garantidas”.

E aqui segue um pouco do contexto que falta ao informe da AIE: a indústria do petróleo, na realidade, está reduzindo custos no investimento upstream (em busca de novas jazidas e perfuração). Por quê? Os preços mundiais do petróleo – que, com o preço atual por barril entre dos 90 a 110 dólares, estão em níveis historicamente altos – são, no entanto, muito baixos para justificar a afronta a uma geologia cada vez mais exigente. A indústria precisa de um preço do petróleo de pelo menos 120 dólares por barril para financiar a exploração no Ártico e em alguns campos ultraprofundos. E não nos esqueçamos: os tipos de juros atuais são ultrabaixos (graças ao quantitative easing da Reserva Federal), de modo que conseguir investimentos de capital deveria ser mais fácil agora do que nunca. Se acaba o QE e os tipos de juros sobem, a capacidade da indústria e dos governos de aumentar o investimento em capacidade de produção de energia diminuirá no futuro.
 
Outros pontos do informe deveriam provocar igualmente um ataque de nervos nos políticos.
 
A bolha da rocha está se destruindo. Em 2012, a AIE previa que as taxas de extração de petróleo das formações rochosas nos EUA (principalmente, em Bakken, na Dakota do Norte e Eagle ford, no Texas) continuarão crescendo durante muitos anos, superando os EUA e a Arábia Saudita na taxa de produção de petróleo para 2030 e se transformando em um exportador neto de petróleo para 2030. Em seu novo informe, a AIE disse que a produção de tight oil nos EUA começará a diminuir por volta de 2020. Alguém até poderia pensar que o pessoal da AIE andaram lendo as análises do Post Carbon Institute sobre as previsões de tight oil e gás de rocha! http://www.shalebubble.org. É uma bem-vinda dose de realismo, embora a AIE provavelmente siga pecando pelo otimismo: nossa própria leitura dos dados sugere que o declínio começará antes e será mais abrupto.

Ajude-nos, OPEP! Você é nossa única esperança!
 
Isto é o que Wall Street Journal coloca em seu artigo sobre o relatório: “Uma agência de controle de energia de máximo nível disse que o mundo precisará de mais petróleo do Oriente Médio na próxima década, à medida que o boom nos EUA diminua. Mas a Agência Internacional de Energia avisa que pode ser que os produtores do Golfo Pérsico não consigam cobrir a brecha arriscando preços do petróleo mais altos”.

Vejamos: Como está a OPEP nesses dias? Iraque, Síria e Líbia estão em um caos político. O Irã definha sob as sanções comerciais dos EUA. As reservas de petróleo da OPEP continuam ridiculamente sobre-estimadas. E ainda que os sauditas compensem o declínio dos velhos campos de petróleo, colocando em produção novos locais, estão ficando sem novos campos para desenvolver. Dessa forma, parece que o risco de preços de petróleo mais altos é bastante grande.

Uma previsão de preços: “O quê, isso me preocupa?” (Frase célebre pronunciada pelo menino mascote da revista de humor MAD). Apesar de todos esses desenvolvimentos funestos, a AIE não apresenta nenhuma mudança em relação a sua previsão de preços de petróleo de 2013 (isto é, um aumento gradual dos preços do petróleo mundial a 128 dólares por barril para 2035). O novo informe disse que a indústria do petróleo terá que aumentar seu investimento em upstream no período previsto em 2 bilhões de dólares sobre as previsões anteriores de investimento da AIE.

De onde se supõe que a indústria petroleira vai deduzir que esses 2 bilhões de dólares saiam senão de preços significativamente mais altos? (Mais altos a curso prazo, talvez, do que a previsão de preços em longo prazo da AIE de 129 dólares por barril e subindo). Essa previsão de preços é obviamente pouco confiável, mas isso não é nada novo. A AIE vem publicando previsões de preços absurdamente equivocadas durante toda a década passada. De fato, se o enorme aumento de investimento em energia recomendado pela AIE for feito, tanto a energia elétrica como o petróleo serão muito menos acessíveis. Para uma economia mundial estritamente atada à conduta dos consumidores e dos mercados, uma economia já em estancamento ou contração, as limitações energéticas significam uma coisa e apenas uma: tempos difíceis.

E o que acontece com as energias renováveis?
 
A AIE prevê que apenas 15% dos 48 bilhões necessários irão para energias renováveis. Todo o demais é necessário apenas para remendar nosso atual sistema energético de petróleo-carnobo-gás de forma que não acabe na sarjeta por falta de combustível. Mas, quanto investimento seria necessário se a mudança climática fosse levada a sério? A maior parte das estimativas se referem apenas à eletricidade (isto é, passam por cima do crucial e problemático setor do transporte) e ignoram a questão da taxa de retorno energético. Inclusive quando simplificamos artificialmente o problema dessa forma, 7,2 bilhões divididos ao longo de vinte anos simplesmente não são suficientes. Um pesquisador estima que os investimentos terão que subir entre 1,5 a 2,5 bilhões por ano. De fato, a AIE está nos dizendo que não temos o que nos falta para manter nosso atual regime energético e provavelmente não vamos investir o suficiente para mudar para outro.

Se você olhar para as tendências citadas e ignoradas e para as enganosas previsões de preços explícitas, a mensagem da AIE é clara: a estabilidade continuada dos preços do petróleo parece problemática. E com os preços dos combustíveis fósseis altos e voláteis, os governos provavelmente terão mais dificuldade de dedicar o capital de investimento progressivamente escasso ao desenvolvimento de nova capacidade energética renovável.

Quando ler esse informe, imagine-se na pele de um político de alto nível. Você não vai querer começar a pensar em uma aposentadoria antecipada?


(*) Ecólogo e professor universitário norte-americano, especializado em temas relacionados aos aspectos ambientais e sociais do uso de energias e suas fontes e, em particular, os relacionados às consequências resultantes das teorias do esgotamento do petróleo.


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GASODUTOS – Resposta ao jornal O Globo.

Blog Fatos e Dados

Gasodutos: resposta ao jornal O globo

 

 

Leia a resposta que enviamos ao jornal O Globo a respeito de oferta de gás e malha de gasodutos:

Pergunta: Estamos fazendo matéria de fim de semana sobre o futuro do gás natural no mercado brasileiro. Já recebemos algumas respostas da Petrobras  relativas a algumas perguntas solicitadas pelo Bruno na semana passada, que serão utilizadas. Bom, mas temos uma pergunta a mais sobre esse assunto, considerando a recente declaração do diretor Alcides Santoro:

Segundo o Plano de negócios 2014/18, a previsão é de aumentar a oferta da ordem de 118 milhões de m3/dia previstos para 2014, para 168 milhões m3/dia em 2030. Isso quer dizer que a atual malha é suficiente para esse aumento? Ou algum investimento terá que ser feito em termos de infraestrutura (gasodutos e UPGNs para levar o gás até a malha de distribuição?

Resposta: No horizonte de 2030, para uma oferta projetada de R$ 168 milhões de m³/dia, projetamos uma demanda de 143 milhões m3/dia, sendo parte destinada a consumo próprio em unidades pertencentes à Petrobras. O atendimento à demanda das distribuidoras e a novas usinas termelétricas será garantido por novos pontos de entrega e estações de compressão, não necessitando nenhum investimento na malha de gasodutos de transporte.

No Plano de Negócios e Gestão (PNG) 2014-2018, 50% do total de investimentos previstos para a área de G&E referem-se ao tratamento e escoamento do gás natural nacional oriundo do pré-sal. A malha de gasodutos foi projetada para atendimento pleno da demanda no longo prazo e há investimentos da ordem de US$ 590 milhões alocados para garantia da continuidade, confiabilidade e segurança operacionais da infraestrutura logística de atendimento em todo o horizonte do Plano.

Obs: A matéria “Ofertade gás crescerá 68%, mas faltam gasodutos” (versão online) foi publicada pelo veículo nesta terça-feira (17/06).


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GÁS NATURAL – Demanda chinesa deve dobrar até 2019.

AIE diz que demanda chinesa de gás natural deve dobrar até 2019

A demanda chinesa de gás natural deve quase dobrar até 2019, compensando um crescimento mais lento na Europa e em outros lugares, informou ontem a Agência Internacional de Energia (AIE) em seu relatório anual de médio prazo sobre o mercado de gás. A demanda de gás global deverá subir 2,2% por ano até o fim de 2019 em comparação com a alta de 2,4% projetada na estimativa do ano passado.
O gás natural liquefeito (GNL) vai atender grande pane desta demanda, com novos gasodutos ganhando relevância. Em uma mudança diante da dominação tradicional de fornecedores estatais, operadores do setor privado na Austrália, Canadá e Estados Unidos devem liderar a expansão do comércio de GNL, que deve ter crescimento de 40%, atingindo 450 bilhões de metros cúbicos até o fim de 2019.
Metade de todas as novas exportações de GNL virá da Austrália, enquanto a América do Norte será responsável por cerca de 8% do comércio global do gás em 2019, informou a AIE.
“Estamos entrando na era de mercados muito mais eficientes de gás natural, com benefícios adicionais para a segurança energética”, disse a diretora executiva da AIE, Maria van der Hoeven. “Enquanto o crescimento da demanda é impulsionado pela região da Ásia e do Pacífico e especialmente pela China, o crescimento da oferta para o comércio internacional de gás é dominado por investimentos privados em GNL na Austrália e na América do Norte”.
Preços
No entanto, os altos preços do GNL estão ameaçando afetar a demanda e isso pode abrir a porta para o aumento do uso de carvão, acrescentou. Os setores
de energia, indústria e transporte da China vão impulsionar a demanda global de gás chinês para 315 bilhões de metros cúbicos em 2019, um aumento de 90% ao longo do período de previsão, disse o relatório.
Ainda que a China continuará a ser um importador significativo, metade de sua nova demanda de gás será atendida por recursos internos, cuja maioria é não convencional. A produção chinesa deverá crescer 65%, para 193 bilhões de metros cúbicos em 2019, de 117 bilhões de metros cúbicos em 2013, segundo o relatório.
Enquanto isso, na Europa, não se espera que o consumo se recupere para o seu pico de 2010 durante os próximos cinco anos devido ao fraco crescimento da demanda de energia e apoio do governo para as energias renováveis. Além disso, não haverá diversificação significativa do abastecimento de gás da Europa até o final da década, segundo o relatório.
Fonte: Agência Estado


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PETROBRAS – Produção de concorrentes poderá beneficiar a Petrobras.

Companhia avalia que poderá se beneficiar nos próximos anos do crescimento da produção de petróleo de concorrentes
A Petrobras avalia que poderá se beneficiar nos próximos anos do crescimento da produção de petróleo de concorrentes e sócias instaladas no Brasil, ao aumentar suas compras de óleo no mercado interno em meio à expansão de seu parque de refino.
Aliada ao crescimento de sua própria produção, essa poderia ser uma alternativa para a Petrobras reduzir as importações, que têm afetado negativamente as suas finanças e o resultado da balança comercial do país.
O volume adquirido atualmente no mercado interno é ainda muito pequeno, menos de 1 por cento da produção nacional, mas a estatal tem interesse em absorver parte da produção crescente das demais empresas que operam no país.
A produção dessas petroleiras saltou 164 por cento em abril, na comparação com o mesmo período do ano passado, para 393,6 mil barris de óleo equivalente ao dia (boe/d), segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), enquanto a extração da Petrobras cresceu 1,3 por cento na mesma comparação, para 2,273 milhões de boe/dia.
“A Petrobras tem interesse em absorver esses volumes, e espera aumentar suas compras na medida em que essas produções se tornarem mais significativas”, disse a estatal, acrescentando que com o aumento da sua capacidade de refino, a empresa se beneficiará da maior disponibilidade de matéria-prima para suprir seu sistema.
A empresa comprou de terceiros, parceiros ou não, cerca 15,8 mil barris por dia em 2013, ante uma produção nacional de quase 2 milhões de barris/dia.
Com um crescimento expressivo da produção das outras petroleiras que atuam no Brasil, a participação da Petrobras no total produzido de petróleo e gás no país recuou para 85,2 por cento da extração nacional em abril, ante uma fatia de 93,8 por cento uma ano antes.
Importações
A Petrobras ressaltou que por enquanto as suas importações de petróleo não têm caído de forma relevante. “Tomando-se por base o período de janeiro a abril, a diferença do volume de petróleo importado entre 2013 e 2014 foi aproximadamente de 3 por cento”, afirmou em nota enviada à Reuters.
Compras de combustíveis no mercado internacional, a preços superiores aos de venda no mercado interno, estão por trás de perdas gigantes da estatal na sua divisão de abastecimento.
A definição da quantidade de petróleo importado depende do volume de petróleo nacional produzido pela estatal e do nível de processamento de óleo cru nas refinarias, que têm operado a pleno vapor para fazer frente ao consumo interno.
A Petrobras destacou que possui um parque de refino, com unidades distribuídas pelo país, com capacidade de processamento de petróleo superior a 2 milhões barris por dia, com perspectivas de expansão.
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Ao final de 2014, deverá entrar em operação unidade da Refinaria do Nordeste (Rnest), com capacidade para 115 mil barris/dia. A segunda unidade da Rnest, em Pernambuco, não deve começar antes de meados de 2015.
Uma unidade de refino no Comperj, no Rio de Janeiro, deve começar a produzir em 2016.
Com o crescimento na produção no país projetado para este ano, após dois anos de recuo na extração, a estatal disse que prevê elevar suas exportações em 2014, após ter exportado quase 200 mil barris/dia de petróleo em 2013. A empresa não fez uma estimativa do aumento.
Fonte: Reuters


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BALANÇO ENERGÉTICO NACIONAL.

Balanço Energético Nacional de 2013 aponta redução das fontes não renováveis e aumento das emissões de gases poluentes na geração e consumo de energia no país.

Nicola Pamplonanicola.pamplona@brasileconomico.com.br

A escassez de chuvas, aliada à dificuldade cada vez maior para construir hidrelétricas com reservatórios no Brasil, reduziu ainda mais a participação das fontes renováveis na matriz energética brasileira em 2013. Os dados são da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que aponta uma queda da participação dos renováveis na oferta de energia do país para 41%, ante os 42,3% registrados em 2012. Foi o segundo ano seguido de queda, o que vem contribuindo para o aumento de 7% das emissões de gases poluentes pelo setor energético nacional. Em 2013, calcula a EPE, a oferta interna de energia cresceu 4,5%, para 296,2 milhões de toneladas de petróleo equivalente.
“Gás natural, petróleo e derivados responderam por 80% deste incremento. Isto se deveu basicamente à redução na oferta interna de hidroeletricidade com consequente aumento de geração térmica, seja gás natural, carvão mineral ou óleo”, diz o texto de apresentação do Balanço Energético Nacional (BEN) 2013, lançado esta semana pela EPE. “Outro aspecto refere-se ao consumo do setor de transporte, que pelo segundo ano consecutivo cresceu significativamente”, completa. Com a expansão da frota de automóveis, o consumo de energia por este segmento apresentou crescimento de 5,2% com relação ao ano anterior.
Apesar do crescimento das vendas de etanol, provocado pelo aumento da mistura na gasolina, o segmento de transportes é também o maior poluidor do país, responsável por 46,9% das emissões de gás carbônico provocadas pela ação do homem, ou 215,3 milhões de toneladas de dióxido de carbono (CO). “Em termos de emissões por habitante, cada brasileiro, produzindo e consumindo energia em 2013, emitiu em média 2,3 toneladas de CO equivalente, ou seja, cerca de 8 vezes menos do que um americano e 3 vezes menos do que emite um europeu ou um chinês”, destaca a EPE. A entidade não abre os dados sobre emissões do setor elétrico, mas o crescimento das fontes não renováveis indica que também houve crescimento.
Segundo o BEN, houve um aumento de 3,6% no consumo de energia elétrica no ano passado, com maior participação de gás natural, derivados de petróleo, energia eólica e carvão entre as fontes de suprimento. A fatia das fontes renováveis na geração de eletricidade caiu, pela primeira vez, para abaixo dos 80% — foi de 79,3%, contra 84,5% no ano anterior. “É um problema gerado pela crise hidrológica, que ficou abaixo da média em 2013, levando o governo a usar mais térmicas para poupar água nos reservatórios”, comenta Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor de Energia Elétrica do Instituto de Economia da UFRJ (Gesel). “Mas é fato também que a dificuldade em termos reservatórios contribui para piorar o quadro, já que os estoques de água são cada vez menores”, completa ele.
De fato, o BEN 2013 aponta uma queda de 5,4% na oferta de energia hidráulica em 2013. Já a oferta por térmicas movidas a carvão e gás natural cresceu 75,7% e 47,6%, respectivamente. A energia eólica, que vem apresentando crescimento vertiginoso nos últimos anos, registrou alta de 30,2%. Como resultado, a fatia da energia hidráulica na matriz elétrica brasileira caiu de 76,9% em 2012 para 70,6% no ano passado. A tendência deve se manter este ano, diante da necessidade de manter as térmicas em operação para poupar água nos reservatórios, estratégia que tem levado o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) a reduzir as vazões em algumas barragens.
Projeções do mercado apontam para o incremento de fontes não renováveis também nos próximos anos, como alternativa para driblar a dificuldade na construção de novas hidrelétricas na Amazônia, última fronteira energética do país. O governo tem, inclusive, adotado medidas para melhorar a atratividade de térmicas a gás natural, para evitar que a expansão fique dependente de fontes mais poluentes. Para o próximo leilão com entrega em cinco anos (A-5), o preço-teto foi aumentado, de forma a permitir a participação de usinas com gás natural importado, mais caro do que o produzido no país.
Embora reconheça que as emissões de gases poluentes pelo setor energético brasileiro vêm apresentando crescimento, a EPE destaca que os volumes emitidos no país ainda estão bem abaixo dos verificados nos Estados Unidos, União Europeia e China. Em 2013, o indicador de emissões per capita no Brasil chegou a 2,3 toneladas de CO por habitante, contra 16,9 toneladas de CO por habitante nos Estados Unidos, 7 toneladas na Europa e 5,9 na China. “Apesar do aumento da geração térmica, o setor elétrico brasileiro emitiu, em média, apenas 115 kg de CO para produzir 1 MWh. É um índice ainda muito baixo quando se estabelece comparações internacionais. Por exemplo, os setores elétricos americano e chinês emitem, respectivamente, 9 e 14 vezes mais”, completa o documento.
Consumo per capita cresceu 31% nos últimos 13 anos
O crescimento da renda dos brasileiros levou o consumo per capita de energia no país a atingir 3 mil quilowatts-hora (kWh) no ano passado, um crescimento de 31% com relação ao valor verificado no início do século. Ainda baixo em relação a países desenvolvidos, o consumo per capita brasileiro foi impulsionado, segundo analistas, por políticas de distribuição de renda, eletrificação rural e incentivos para as compras de eletrodomésticos. Já o indicador de consumo por PIB vem se mantendo estável, tendo fechado o ano em 272 kWh por cada US$ 1 mil.
“Com o crescimento da renda, a população certamente consome mais energia. Por outro lado, a economia tem crescido em ritmo lento, o que explica o indicador de consumo de energia por PIB”, explica Nivalde de Castro, do Grupo de Estudos do Setor Elétrico do Instituto de Economia da UFRJ (Gesel). Entre 2000 e 2013, o consumo de energia por PIB cresceu apenas 2,25%. Segundo o Balanço Energético Nacional 2013, da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), os dois indicadores tinham desempenho semelhante até o início dos anos 2000 e começaram a se distanciar a partir de 2010, quando o consumo per capita intensifica o ritmo de crescimento.
Os últimos indicadores do mercado de energia no Brasil indicam que a tendência se manterá este ano. De acordo com a própria EPE, o consumo residencial tem puxado o desempenho do setor em 2014, enquanto a indústria se mantém estável. Entre janeiro e abril, o segmento residencial apresentou alta de 8,6%, na comparação com o primeiro quadrimestre do ano anterior, atingindo 45,6 mil megawatts-hora (MWh). Já o segmento industrial registrou queda de 0,16% no mesmo período, para 59,8 mil MWh.
As maiores taxas de crescimento do consumo residencial têm se dado em regiões mais beneficiadas com as políticas de distribuição de renda: na região norte, por exemplo, a alta foi de 15% no primeiro quadrimestre. O consumo per capita brasileiro, porém, ainda está muito abaixo do verificado em países desenvolvidos. Equivale, por exemplo à metade do indicador da Alemanha e quase quatro vezes menor do que os Estados Unidos — que, segundo dados do Banco Mundial, tinham em 2011 um consumo per capita de energia de 7,1 mil kWh e 13,2 mil kWh, respectivamente.


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PETRÓLEO – Brasil será exportador na próxima década.

Brasil será exportador de petróleo na próxima década

Segundo a Agência Internacional de Energia, o Brasil será em 2035 o sexto maior produtor petróleo no mundo, com a participação de 6,1%
Entre 2020 e 2030, a produção total de petróleo no Brasil (Petrobras + terceiros + governo) será de 5,2 milhões de barris/dia. Deste total, o pré-sal responderá por 3,2 milhões. Já a demanda média de derivados chegará a 3,4 milhões de barris/dia.
Nesta conta, o Brasil terá excedente de 1,8 milhão de barris de petróleo por dia, o que deverá colocar o País no seleto grupo de países exportadores de petróleo.
Segundo a Agência Internacional de Energia, o Brasil será, em 2035, o sexto maior produtor petróleo no mundo, com a participação de 6,1% no cenário internacional.
De acordo com a projeção de agências internacionais independentes (com modelos próprios de análise), em 2035, a Arábia Saudita continuará sendo o maior produtor mundial com 12,4% do mercado.
Em seguida, estarão EUA (2º), Rússia (3º), Canadá (4º), Iraque (5º) e Brasil (6º). Hoje, o Brasil ocupa a 13ª posição no ranking dos grandes produtores de petróleo.
Pré-sal
Produzir petróleo a 7 mil metros de profundidade é resultado de muita pesquisa e de uma experiência bem-sucedida em águas profundas. Hoje a produção do pré-sal é uma realidade, que leva o País a uma posição estratégica frente à grande demanda de energia mundial das próximas décadas.
Desde que começou a produção no pré-sal, em 2008, foi superado 100 milhões de barris de petróleo. Diariamente são mais de 400 mil barris, nas bacias de Santos e de Campos. Em 2018, 52% da nossa produção total de óleo virá do pré-sal.
Para conseguir descobrir essas reservas e operar com eficiência em águas ultraprofundas, a Petrobras desenvolveu tecnologia própria e atua em parceria com universidades e centros de pesquisa.
Foi contratada sondas de perfuração, plataformas de produção, navios, submarinos, com recursos que movimentam toda a cadeia da indústria de energia. Por isso, os investimentos na área do pré-sal se ampliam cada vez mais e chegarão a US$ 82 bilhões até 2018.
Fonte:Agência Petrobras/por Portal Brasil


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MERCADO DE GAS A MÉDIO PRAZO.

‘Golden Age’ of gas coming to China, IEA says in latest five-year outlook

Near-doubling of Chinese demand for gas by 2019 offsets slowdown in other regions

Driven by booming demand, the “Golden Age” of natural gas that is now firmly established in North America will expand to China over the next five years, the International Energy Agency (IEA) said in its 2014 Medium-Term Gas Market Report released today. The projected near-doubling of Chinese gas demand through 2019 compensates for a slight slowdown in growth in many other areas of the the world, the report said.
The annual report, which gives a detailed analysis and five-year projections of natural gas demand, supply and trade developments, sees global demand rising by 2.2 percent per year by the end of the forecast period, compared with the 2.4 percent rate projected in last year’s outlook.
Liquefied natural gas (LNG) will meet much of this demand, with new pipelines also playing a role. In a shift away from the traditional dominance of state-owned suppliers, private-sector operators in Australia, Canada and the United States are taking the lead in the expansion of the LNG trade, which is expected to grow by 40% to reach 450 bcm by 2019. Half of all new LNG exports will originate from Australia, while North America will account for around 8% of the global LNG trade by 2019.
“We are entering the age of much more efficient natural gas markets, with additional benefits for energy security,” IEA Executive Director Maria van der Hoeven said as she presented the report at the Conference of Montreal. “While demand growth is driven by the Asia-Pacific region – and especially China – supply growth for the international gas trade is dominated by private investments in LNG in Australia and North America.”
Despite the projected growth in gas demand and production, the IEA Executive Director said warning lights were flashing.
“High LNG prices are threatening to crimp demand as many countries are increasingly unwilling, or unable, to afford these supplies – and that could open the door to coal,” she continued. “Looking ahead, unless we see timely investment in new production and LNG facilities and the reversal of the recent cost inflation of LNG, only a very strong climate policy commitment could redirect Asia’s coal investment wave to gas.”
In China, where air quality concerns are prompting the government to adopt tough plans to reduce pollution, gas is emerging as a major part of the solution. The power, industrial and transport sectors will drive overall Chinese gas demand to 315 bcm in 2019, an increase of 90% over the forecast period, the report said. While China will remain a significant importer, half of its new gas demand will be met by domestic resources, most of them unconventional: Chinese production is set to grow by 65%, from 117 bcm in 2013 to 193 bcm in 2019.
In contrast to the dynamic growth projected in Asia, the report paints a starkly different picture in Europe. Due to low power demand growth and robust policy support for renewable energy, European gas consumption will not recover to its 2010 peak over the next five years. Moreover, there will be no meaningful diversification of European gas supplies through the end of the decade, according to the report.
The report said that despite abundant geological resources, the Middle East will struggle to achieve its full production potential – with some countries even experiencing gas shortages. The main reason for this is unrealistically low regulated gas prices that hinder upstream investment and encourage wasteful consumption.
The Medium-Term Gas Market Report is part of a series of annual reports the IEA devotes to each of the main primary energy sources: oil, gas, coal, renewable energy and – as of last year – energy efficiency.