O mercado de GNL do futuro: risco ou oportunidade para o Brasil?

Por Yanna Clara

O mercado de gás natural brasileiro depende fortemente de importações. Em 2014, o gás importado totalizou 52% da oferta nacional, resultado bastante influenciado pelo despacho contínuo das térmicas que vem ocorrendo desde 2012. As importações são provenientes principalmente da Bolívia, mas o Gás Natural Liquefeito (GNL) vem assumindo papel importante no suprimento do energético.

A perspectiva é que a importação de GNL no Brasil se intensifique, devido a incertezas quanto ao futuro do fornecimento de gás boliviano com o término do contrato em 2019, assim como a incertezas do gás proveniente do Pré-Sal. Com o GNL se firmando no mercado energético brasileiro, torna-se crucial uma avaliação da posição do Brasil dentro do contexto internacional.

A atual configuração do mercado internacional de GNL e tendências para o futuro

O gás natural corresponde a aproximadamente 25% da demanda energética mundial, dos quais 10% são supridas via GNL. O GNL cresceu mais do que qualquer outra fonte de gás natural do mundo – uma média de 7% ao ano desde 2000, o que resultou em uma perspectiva de maior integração e flexibilidade para importantes mercados mundiais (IGU, 2015).

Atualmente, existem 38 plantas de liquefação de gás natural em 21 países. O Oriente Médio possui a maior parcela da capacidade de liquefação mundial, com 34% do total, sendo 25% proveniente somente do Qatar, o maior exportador do energético no mundo.

Com esta posição dominante, o Qatar atua como “swing supplier” entre o mercado Asiático e Europeu. Com sua localização geográfica privilegiada e equidistante aos mercados europeus e asiáticos, o Qatar consegue arbitrar e vender para a região que oferecer maior preço no mercado spot. Dessa forma, o país consegue exercer seu poder de mercado: ao vender GNL para Europa, o Qatar consegue manter os preços na Ásia mais elevados (Fattouh et al, 2015).

Fonte: Elaboração Própria com dados do IGU.

Pelo lado da demanda, a região do Pacífico Asiático é a maior consumidora do energético atualmente. O maior país importador de GNL é o Japão, que teve sua estrutura energética fortemente afetada após o acidente nuclear de Fukushima, em 2011, que resultou no desligamento de todas as plantas nucleares. Dessa forma, o país se tornou altamente dependente de importações de GNL para suprir sua demanda elétrica.

A Europa é a segunda maior região consumidora de GNL, em países como Reino Unido, Espanha e França. Certos países da Europa são altamente dependentes de importações de gás natural provenientes principalmente da Rússia, Argélia e Noruega.

Nos países da Ásia e Ásia Pacífico, a maior parte da demanda é suprida por contratos indexados ao petróleo e de longo prazo com alguma importação complementar do mercado spot (Ver Colomer, 2015). Desde 2011, com o desastre de Fukushima, o comércio spot se intensificou, elevando consideravelmente seus preços (como podemos observar no gráfico abaixo, que apresenta os preços de GNL no Japão e no Brasil).

Desde o início do ano de 2015, os preços de GNL vêm caindo progressivamente. São algumas razões conjunturais que levaram a este resultado: (i) a queda abrupta do preço do petróleo, reduzindo o valor do GNL indexado a este; (ii) a demanda estagnada dos países europeus; e (iii) a demanda chinesa menos promissora do que o esperado. O resultado foi uma aproximação dos diversos preços de GNL ao preço do hub europeu, o NBP.

Comparação entre preços internacionais de gás natural – 2001-2015 (US$/MMBtu)

Fonte: Elaboração Própria com dados do MME, Indexmundi e EIA.

Existem incertezas para o futuro do mercado de GNL tanto pelo lado da oferta como da demanda, que deverão impactar os preços futuros. Primeiramente, existem diversos projetos de plantas de liquefação em vários países, que irão incrementar fortemente a oferta mundial do energético. Atualmente, são aproximadamente 74 projetos identificados nos EUA, Canadá e Austrália, alguns já próximos de alcançarem o FID (Final Investment Decision). Destes, 15 projetos estão em construção e irão adicionar 127 MTPA (aprox. 473 MMm³/d) de capacidade entre 2015 e 2019 (IGU, 2015). Esses projetos representam 42% da capacidade atual de liquefação e aproximadamente metade do volume comercializado em 2014, o qual alcançou o patamar de 241 MTPA (aprox. 898 MMm³/d).

São dois os desdobramentos importantes relativos ao cenário de incremento de oferta: (i) o Qatar perderá poder de mercado pela diversificação de players; e (ii) com a entrada do shale gas no mercado internacional, os preços tenderão a ser mais competitivos.

Pelo lado da demanda, dois fatores serão determinantes das condições futuras do mercado de GNL. A Europa vem diminuindo seu consumo de gás natural lentamente e pode vir a não substituir o gás russo pelas importações de GNL. Outro fator são as mudanças no mercado asiático, principalmente Japão e China.

A demanda de gás da Europa diminuiu de 2013 para 2014, devido a alguns fatores que podem ser mantidos e intensificados no curto e médio prazo: (i) mudança de algumas térmicas para o uso do carvão em substituição ao gás, devido o preço mais competitivo deste energético; (ii) o subsídio aos renováveis também deve retirar o mercado do gás natural na geração elétrica; (iii) a estagnação da economia europeia. Com a manutenção de tais fatores, a demanda de GNL pode vir a crescer menos do que o esperado nos próximos anos nos países europeus.

A Europa tem capacidade de regaseificação suficiente para substituir o gás russo, no entanto, os contratos com a Rússia são de longo prazo (até 2025) e seus preços são relativamente mais baixos se comparados ao GNL (Bordoff & Houser, 2014). Ou seja, é provável que o GNL não vá conseguir substituir o gás russo e se tornar um energético mais bem posicionado na matriz europeia. No entanto, é possível que um mercado de GNL mais competitivo, permita que a Europa pressione a Rússia por condições mais vantajosas em seus contratos.

No mercado asiático, o Japão iniciou o processo de religação das usinas nucleares do país, o que irá diminuir progressivamente sua necessidade de importar gás natural. Em contraponto, a China, apesar de estar crescendo aquém do esperado, deve continuar em trajetória de ascensão, necessitando cada vez mais do energético. O contrato assinado com a Rússia para o suprimento de gás natural a ser iniciado em 2019, porém, gera incerteza sobre a demanda de GNL naquele país.

A configuração do cenário descrito acima acarretaria em uma sobreoferta de GNL no médio prazo, tanto pela abundância de oferta proveniente dos novos projetos de liquefação em construção, como por uma demanda mais enxuta. Isso significa, no médio prazo, os preços do mercado spot vão continuar baixos, mantendo a tendência atual.

Nesse mesmo sentido, os preços de contratos de longo prazo também devem seguir em patamares baixos.  Esses contratos vão continuar dependendo do preço do petróleo, o que significa que continuarão pressionados pelo Brent, não por condições de oferta e demanda de GNL. Como as projeções do Brent são bastantes conservadoras [1] para o futuro, espera-se que os preços do GNL mantenham-se igualmente em patamares mais baixos.

Nesse novo cenário de abundância do energético, novos contratos tendem a ser mais diversificados, como o caso dos contratos de GNL provenientes do shale gas americano que deverão ser indexados ao Henry Hub. Não só quanto ao indexador devem ser as mudanças, algumas cláusulas, como a de take-or-pay, devem se tornar mais flexíveis e vantajosas para os clientes. Com a diversificação dos contratos, espera-se que o mercado torne-se mais dinâmico, acarretando em uma maior convergência entre os preços do gás natural (Bordoff & Houser, 2014).

O cenário de médio prazo é de sobreoferta com pressão sobre os preços, porém no longo prazo, alguns projetos podem ser cancelados devido aos baixos preços do GNL, que não mais cobririam o valor do investimento em projetos greenfield, como é o caso de alguns dos projetos da Austrália e Canadá. Dessa forma, o mercado poderia se equilibrar em termos de oferta e demanda.

Consequências para o mercado brasileiro

O Brasil importa GNL com o objetivo principal de suprir a demanda de gás para geração elétrica. Devido à particularidade do despacho termelétrico brasileiro, é essencial que a oferta de gás natural para esse segmento seja flexível. Essa flexibilidade só é possível nos campos de gás não associados ao petróleo, uma vez que campos associados vão produzir gás como uma consequência da produção de petróleo. Como 72% da produção nacional de gás natural é de campos associados, houve a necessidade de se buscar maior flexibilidade na oferta de gás natural através da importação de GNL.

O GNL importado pelo Brasil é negociado no mercado spot, ficando exposto à alta volatilidade do mercado. Analisando o gráfico abaixo, no qual observamos o preço por cargo do GNL importado pelo Brasil no último ano, fica visível a diferença de preços entre estes. Mesmo com a queda do preço nos últimos meses, um dos cargos chegou ao dobro do preço médio atual, alcançado o valor de US$ 14 / MMBtu.

Preço FOB de importação de GNL no Brasil (Preço por cargo) – 2014-2015 (US$ FOB/MMBtu)

Fonte: Elaboração Própria com dados do MME.

Diante de um cenário de maior competitividade e, por consequência, preços internacionais reduzidos, o Brasil acaba se beneficiando com as mudanças previstas para o mercado de GNL no médio prazo. O novo panorama internacional pode viabilizar contratos de longo prazo com maior flexibilidade e cláusulas mais vantajosas para o caso específico brasileiro. Mesmo se a escolha for a manutenção das importações pelo mercado spot de GNL, os preços serão mais vantajosos, competindo inclusive com o preço do gás importado da Bolívia.

A maior questão, no entanto, é a competitividade com o próprio gás nacional. Um preço internacional mais barato de GNL é um grande desincentivo aos investimentos para a oferta doméstica de gás, especialmente dos recursos não associados e em terra. Nesse sentido, as mudanças no mercado de GNL representariam um risco para o desenvolvimento da indústria de gás natural nacional, ao impedir a viabilidade econômica de determinados projetos.

A dependência externa por si só já é um risco para a segurança energética do país, principalmente em um mercado como o do GNL, com tantas incertezas para o futuro e um histórico de alta volatilidade. No médio prazo a intensificação das importações de GNL pode ser a melhor solução e a economicamente viável, porém no longo prazo a dependência externa de um energético com tamanha importância como o gás natural pode trazer mais riscos que benefícios.

Referências:

IGU (2015). World LNG Report – 2015 edition.

Fattouh, B; Rogers H.; Stewart, P. (2015) The US shale gas revolution and its impact on Qatar’s position in gas markets. Center on Global Energy Policy, Columbia University, NY.

Bordoff, J & Houser, T. (2014) American Gas to Rescue? The impact of US LNG exports on European security and Russian foreign policy. Center on Global Energy Policy, Columbia University, NY.

[1] O EIA vem realizando atualizações de sua projeção do Brent para o curto prazo para níveis cada vez mais baixos. No começo de 2015, a projeção era que o preço voltaria a patamares de US$ 75 por barril. Já em sua última atualização, em agosto, o Departamento espera que o preço fique por volta de US$ 60 por barril para o mesmo período.

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