Grupo de Economia da Energia

A evolução dos contratos no mercado internacional de GNL

In gás natural, GNL on 18/04/2018 at 00:15

Por Yanna Clara Prade

Yanna042018Historicamente, os contratos de GNL foram estabelecidos em uma configuração de longo prazo com indexação ao preço do petróleo, incluindo cláusulas de restrição ao redirecionamento de cargas e percentuais de no mínimo 90% de take-or-pay. Eram contratos necessários para a indústria nascente, dado que forneciam garantias tanto para os poucos vendedores e compradores, como viabilizavam os custosos investimentos da nova indústria.

O mercado de GNL hoje se encontra em um momento interessante de sua evolução. Além do crescimento do número de países importadores e exportadores, os EUA estão iniciando sua participação como exportadores de GNL e a perspectiva é que este se torne um dos três maiores players do mundo, junto com Catar e Austrália. Ademais, a própria evolução da indústria levou a criação e fortalecimento dos mercados spot e de curto prazo, que trazem uma nova dinâmica à comercialização de GNL.

Essas mudanças vêm alterando as condições contratuais oferecidas no mercado. Além da maior variedade relacionada aos prazos dos contratos (com a disseminação dos contratos de curto e médio prazo), visualiza-se também uma maior inserção da precificação do tipo gás-gás [1]. Ademais, com a amortização dos terminais de liquefação e regaseificação, as condições tradicionais dos modelos de contratação já não se fazem essenciais para os novos contratos, abrindo margem para uma maior flexibilidade. Dessa maneira, o objetivo do presente artigo é desenvolver uma perspectiva sobre a evolução do mercado de GNL e de que maneira isto impacta as condições contratuais.

Evolução do mercado de GNL

A comercialização de volumes de gás natural via GNL tornou-se relevante a partir da década de 60, com o pioneirismo da Argélia, Estados Unidos (Alaska), Líbia e Brunei. Posteriormente, ainda na década de 70, Abu Dhabi e Indonésia inserem-se no grupo de países exportadores. Este último se manteve como maior ofertante do mercado até os anos 2000. Pelo lado dos países importadores, inicialmente a Europa tornou-se o principal mercado, em especial o Reino Unido, mas logo o GNL perdeu sua importância devido às descobertas de abundantes reservas de gás natural no Mar do Norte, na década de 70. Em paralelo, o GNL começou a ser utilizado massivamente pelos consumidores asiáticos, principalmente no Japão. A possibilidade de importar gás natural trouxe maior segurança energética aos países, devido à perspectiva de redução da dependência dos derivados de petróleo. Na Figura 1 abaixo é possível identificar a importância da Ásia no mercado de GNL, que cresceu sistematicamente desde o início da indústria e hoje responde a aproximadamente 73% do total demandado.

Figura 1 – Evolução da exportação e importação de GNL por região – 1970 a 2016

Fonte: Elaboração própria com dados do GIIGNL.

Por diversos anos o mercado de GNL foi composto por poucos compradores e vendedores que estabeleceram relações de longo prazo. Os altos custos de entrada e a necessidade de aprovação dos governos do lado do vendedor e do comprador acabaram limitando o número de empresas que poderiam participar. Dessa maneira, o resultado é que se estabeleceu no mercado de GNL o chamado “relationship culture”, no qual os contratos de muito longo prazo em um negócio capital-intensivo com forte nível de interesses compartilhados levaram a uma alta rigidez comercial (Corbeau & Ledesma (2016) e Tusiani & Sherear (2007)).

O primeiro projeto para exportação de GNL foi desenvolvido pela Argélia e Reino Unido no início da década de 60. Com a descoberta de grandes reservas de gás natural na Argélia, o Reino Unido assinou com o país o primeiro contrato de compra de GNL do mercado internacional, seguido poucos anos depois pela França. Dessa maneira, instalou-se o projeto pioneiro integrado incluindo os ativos relacionados à produção e ao transporte de gás, uma planta de liquefação na Argélia e plantas de regaseificação no Reino Unido e França. Após o início da operação e a garantia da viabilidade, o modelo de negócio foi replicado em diversos países do Pacífico e Atlântico.

A estrutura de um projeto de GNL, como definida nos primeiros anos da indústria, está representada na figura 2 abaixo. No modelo tradicional o papel do comprador e do vendedor de GNL é muito bem delineado: o vendedor é responsável pelo desenvolvimento dos recursos de gás e da construção e operação da planta de liquefação e, em geral, dos navios de transporte; enquanto o comprador é responsável pela construção e operação do terminal de regaseificação e da criação de um mercado local para o GNL.

Figura 2 – Estrutura do projeto tradicional de GNL: Projeto integrado

Fonte: Elaboração própria com base em Corbeau & Ledesma (2016) e Sakmar (2013).

Os primeiros projetos de GNL, portanto, integravam os elos iniciais da cadeia, desde a produção dos recursos, passando pelo transporte e até a liquefação. Em diversos casos a integração da cadeia era completa, incluindo-se a planta de regaseificação ao projeto. Essa estrutura foi necessária para viabilizar o modelo de negócios do GNL, pois dava segurança às empresas ao verticalizar parte da cadeia, diminuindo os custos e os riscos associados.

Outro fator relevante para a redução de riscos no negócio à época foi o estabelecimento de contratos de longo prazo (20 anos ou mais), com cláusulas que forneciam garantias ao comprador (indenização por falha na entrega) e ao vendedor (cláusula de take-or-pay). Ademais, os contratos tradicionais tornam possível a repartição dos riscos entre os agentes: com a garantia do take-or-pay o comprador assume o risco relacionado ao volume, ao se comprometer a pagar por uma quantidade mínima de GNL, independente de existir demanda no mercado final; enquanto o vendedor assume o risco relacionado ao preço, ao estabelecer a uma fórmula específica para a precificação do GNL, utilizando um único indexador (Rogers & Phua, 2015).

Os contratos tradicionais de longo prazo também definem cláusulas de destino ou restrição de vendas em determinados territórios, ou seja, com a cláusula de restrição, os compradores de GNL são impossibilitados de revender cargas em outros mercados, as quais só podem ser recebidas nos terminais de regaseificação especificados no contrato. A justificativa para a inserção dessa cláusula está na necessidade dos vendedores de GNL de coibir ganhos de arbitragem pelos compradores, ao revender os cargos comprados no contrato de longo prazo nas regiões com maior spread. Essa cláusula, no entanto, impõe uma inflexibilidade importante para o mercado de GNL.

Ao longo da evolução do mercado de GNL, surgiram novos modelos para os projetos, com menor verticalização entre os elos da cadeia em contraposição ao modelo integrado, representados na Figura 3 abaixo. No modelo de “Merchant”, as empresas upstream e do terminal de liquefação são distintas, apesar de em diversos casos possuir acionistas em comum. Dessa maneira, a empresa responsável pela planta de liquefação realiza um contrato de aquisição do gás natural diretamente com o produtor, no mercado local de gás natural, e vende o GNL aos consumidores finais.

No projeto do tipo “Tolling”, o terminal de liquefação vende o serviço de liquefação aos produtores de gás natural, que fazem o contrato de venda de GNL diretamente aos consumidores. Nesse modelo, em geral, a planta de liquefação possui como acionistas os próprios produtores e os consumidores finais, e tem como principal benefício a redução de risco do negócio, pois cria uma renda estável proveniente da taxa de liquefação.

Figura 3 – Estruturas não integradas: Modelo “Merchant” e “Tolling

Fonte: Elaboração própria com base em Corbeau & Ledesma (2016) e Sakmar (2013).

Os modelos de integração apresentados podem ser também aplicados sobre as plantas de regaseificação, podendo ser totalmente integrada ao projeto de liquefação (como no caso do primeiro terminal francês na importação com a Argélia na década de 60), ou no modelo “Merchant”, na qual a planta de regaseificação é de uma empresa independente do restante da cadeia e faz a conexão entre o vendedor de GNL e o consumidor final, ou pelo modelo de “Tolling”, no qual o terminal vende o serviço de regaseificação, cobrando uma taxa para seu uso.

Apesar de fornecerem potencialmente maior flexibilidade contratual, esses modelos tiveram pouco impacto sobre os contratos estabelecidos à época, mantendo-se a tendência à contratação de longo prazo nos moldes tradicionais. No entanto, estas estruturas e suas variações podem ser pontos chaves para o desenvolvimento de um mercado mais flexível, como veremos a seguir, principalmente com a flexibilidade no último elo da cadeia.

Mudanças no mercado de GNL: o ponto de inflexão para um mercado flexível?

Desde a virada do século, o mercado de GNL vem experimentando uma nova fase. Nos anos 2000, apenas 9 países eram importadores e 11 exportadores de GNL, com poucas modalidades contratuais e, em sua maioria, bastante restritivas e inflexíveis. Em 2016, são 35 países importadores e 18 países exportadores, com um volume comercializado de 264 milhões de toneladas – MTPA (aprox. 940 MMm³/d). Nesses anos, além do crescimento do número de participantes no mercado e forte aumento da capacidade de regaseificação e liquefação, se intensificou o crescimento do mercado spot e de curto prazo: em 1992, este mercado representava apenas 1% do volume total comercializado, em 2016 esse valor cresceu para 28% do total de GNL comercializado (GIIGNL, 2017). Esse forte e rápido crescimento no mercado de GNL trouxe uma nova perspectiva para sua estrutura.

Um dos pontos de mudança significativa foi o surgimento de empresas independentes especializadas no serviço de transporte de GNL, que até então era realizado ou pelo comprador ou pelo vendedor, através de uma frota própria. Graças ao maior volume de comercialização de GNL e à evolução tecnológica dos navios – que se tornaram mais eficientes e com maior capacidade -, foi possível que empresas independentes investissem nesse elo da cadeia e impulsionassem a flexibilidade do mercado.

O desenvolvimento do mercado de GNL também trouxe uma mudança no modelo de negócios das plantas de regaseificação, principalmente na Europa e Estados Unidos. Historicamente, as plantas de regaseificação eram construídas por grandes consumidores (normalmente, do setor elétrico), os quais importavam exclusivamente para seu consumo próprio, em terminais terrestres. A partir dos anos 2000, foram construídas as primeiras plantas de regaseificação independentes dos consumidores cativos, as quais ofereciam capacidade de regaseificação ao mercado, no modelo “Tolling”. Este modelo foi impulsionado pelo desenvolvimento dos terminais de regaseificação flutuantes (Floating Storage Regasification Unit – FSRU), que possuem menor custo de implantação e fornecem maior flexibilidade ao investidor. Ademais, a regulação desses terminais requer que exista acesso (negociado ou regulado) de terceiros, caso haja capacidade ociosa nos terminais.

O resultado dessas inovações nos elos finais da cadeia de GNL é a criação de oportunidades de acesso a diversos consumidores que antes se viam excluídos do mercado devido ao alto custo de entrada. Com a diversificação dos agentes compradores, elevam-se as pressões para contratos mais diversos, que supram suas diferentes necessidades de fornecimento, tanto em prazo como em flexibilidade de entrega e garantias.

A evolução do mercado também deu abertura para o surgimento de um novo tipo de participante, os agregadores (também conhecidos como portfolio players), empresas de alcance mundial (como Shell, BP, Total, etc.) que possuem participação em projetos tanto de liquefação como regaseificação em diferentes regiões e vendem cargas de maneira flexível, oferecendo aos mercados com maior spread. Nesse modelo não existe uma relação contratual direta entre o produtor de GNL e o comprador final, pois o agregador compra os volumes em diversos mercados e otimiza as entregas aos consumidores. A existência dos agregadores intensifica o mercado spot e garante maior flexibilidade e eficiência ao mercado a prazo.

Nos modelos contratuais, as mudanças são principalmente relacionadas à precificação, ao prazo e a possibilidade de redirecionamento de cargo. Com os processos de liberalização dos mercados de gás nos Estados Unidos e Reino Unido, a consolidação dos preços baseados nos hubs de comercialização trouxe diferentes possibilidades de precificação do GNL, com possibilidade de indexação a preços de gás. Nos contratos estabelecidos com os Estados Unidos, comumente se utiliza o Henry Hub como indexador, enquanto na Europa normalmente o indexador é o preço do hub britânico, NBP, ou do hub holandês, TTF. A indexação por preços do petróleo ou derivados ainda é amplamente utilizada, principalmente no mercado asiático, porém a perspectiva é que se utilizem cada vez mais preços relacionados ao mercado de gás natural, conforme os contratos forem renegociados. Ainda existe a intenção de se criar um hub virtual na Ásia, que refletiria o preço do GNL para a região, mas que vem encontrando dificuldades de implementação.

Outra mudança significativa foi o encurtamento dos prazos dos contratos. Com o vencimento de diversos contratos de longo prazo ao longo dos anos, as renegociações em diversas ocasiões levaram a contratos com menores prazos ou, em alguns casos, menor quantidade contratada. Dessa maneira, surgiram, além do de contratos com médio e curto prazo, volumes não contratados que passaram a ser oferecidos no mercado spot.

Uma mudança importante dos modelos contratuais está na insatisfação dos compradores de GNL com relação à cláusula de restrição de destino dos cargos. A União Europeia, em 2001, estabeleceu a cláusula se configura como uma prática anti-competitiva e proibiu que novos contratos de GNL incluíssem tal restrição. O órgão de regulação econômica no Japão vem sinalizando que seguirá o mesmo caminho europeu, o que incentivaria os demais países asiáticos a fazerem o mesmo. Outro impulso para o abandono da restrição está na sinalização dos exportadores dos EUA de não incluir as cláusulas nos novos contratos, fornecendo total flexibilidade de destino dos cargos.

Diante das intensas mudanças realizadas no mercado desde os anos 2000, a expectativa é que a flexibilidade contratual no mercado de GNL se eleve nos próximos anos. De acordo com Corbeau & Ledesma (2016), diversos contratos irão expirar entre 2015 e 2025, que, associado ao ambiente de oferta abundante, se apresentam como uma oportunidade dos compradores de barganharem melhores condições contratuais, com prazos menores e maior flexibilidade. Ademais, a tendência de proibição das cláusulas de restrição de destino na Ásia pode gerar um importante impacto sobre a liquidez do mercado de GNL na região.

Mesmo com todas as mudanças ocorridas nos últimos anos e perspectiva de se intensificar a tendência de flexibilidade no mercado de GNL com o crescimento de contratos spot e de curto prazo, o pilar da indústria se mantém nos contratos de longo prazo. Os projetos de liquefação, especialmente os greenfields, não se estabelecem se não houver a garantia de um contrato de longo prazo, devido ao alto custo de capital e risco do mercado. A partir do momento em que o atual período de sobreoferta se esgotar [2], e o mercado demandar novos projetos de liquefação, as negociações dos contratos possivelmente estarão mais alinhadas com o modelo tradicional do que com os novos modelos de maior flexibilidade, alcançados pelos compradores com maior poder de barganha. A característica cíclica do mercado abre margem para que a flexibilidade dos contratos de longo prazo seja igualmente cíclica, conforme o poder de barganha passa de um agente a outro.

Por fim, é importante ter em mente que a atual conjuntura de flexibilidade do mercado está relacionada à negociação e pressão dos compradores para condições mais favoráveis nos novos contratos ou nas renegociações das extensões. Os contratos de longo prazo já estabelecidos não dão margem a renegociações, o que implica que o mercado ainda passará por um período de transição, no qual os contratos tradicionais inflexíveis irão conviver com os contratos de maior flexibilidade que vem sendo renegociados ou oferecidos pelos novos players, como o caso dos Estados Unidos e os agregadores.

Referências:

CORBEAU, A. & LEDESMA, D. (2016). LNG Markets in Transition: The Great Reconfiguration, Oxford: Oxford University Press.

IGU (2017). IGU 2017 World LNG Report. Disponível em: https://www.igu.org/sites/default/files/103419-World_IGU_Report_no%20crops.pdf.

SAKMAR, S. (2013). Energy for the 21st Century: Opportunities and Challenges for Liquefied Natural Gas (LNG). 1. ed. Cheltenham: Edward Elgar Publishing Limited, 2013.

ROGERS, H. (2017). Does the Portfolio Business Model Spell the End of Long-Term Oil-Indexed LNG Contracts? Energy Insight: 10. Oxford Institute for Energy Studies.

ROGERS, D. R. & PHUA, D. Y. (2015). Re-examining the take-or-pay obligation in LNG sale and purchase agreements. Disponível em: https://kslawemail.com/77/429/pages/article8.asp.

PRADE, Y. C. (2015). O mercado de GNL do futuro: risco ou oportunidade para o Brasil? Boletim Infopetro, 21/09/2015. Disponível em: https://infopetro.wordpress.com/2015/09/21/o-mercado-de-gnl-do-futuro-risco-ou-oportunidade-para-o-brasil/

TUSIANI, M & SHEARER, G. (2007). LNG: a nontechnical guide. 1 ed. Tulsa: Penwell, 2007.

Notas:

[1] De acordo com a IGU (2017), a precificação por competição gás-gás é reflexo da dinâmica entre oferta e demanda de gás natural.

[2] Para mais detalhes sobre a perspectiva de sobreoferta no mercado de GNL, ver Prade (2015).

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