Sejam bem-vindos. Começa aqui mais um episódio de "ADN da Energia", um podcast do Observador em parceria com a Galp. Hoje vamos falar de mercados da energia, onde se compram e vendem, as fontes originais, como se formam os preços. Enfim, vamos um pouco viajar até a origem disso tudo. E vamos fazê-lo com Pedro Patrocínio, é responsável pelo Trading Oil da Galp. Pedro Patrocínio, obrigado pela disponibilidade, por estar conosco. Vamos então olhar para o início disso tudo, olhando para o petróleo e derivados, como é que se organizam os grandes centros de distribuição? No fundo, tudo começando aqui, onde é que se compra e vende esta forma de energia?

Antes de tudo, queria agradecer o convite para estar aqui, para falar de mercados de energia mundiais. A nível do oil, mas é semelhante também a gás e eletricidade, eu diria que a compra e venda ocorre basicamente em dois tipos de mercados. Um eu chamaria o mercado bilateral, onde são compradas cargas à vista, que é o que também se chama o mercado spot, que é de empresa para empresa.

E o spot significa que é para entrega imediata?

É para entrega imediata, exatamente. Pode ser para entrega futura, mas a meses à frente, apenas, nada de muito mais longo prazo. Portanto, temos o mercado bilateral e depois temos o mercado das bolsas energéticas.

O bilateral, então, é empresa a empresa?

É empresa a empresa.

No caso, a Galp com outra empresa do setor, eventualmente.

Faz-se uma negociação específica ou para uma carga ou para um conjunto de cargas, mas é bilateral e é eminentemente o mercado físico, onde ocorre, de fato, a entrega desse produto.

Da mercadoria mesmo. Toma lá os dinheiros, dá cá a mercadoria, basicamente.

Isso. Em alternativa, depois, temos o mercado das bolsas energéticas, que também podem ter entrega física, em que aí já é uma compra a prazo, é uma compra para o futuro. E temos bolsas onde ocorre uma entrega física quando o contrato expira. No fim do mês a que esse contrato se refere, quem estiver na posse desse contrato recebe uma carga física. Existem outras bolsas que são puramente financeiras, que não são mais do que instrumentos de gestão de preço.

Portanto, a ideia nessas bolsas puramente financeiras não é de fato entregar ou receber matéria-prima, mas é, no fundo, equilibrar preços, é isso?

É isso. Estas bolsas são importantes. Aquelas que são puramente financeiras e que fazem, acima de tudo, uma gestão de preço, uma gestão de pricing. Elas são importantes quer para o mercado do dia a dia, porque podemos sempre fazer um equilíbrio entre a posição física e uma financeira, no fundo, fazer gestão de pricing. É como se fosse um seguro. Mas é importante também, no mais longo prazo, para viabilizar investimentos. Eu, para fazer um investimento hoje, é porque tenho uma perspectiva futura de rentabilidade. Essas bolsas energéticas, ao irem mais para o longo prazo, permitem-me fazer uma gestão, um lock-in desses económicos futuros.

No fundo, garantir já hoje que no futuro vai ter aqueles preços, aquelas condições de mercado, que é para não ser surpreendido. Até porque, já agora, essa garantia de preço é importante, porque a ideia de empresas que atuam no setor não será tanto ganhar ou vender com isso, mas garantir um fornecimento constante de matéria-prima em boas condições financeiras, é isso?

Sim, quer para as empresas, quer para o consumidor, acho que a previsibilidade de preço e a estabilidade também dos mesmos, é do interesse de ambos. Não é positivo um período longo de preços baixos, por quê? Porque não fomenta o investimento.

A extração e a produção, claro.

Exatamente. Vai ser prejudicial depois para o mercado. Mas um período também de preços muito altos também não é favorável, porque não só penaliza o consumidor como também fomenta o investimento em vias alternativas. No fim do dia, também penaliza a empresa, porque no futuro terá uma menor procura pelo seu produto.

Logo no início desta conversa, o Pedro disse que havia duas formas, os mercados, as bolsas, de alguma maneira, mas também o mercado bilateral. O que é mais esmagador aqui, que tem mais peso, as bolsas?

Sim, claramente.

Claramente. Portanto, o bilateral são exceções.

O bilateral é o que verdadeiramente movimenta no dia a dia a mercadoria.

Movimenta fisicamente.

Fisicamente.

Que eu levo de sítio A para sítio B naqueles grandes petróleos.

Nós temos hoje uma produção mundial de crude que anda volta dos 100 milhões de barris/dia. Estes 100 milhões de barris/dia são transacionados dia a dia neste mercado bilateral. Nas bolsas energéticas, ele é transacionado múltiplos desta produção diária, porque não se está a negociar apenas o dia de hoje, está-se a negociar meses ou anos à frente. Portanto, múltiplos dessa produção diária.

Para a tal garantia futura de preço.

Exato.

E nesses mercados, quem são os grandes produtores e quem são os maiores consumidores ou compradores, se quisermos?

Certo. A nível de produção, eu não vou falar agora de quem é que atua nestes mercados, nas bolsas energéticas, já vamos lá Mas a nível de grandes produtores e grandes consumidores, temos os nomes habituais. A nível de produção, temos os Estados Unidos, a Arábia Saudita, uma Rússia.

Os países da OPEP, de alguma maneira, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo.

Exatamente. Que tem o seu papel também. Podemos falar depois, mais à frente, sobre o papel de equilíbrio que essa organização tem. Temos os Estados Unidos, temos a Arábia Saudita, temos o Iraque, temos o Canadá. A nível de consumidores, temos então os Estados Unidos.

Enquanto países, não é?

Enquanto países. Aqui surge a China, surge a Índia e surge o Japão.

Que são os países ou com mais população ou com maior consumo.

Sim, com maior necessidade de energia primária. Mas obviamente aqui falamos de países. Não de agentes. Nestas bolsas energéticas estão os produtores, que muitas vezes são empresas nacionais destes países, uma Saudi Aramco na Arábia Saudita, por exemplo, mas também são as IOCs, as International Oil Companies. E aqui temos nomes como a ExxonMobil, como a Shell, como a BP, como a Galp também, como a Repsol. Temos produtores, temos consumidores e temos os agentes financeiros.

Que depois atuam também nesse mercado.

Atuam neste mercado, em alternativa, por exemplo, aos mercados acionistas das empresas.

Portanto, é mais um produto em que eles investem para conseguir mais-valias, de alguma maneira.

Isso.

Não necessariamente como matéria-prima para a sua atividade, é evidente, mas como portfólio de investimentos, é isso?

Exatamente.

Muito bem. Talvez a face mais visível disso nas notícias do dia a dia seja o preço do barril de petróleo, de Brent, pois há vários tipos de petróleos em função da geografia em que são extraídos também. Como é que é fixado este preço?

Ok. Essa é uma equação complexa, tem múltiplas vertentes, mas na sua gênese é bastante simples. Tem o balanço oferta-procura a cada momento, tem fatores de risco geopolíticos.

Que estão incluídos no preço, de alguma maneira. Isto é, eu quando faço a minha oferta de compra ou de venda, estou a incluir esses dados no preço, não?

Certo. Voltando um pouco atrás, onde é que o preço se forma? É nas bolsas energéticas. E depois, sobre este valor, que surge na bolsa energética, que é contrato a prazo, como nós falámos, adiciona-se uma layer, uma camada, com o que está a acontecer hoje.

Certo.

No mercado físico.

Certo.

E quais é que são os fatores que influenciam este hoje, o dia a dia? É então o balanço oferta-procura desse momento, fatores geopolíticos que podem afetar ou a parte de supply, portanto, reduzir um pouco o supply ou transportes. Como temos hoje na questão Ucrânia-Rússia. Aqui temos um fator geopolítico que afeta acima de tudo o supply. Mas temos ainda a questão do Mar Vermelho, da dificuldade da passagem dos navios através do Suez. Aqui temos um fator geopolítico que não afeta o supply, não afeta a procura, afeta o transporte.

O transporte.

Pronto. E depois temos, para além destes fatores geopolíticos, temos os dados económicos, porque basicamente todo este produto é produzido ou é transportado para ser consumido. E para ser consumido por quem? Pelo consumidor.

Pelos automobilistas, residencial, tudo, industrial.

Pela indústria. Portanto, todos os dados, os da economia, afetam também a formação deste preço.

E afetam as expectativas dos agentes económicos no sentido de no próximo verão ou inverno, eventualmente vir a haver um aumento da procura por uma razão, ou um aumento ou uma diminuição. É do encontro dessas expectativas que nós chegamos depois, agora não sei quanto é que anda o Brent, $83 o barril, anda à volta disso, no momento em que estamos a gravar. Mas basicamente isso significa que, naquele momento, quando nós fixámos esta cotação, houve naquele momento agentes económicos que uns compraram, outros venderam barris de Brent, neste caso, a $83.

Existe uma transparência nessa situação, porque grande parte desse preço é fixado nestas tais bolsas energéticas, que são acessíveis, que são de acesso público.

Há pouco falámos da OPEP e disse também que é uma parte importante deste mercado. É um cartel, de alguma maneira assumido. Nós sabemos que as legislações anticoncorrenciais muitas vezes até proíbem as práticas de cartelização, mas há um cartel global, que é assumido, porque eles por vezes reúnem-se para definir níveis de produção com vista a interferir no preço. É um papel positivo ou negativo, este de regulação do mercado e de estabilização do mercado?

Certo. De facto, a OPEP tem esse papel. Nós, de um lado, temos essa organização que é dos países Produtores e depois temos a EIA, que é dos países consumidores.

Que é a Agência Internacional de Energia, é isso?

Exatamente. Ambas estas organizações têm, desde logo, um papel muito relevante em caracterizar a situação a cada momento, o balanço oferta-procura, e dar uma tendência. Normalmente, estas duas entidades divergem. Uma é produtora, tendencialmente é sempre mais positiva a nível da procura futura por combustíveis fósseis. A EIA tem apontado muito para a descarbonização, para a eletrificação do transporte, portanto tem dado uma perspectiva futura sempre um pouco mais reduzida. Mas a EIA fica, no fundo, muito por esta função de caracterização do mercado.

Não atua como uma força de mercado, não é?

Não é uma força de mercado. Enquanto a OPEP é. Desde 2022, temos que a OPEP e os seus membros reduziu o seu potencial de produção em cerca de 5 milhões de barris. A quota da OPEP hoje anda nos 28% a 30% dos tais 100 milhões de barris/dia. A OPEP hoje produz entre 28% a 30%, e nivela o seu nível de produção para manter o preço num ponto de equilíbrio para fomentar investimentos futuros e garantir lá mais à frente que teremos um supply adequado de combustíveis fósseis, mas não permitindo também que suba muito, porque isso irá não só penalizar os consumidores no imediato, mas irá também prejudicar a própria OPEP daqui a cinco ou 10 anos.

Por quê? Porque provocará danos económicos nas economias um pouco por todo o mundo, não é?

Isso.

E ficam depois menos preparadas também para continuar a consumir, é isso?

Sim, e leva também a um incentivo grande à busca de alternativas aos combustíveis fósseis.

Claro!

Existe um valor. Todas as economias, e nomeadamente as economias do Hemisfério Norte, estão a apontar nesse sentido, em fugir ou em encontrar um mix energético menos assente em combustíveis fósseis.

A tal transição que todo mundo está a fazer de alguma maneira.

Isso.

Claro.

Preços elevados irão acelerar mais essa transição.

Há um incentivo. Quanto mais caro for o petróleo e os seus derivados, maior é o incentivo para irmos à procura e para investir em fontes alternativas de energia.

Isso.

Há pouco falámos da fixação do preço do Brent. Como é que nós assistimos, por exemplo, a uns preços negativos, que é sempre estranho. Houve ali no pico do Covid-19, eu acho que foi por momentos, não chegou a um dia sequer de fecho de cotações.

Não, chegou a um dia.

Chegou a um dia, em que de fato assistimos a um preço negativo no barril de petróleo.

Certo.

Isto é, que é uma coisa estranha, é um conceito estranho. Eu pago para me livrar dele, basicamente. É isto?

Isso traz-nos um pouco para a perspectiva física que temos no mercado aqui de commodities. Quando estamos a falar de mercados acionistas, não há fisicalidade da entrega, enquanto no mercado das commodities, sejam elas oil, sejam mining, existe, de facto, esta entrega física que tem que ser feita. Esses preços negativos ocorreram em abril de 2020, muito pela conjugação de três fatores. Um deles foi o congelamento da procura devido à questão do Covid-19. De um dia para o outro, ocorreu uma paralisia das economias e do consumo, deixou de haver procura. Por outro lado, nós aqui podemos dizer quão o mundo era diferente, porque na altura estávamos a assistir a uma guerra de preços e uma guerra de cota entre a Arábia Saudita e a Rússia, coisa que hoje existe um alinhamento bastante forte, mas na altura estavam em guerra de preços. Tínhamos a oferta em subida, os dois países estavam a entregar mais crude do que era necessário.

Abriram a torneira.

Que era para ganhar cota. E depois, por outro lado, devido à paralisia da procura, tínhamos as armazenagens cheias.

Portanto, o custo da armazenagem pesava.

O custo de armazenagem disparou e os vendedores tiveram, de facto, que pagar para alguém ficar com a sua produção desse dia, porque no dia a seguir viria outra.

Claro. E daí o preço negativo, de facto. Foi momentâneo, de facto, e o custo da armazenagem é a chave aí. Pedro Patrocínio, aqui na Rádio Observador, no FM, vamos ficar por aqui nesta nossa conversa, que vamos continuar, aliás, há outros mercados de que falar. Vamos continuar no podcast, portanto, quem quiser continuar a ouvir esta conversa irá certamente depois à procura do nosso podcast de energia. Estamos então a continuar em podcast. Pedro Patrocínio, temos estado a falar de petróleo, sobretudo, e os preços do gás natural seguem mais ou menos a mesma lógica de formação nos mercados internacionais?

Sim, com uma nuance que é: como é um mercado que é de network, acaba por ser regional.

Network, isto é, o gás natural é distribuído em pipelines. Já agora, o petróleo é transportado em navios petroleiros, depois passa para as refinarias e é armazenado naqueles tanques enormes. Não sei se é esse o termo técnico, tanques?

São tanques.

Tanques enormes, muitas vezes redondos, que nós por vezes vemos em zonas de armazenamento.

São cilindros.

Exatamente. E chega aos nossos carros em estado líquido, portanto, vai de camiões-cisterna para aí fora. O gás e a eletricidade funcionam através de canais, linhas, no caso da eletricidade, ou então gasodutos, que são tubos mesmo, fisicamente, que têm que ligar o ponto A ao ponto B.

Sim. Acho que o mercado de gás também está numa evolução, numa maturação, assim como o mercado de oil esteve nos anos 70, 80, que foi onde se construiu aquilo que nós hoje conhecemos como mercado spot, que nós falamos, o mercado à vista. Nos anos 70, isso não existia no oil, hoje é o dia a dia.

Claro.

O mercado do gás acaba por estar numa situação, muito pela necessidade que tem da network, de termos diversos mercados regionais, onde são formados os preços para essa região, em que a interligação entre estes mercados é feita pelo gás natural liquefeito.

Que é transportável.

Esse é transportável. Está em desenvolvimento. Eu acho que, no futuro, teremos estes mercados regionais, o mercado europeu, que tem o TTF na Holanda, tem o NBP. Isso são bolsas energéticas. Tens o PVB aqui na Ibéria, tens o TTF na Holanda, tens o NBP no UK. Isso são tudo bolsas energéticas, onde é formado o preço do gás natural.

Para aquela região, para aquela rede.

Para essa região. Certo. Depois tens o R Hub nos Estados Unidos e na Ásia, depois, tens o JKPM.

No caso português, do gás natural, uma vez que estamos aqui nesta rede que é Ibérica e norte de África também, o nosso gás vem, sobretudo, da Argélia?

Vem de duas localizações. Vem da Argélia e vem da Nigéria, sendo que o da Nigéria vem na forma liquefeita.

Vem por navio, então.

Vem por navio.

Talvez até Sines.

Até Sines.

Ok. O preço do gás natural em Portugal, no caso português, uma vez que estamos nesta rede, é formado como? Tem a ver com os produtores da Argélia, da Nigéria?

Sim. Ele tem, acima de tudo, a ver com a junção do preço das bolsas energéticas regionais, o preço dos contratos de longo prazo, que não têm que necessariamente ser com base dessas bolsas energéticas. Muitos deles, historicamente, são com base no Brent. Estes dois são os elementos que formam grande parte desse preço. São fatores internacionais de formação de preço. E depois temos, em Portugal, o custo da logística, da infraestrutura, impostos e taxas.

Claro, até chegarmos ao preço final.

Até chegarmos ao preço final que a comercializadora faz ou para o consumidor ou para o cliente industrial.

Claro, depois há concorrência entre empresas, os preços não são todos iguais, mas isso depende das estratégias comerciais também de cada empresa. A eletricidade é parecido com o gás, a formação do preço?

A da?

A eletricidade.

Eletricidade é mais parecida com a do gás do que com o petróleo. Uma vez mais, é um mercado que é local e com um fator distintivo. Quando falamos de petróleo e gás natural, estamos a falar de fontes de energia primária. Enquanto a eletricidade é uma fonte de energia secundária, sendo que a fonte primária é energia eólica, energia solar, energia nuclear. Portanto, dentro do mix de eletricidade, entra também o custo de produção de eletricidade através de cada uma destas vias.

Certo, que é diferente.

Que é diferente.

Claro.

Mas o preço também é formado em bolsas energéticas, onde existem três mercados, vamos chamar assim: o mercado diário, que é o mercado para o dia seguinte, que é basicamente onde compradores e vendedores definem o preço da eletricidade para o dia seguinte.

Em quilowatt-hora, talvez?

Euromegawatt-hora.

Euromegawatt-hora, ok.

Isso. E depois existe o mercado intradiário, que é já dentro desse dia, é onde se faz o balanceamento da produção.

Do que vem contratado e da produção com o consumo.

Exatamente.

Que têm que ser iguais em cada momento.

É que têm que ser iguais.

A eletricidade tem essa característica de não ter armazenamento.

Não ter hoje ainda uma solução de armazenamento.

Portanto, aquilo que está a ser produzido tem que ser consumido imediatamente. É um conceito que não é fácil de entender.

Existe, no fundo, esta nuance, que é o custo de produção por cada uma destas vias primárias. E existem, depois, estes três mercados, em que o terceiro, que eu não referi ainda, é o mercado a prazo, futuro. Portanto, existe o diário, o intradiário e o futuro.

O futuro, o mercado a prazo, no fundo, é combinar hoje as condições de fornecimento para quê? Três meses, meio ano, um ano, talvez, não sei.

Tem essa profundidade.

Tem essa profundidade. Depois temos aqui, neste mercado concreto, a eletricidade e do gás, o MIBEL e o MIBGAS. O que é que são estes mercados?

Certo. São mercados ibéricos, portanto, que são regulados por cada uma das entidades reguladoras em Portugal e em Espanha, mas nada mais fazem do que integrar os dois sistemas. Portanto, Portugal e Espanha.

Portugal e Espanha, a esse nível, funcionam em termos de infraestrutura como se fossem um só território?

Sim.

É como Lisboa e Santarém, por exemplo.

Sim. A nível grossista, sim.

Sim. E, portanto, os preços são iguais nos dois territórios.

Sim.

No fundo, houve a unificação destes dois mercados nacionais no Ibérico. Para quê? Para alisar, para dar maior corpo ao mercado, de alguma maneira?

Sim.

O que se ganha com isso?

Certo. É sempre numa ótica de liquidez, transparência na formação de preço, flexibilidade, porque obviamente há mais compradores e mais vendedores que se encontram neste intradiário de balancear a sua oferta-procura. E, por um lado, diminuir a dependência energética de cada um dos países. Porque, no fundo, é possível fazer um equilíbrio entre os dois países, funcionam como um bloco.

Muito bem. Portugal tem esta posição geográfica que conhecemos, estamos num extremo da Europa, somos um país periférico. Muitas destas coisas passam-se noutras geografias, como já vimos. O facto de sermos uma economia pequena, periférica, não nos permitiria fugir às lógicas de mercado global, de alguma maneira, e ter alguma influência nos preços? Eu digo isto porque muitas vezes no discurso político ouve-se isto: "Como é que nós não intervimos? Porque é que temos que estar a ir naquilo que são as tendências de mercado?" Que margem de manobra é que nós teríamos para fugir a estas lógicas?

Eu diria que um dos fatores que temos, desde logo, que ter consciência é que Portugal tem uma dependência energética do exterior.

Isto é, precisamos de importar.

Precisamos de importar.

Energia.

E logo aí estamos sujeitos às dinâmicas de mercado internacional. Portanto, não é uma dinâmica que nós dentro de casa possamos controlar. A nossa dependência energética andará nos 65, 68%. Somos mais dependentes do que a média europeia, que anda nos 58.

E quando dá esse número, Pedro, refere-se ao total de consumo de energia ou a alguma fonte em particular?

Não, ao total.

Combustível fóssil, eletricidade, gás, por aí fora.

Sim.

Portanto, precisamos de importar 65% da energia que consumimos.

Sim. Portanto, logo aí temos que incorporar nas nossas dinâmicas de preço aquilo que se passa nos mercados internacionais.

Quando vamos comprar esses 65%, temos que aceitar o preço que está a correr, é isso?

Certo.

Não temos dimensão para influenciar o preço.

Sim. Um dos fatores que nós dominamos, do ponto de vista interno, é, como sabemos, a questão das taxas e dos impostos. Que isso já é a nível nacional. E como sabemos, a nível dos combustíveis, temos uma taxa de imposto sobre os combustíveis líquidos, que anda nos 58% a 60%.

Claro.

No PVP, no preço final ao consumidor, temos esta carga toda fiscal. E isso, sim, é um fator interno.

Aí é uma decisão, obviamente, de políticas internas. Nós estamos na fase da transição energética. Já há pouco o Pedro Patsini falou disso, de facto, com uma tendência cada vez maior a substituir o consumo de combustíveis fósseis por outras formas, ou por formas limpas, se quisermos, sobretudo a eletricidade. Isto vai ter impacto. Também se fala muito dos custos da transição energética, que obviamente haverá, certamente. Que custos é que isto vai ter? Vamos pagar tendencialmente a energia mais cara no futuro por causa disso ou não? Ou não necessariamente?

Sim, eu acho que hoje, muitas dessas fontes alternativas custam, face à alternativa fóssil, duas, três, cinco, oito vezes mais. Portanto, é neste ponto que estamos. Daí, muitas vezes, as decisões de investimento terem que ser muito ponderadas, porque Existe o risco tecnológico, porque pode estar a investir hoje numa tecnologia, que é aquela que está disponível, ir por essa rota, que custa cinco vezes mais do que a alternativa de combustível fóssil, mas daqui a dois anos surge uma alternativa tecnológica através de outra rota, que percorre a curva de eficiência a nível de custo e que ficará apenas uma vez e meia. Essa decisão de investimento que foi tomada hoje será completamente ruinosa.

Certo. Morre logo ali.

Para uma empresa como a Galp, que atuava no mercado, nomeadamente, por exemplo, de refinação, que é um mercado que tecnologicamente é muito maduro, havia risco de mercado, mas não tanto risco tecnológico.

É muito maduro, significa que não tem muito mais para evoluir, é isso?

Não, diria que a tecnologia dos reatores já é madura. Existem duas, três rotas alternativas, reator A e reator B, mas o modo operativo de cada um deles e a economia e a curva já de eficiência de custo, já foi percorrida.

Certo. Já não há muito mais a estalar.

É uma decisão só, que é: eu quero investir, e querendo, vou para a rota A ou B, e a minha curva de eficiência de custo é conhecida. Grande parte dos investimentos que as empresas hoje se deparam neste espaço de transição energética, para além do risco de mercado, também tem o risco tecnológico, no sentido de podermos fazer uma aposta.

Uma tecnologia que não vai ser a vencedora, de alguma maneira. Isso na história, e noutros setores, estamos cheios de exemplos desses. As cassetes de vídeo, a Beta foi desbancada pela VHS e os formatos de áudio também. Na eletrónica de consumo, estamos cheios disso e aqui pode acontecer isso. Na transição para a mobilidade, pelo menos a ideia que está é que está toda a gente a apostar muito na mobilidade elétrica. Estamos a falar dos automóveis. As marcas estão a produzir cada vez mais modelos elétricos do que a gasolina.

Mobilidade ligeira.

Na ligeira, exatamente. Mas o comboio já há muito tempo, a ferrovia, que é elétrica. Ainda não é claro que esta, em termos de mobilidade ligeira, como diz, venha a ser a tecnologia do futuro vencedora?

Na eletrificação, eu penso que não há grandes dúvidas. A dúvida aí é: como é que eu balanceio o meu negócio legacy?

Como é que faz a transição, no fundo.

A transição, qual é o ritmo? Porque eu não posso deixar de investir hoje nesse negócio, porque se a transição para a mobilidade elétrica não é tão rápida como eu previ, haverá um gap, e esse gap será sentido pelo consumidor.

Certo. Há muita coisa em jogo, porque nós construímos uma sociedade, de alguma maneira a este nível, nas últimas décadas ou um século, quase, muito baseada no petróleo.

Eu diria que é. Fez-se um desenvolvimento económico a sentir combustíveis fósseis ao nível de décadas e queremos todos, numa década, fazer a transição para outra fonte energética. E isso tem todos os desafios que nós conhecemos.

Claro. Quase a acabar, Pedro Sidónio. Todos estes mercados de energia que falámos, as bolsas onde se transacionam os produtos de petróleo, mas depois também os derivados. Nós aquilo que falámos para o petróleo, podemos assumir que acontece depois em produtos derivados, isto é, em várias fases de refinação até ao produto final, e funcionam mais ou menos da mesma maneira. São mercados líquidos e transparentes estes, isto é, é fácil perceber como é que são formados os preços líquidos no sentido de grandes quantidades de transação.

Certo. Também nos mercados dos derivados ou dos produtos refinados, e aqui estamos a falar da gasolina, diesel, jet fuel, todos eles funcionam exatamente da mesma forma como o crude. Também tem o tal mercado bilateral e também tem as bolsas energéticas. A nível de formação de preço, é exatamente igual, sendo que este mercado, o bilateral, quer o dos refinados, mas o crude, eu esqueci-me de referir isso há pouco, também existe uma transparência de preço. Por quê? Porque temos empresas, que são as price reporting agencies, temos uma Platts ou temos uma Argus, por exemplo, que diariamente também fazem um assessment a que preço é que estas cargas ou é que esta mercadoria no mercado bilateral foi transacionado. É desta mistura entre a formação de preço em bolsa energética com o mercado bilateral, mas que é publicado por estas price reporting agencies e que se torna do conhecimento geral, que o preço é formado.

Já agora, uma curiosidade, e não sei se isto perguntado à queima-roupa, se tem essa resposta. Um petroleiro médio carregado, quanto é que vale aquela carga? Tem ideia?

Tenho. Valerá cerca de 160 milhões de dólares.

160 milhões de dólares, a carga que está ali às cotações atuais.

Sim, 160 por 2 milhões de barris.

Dois milhões de barris. E não daqueles petroleiros que nós podemos ver entrar no Tejo ou descarregar em Leixões.

Sim. Vê-se mais, neste caso, Sines ou Leixões na altura. Hoje vê-se em Sines.

E isso para o mercado português, aqui não falo só da Galp, falo do mercado todo, é consumo para quê? Para um dia, uma semana, um mês? Tem ideia dessas métricas?

Sim. A Galp consome cerca de quatro desses petroleiros por mês.

Quatro por mês. Se a Galp tiver aqui metade do mercado? Só para fazer conta ao mercado todo.

Sim, podemos dizer que sim.

Podemos dizer que sim. Estamos a falar de oito petroleiros desses no mercado português por mês.

Por mês.

Dois por semana?

Sim.

Dois por semana. Os tais 150 milhões de dólares de valor. Para ter essa ideia. Falta-nos ainda falar de carvão. Como é que entra nesta equação o carvão, que de alguma forma é o mal da fita deste mercado de energia ou não? O mal da fita em termos de poluição e de impactos, de alguma maneira.

Eu acho que nós aí temos dois panoramas completamente diferentes quando olhamos para o hemisfério Norte e para aquilo a que chamamos o Sul global. Quando nós olhamos para o mix energético dos países do hemisfério Norte, existe, de facto, cada vez menos consumo de carvão. Em muitos países, mesmo na Europa Ocidental, o carvão ainda faz parte do mix energético, mas diria que está com uma tendência descendente. O grande desafio que nós temos é quando vamos para países como a China, a Índia ou a África do Sul, por exemplo, que têm uma disponibilidade de carvão bastante grande, são grandes produtores dessa commodity, têm consumos per capita de energia primária bastante baixos, o natural é que o desenvolvimento económico e de bem-estar das populações, o seu consumo per capita irá subir. Como é que eles conseguem fazer esta transição de consumo per capita sem ter o carvão no seu mix?

Claro.

Essa é uma grande dificuldade e é alvo de disputa sempre que temos uma cimeira internacional entre o Norte desenvolvido e o Sul global, esta é uma questão.

As COP, por exemplo, está muito presente isso. Tem muito a ver com o conceito também de transição energética justa.

Exatamente.

Há muitos países que reclamam o seu direito a poluir como, se quiser, o mundo mais desenvolvido poluiu durante décadas. Pedro Pocinho, quase a terminar. Já falámos aqui da dependência de Portugal em termos energéticos, os tais 65%. Estamos em plena transição energética também. É de prever que com a transição energética, Portugal se torne menos dependente, de facto, de energia do exterior?

Sim, e isso terá que ser feito muito através de uma alteração de mix.

De fontes de energia.

De fontes de energia. Hoje já temos o renovável, em que Portugal é um dos casos de sucesso em eólica e em solar. A nossa diminuição da dependência terá que passar por aí e terá que passar também por uma questão, por exemplo, dos biocombustíveis. Pese embora, a nível de feedstock, exista uma dependência da Ásia, existem também fontes de feedstock endógenas, quer em Portugal quer em Espanha, que ao nós capturarmos por cada molécula desse feedstock endógeno ibérico, que nós capturemos a nível de produção de biocombustíveis, é menos uma molécula de fonte externa que vamos importar.

E há substituição. Mas de facto a perspectiva a esse nível é positiva, até porque fomos investindo ao longo dos últimos anos nessas fontes. Muito bem, Pedro Pocinho, obrigado por nos ter levado aqui quase pela mão nesta visita aos grandes mercados de energia, aos mercados grossistas, essencialmente para nos apercebermos melhor de onde é que vem a energia, como é que ela é transacionada e como é que depois, no fundo, se forma o preço final que havemos de pagar de uma forma ou de outra. Este episódio da "ADN Energia" termina aqui. Este é um podcast do Observador em parceria com a Galp. Voltaremos proximamente com novo tema e com novo convidado. Até lá.