Grupo de Economia da Energia

Os novos rumos do mercado de GNL: uma visão sobre a flexibilidade dos grandes compradores asiáticos

In gás natural, GNL on 01/05/2019 at 13:46

Por Yanna Clara Prade

Yanna052019O mercado de GNL vem passando por mudanças estruturais importantes, deixando de ser o irmão mais novo do mercado de gás, para tomar diferente rumo e adotar lógica própria. O grito de liberdade, na figura de um benchmark líquido e confiável para o preço do GNL, ainda não foi dado, mas as condições de mercado estão mudando rapidamente, como já apresentado em textos anteriores no Infopetro [1].

Um dos principais resultados da recente mudança do mercado de GNL é a alternância do “mercado dos vendedores” para o “mercado dos compradores”, no qual os compradores diante de vasta disponibilidade de oferta ganham maior poder de barganha frente aos vendedores. Essa condição impacta na pressão em flexibilizar algumas cláusulas dos contratos de longo prazo, assim como a intensificação do uso dos volumes spot e de curto prazo. Esse movimento pode ser chave para finalmente o mercado criar condições de liquidez e flexibilidade necessárias para a criação do benchmark de preço.

Inserido nessa série de artigos sobre o mercado de GNL e sua evolução, o presente estudo tem como objetivo apresentar as necessidades de flexibilidade sob a ótica do consumidor de GNL, levando em consideração os maiores consumidores atualmente, aqueles que ditam as tendências e movimentos mais importantes deste lado do mercado. O foco da análise, portanto, serão os mercados do Japão, Coreia do Sul e China, que conjuntamente demandam mais de 50% do total de GNL comercializado mundialmente.

O que significa flexibilidade no mercado de GNL?

O debate sobre a flexibilidade no mercado de GNL nos últimos anos tem focado no aumento do comércio de contratos de curto prazo e spot; e a principal inflexibilidade dos contratos de longo prazo, a cláusula de restrição de destino, a qual define que a carga só pode ser entregue no porto pré-definido contratualmente – um modelo com relevante inflexibilidade. Uma análise sobre a flexibilidade no mercado de GNL, no entanto, deve incluir um escopo mais amplo devido à sua estrutura altamente complexa, uma vez que a cadeia de GNL inclui todos os ativos e contratos entre a boca do poço de gás até o gasoduto de distribuição no consumidor final.

IEA (2002) define flexibilidade como a capacidade de alterar volumes de gás em períodos de tempo definidos e sua análise foca nas ferramentas de oferta de gás natural e flexibilidade de demanda, ou seja, como a flexibilidade pode ser usada para adaptar a oferta quando a demanda flutua ou para adaptar a demanda o fornecimento de gás não é suficiente. O relatório aponta três ferramentas principais para a flexibilidade no sistema de gás natural: (1) disponibilidade de produção e transporte suficientes (seja com ativos próprios ou por meio de contratação de terceiros) para suprir a demanda mais alta possível; (2) existência de capacidade de armazenamento para gás e/ou GNL; e (3) existência de esquemas contratuais com os clientes finais para reduzir ou interromper o fornecimento de gás conforme solicitado. Portanto, a flexibilidade é tratada tanto pelas condições contratuais como pelas condições de disponibilidade de infraestrutura.

Tomando a abordagem da IEA e adaptando-se ao mercado de GNL, portanto, a flexibilidade no mercado de GNL está relacionada com a capacidade de movimentar volumes de GNL à medida que sua demanda muda. Existem dois prismas possíveis de análise sobre flexibilidade e mercado de GNL: a flexibilidade do mercado de GNL em si, levando-se em consideração apenas o mercado compreendido entre a planta de liquefação e de regaseificação; e o GNL como fator de flexibilidade para o mercado de gás local, tornando-se uma fonte de suprimento alternativa e flexível em comparação a oferta firme relacionada ao transporte via gasoduto.

O primeiro caso diz respeito a análise dos contratos de prazo definido para a compra de GNL e os contratos de fretamento (“charter agreements”), tendo como cerne a diversificação como mitigador dos riscos associados. O segundo se relaciona principalmente com a existência de liquidez e flexibilidade suficientes para promover um mercado spot, o que deve levar em conta tanto a disponibilidade de volumes de GNL, como de navios de transporte.

Em ambos os prismas de análise, a condição de infraestrutura de flexibilidade se torna relevante, e esta inclui a capacidade de armazenamento de gás/GNL, o nível de utilização da planta de regaseificação e liquefação, a existência de infraestrutura de recarga nas plantas de regaseificação, e a disponibilidade de navios metaneiros.

Panorama das condições de flexibilidade nos países asiáticos

O Japão e a Coreia do Sul são os maiores e mais tradicionais compradores de GNL do mercado asiático, com as importações iniciadas em 1969 e 1986, respectivamente. Ambos os países representaram 42% do total mundial de importações de GNL em 2018 e seus mercados de gás são quase totalmente dependentes do GNL.

O gás natural no mercado de energia do Japão desempenha um papel importante, sendo responsável por 40% da demanda de energia do país em 2017. O Japão produz menos de 10% de sua demanda de gás e depende fortemente das importações de GNL. Os compradores de GNL do Japão são principalmente concessionárias de energia elétrica e gás natural que representam aprox. 85% dos volumes atuais contratados. No entanto, traders tradicionais japoneses (como a Mitsubishi e a Mitsui) estão se envolvendo mais no mercado de GNL, principalmente no comércio e no transporte.

O Japão possui 91 MTPA em contratos de médio e longo prazo e aprox. 60% deste volume é contratado pelas concessionárias de energia elétrica do país [2]. Desde 2012 o país tem uma média de 20% de seu volume importado vindo do mercado spot e de curto prazo. A estimativa é de que, em 2018, os contratos de longo prazo representem 56%, de médio prazo 26%, e os volumes de curto prazo e spot 18% do portfólio japonês. Como visto no Gráfico 2, em comparação com os outros países, o Japão possui a carteira mais diversificada em termos de período contratual.

Aproximadamente 50% do volume de contratos de longo e médio prazo assinados por compradores japoneses são baseados exclusivamente no modelo ex-ship (DES), implicando que eles não têm uma forte participação no mercado de frete para seus compromissos de longo prazo, reduzindo sua capacidade de acessar esse tipo de flexibilidade [3]. Além disso, de acordo com a JFTC (2017), todos os contratos DES e a maioria dos contratos FOB do Japão têm cláusula de destino.

Contratos de GNL, tanto do Japão quanto da Coreia, são principalmente de destino fixo, como mostrado no Gráfico 1 abaixo. Os volumes dos contratos japoneses devem se reduzir nos próximos anos devido ao recomeço da operação das usinas nucleares e expiração de contratos de longo prazo, principalmente após 2021. Após 2019, contratos com destino flexível aumentam sua participação no volume total de GNL, pois começam a entrar em vigor os contratos dos EUA, que possuem cláusula clara permitindo entrega da carga no porto de escolha do comprador.

Gráfico 1 – Contratos de GNL por tipo de flexibilidade de destino – Japão e Coreia do Sul

(dado histórico até 2017)

Fonte: IEA (2018).

Pelo lado da infraestrutura de armazenamento, o Japão não possui armazenamento subterrâneo de gás natural e conta apenas com o armazenamento de GNL. O país tem um total de 277 bcm de capacidade de armazenamento de gás em seus tanques de GNL, o que representa 10% da demanda anual, em dados de 2018. Em comparação com outros mercados de gás, os EUA e a Europa têm apenas em armazenamento subterrâneo 20% da demanda anual total de gás (sem considerar o armazenamento adicional de GNL). Outra questão relacionada à capacidade de armazenamento do Japão é que o sistema de gasodutos não é conectado em nível nacional, ou seja, os mercados japoneses são locais e próximos aos terminais de regaseificação, o que impõe uma restrição à flexibilidade que poderia ser obtida ao gerenciar o armazenamento como estratégia de segurança nacional.

Outra deficiência na infraestrutura japonesa está relacionada a capacidade de recarga nos terminais de regaseificação [4]. O Japão tem 35 terminais de regaseificação com capacidade total de 217 MTPA, mas apenas 35% possuem capacidade de recarga do navio para reexportação. A implicação principal é que esta deficiência aliada a contratos com destino fixo impõe uma inflexibilidade importante aos compradores de GNL do Japão, no caso em que há excesso de volume contratado.

Em conclusão, o mercado de gás do Japão apresenta deficiências relevantes de armazenamento, recarga de infraestrutura e portfólio diversificado, já que eles são totalmente dependentes de GNL, sem acesso a importação por gasoduto. Os contratos são assinados principalmente pelas concessionárias de energia elétrica japonesas, no modelo DES e de longo prazo (mais de 15 anos) com destino fixo. Esses elementos aliados à liberalização no mercado japonês de gás estão aumentando a conscientização sobre a estratégia do comprador de GNL, uma vez que a flexibilidade se tornou central para lidar com o novo ambiente de negócios, conforme será apresentado na próxima seção.

Por outro lado, a Coreia do Sul tem uma organização distinta da indústria de gás em comparação com os japoneses, já que a KOGAS é o ponto focal da demanda de GNL no país. A KOGAS é uma empresa estatal e possui o monopólio de facto do fornecimento de gás no país, tendo atualmente 95% do volume total de contratos a prazo de GNL. Essa configuração afeta tanto a flexibilidade dos mercados de GNL quanto do mercado de gás na Coréia, uma vez que todos os investimentos e decisões comerciais são tomadas pela KOGAS.

A Coréia do Sul possui 38 MTPA em contratos de médio e longo prazo. Ao longo dos anos, semelhante ao Japão, a Coréia do Sul tem utilizado o mercado spot e de curto prazo, com uma média de 20% do total das importações, principalmente provenientes do Catar e da Austrália. A estimativa é que, em 2018, os contratos de longo prazo representem 65% do total do portfólio coreano, contratos de médio prazo e curto prazo, apenas 2% cada (Gráfico 2).

Gráfico 2 – Portfolio de contratos por compradores asiáticos (em vigor em 2018)

Fonte: GIIGNL (2019).

Como mostra o Gráfico 1, os volumes contratados da Coreia são principalmente com base em destino fixo, mesmo com 62% dos contratos de médio e longo prazo sendo exclusivamente FOB. Como no Japão, o aumento esperado dos volumes flexíveis nos próximos anos é relacionado aos novos contratos com empresas dos EUA.

A Coreia não tem armazenamento subterrâneo de gás, mas tem disponibilidade de armazenamento de GNL, representando 13% da demanda total de GNL em 2018. Ainda não é tão desenvolvida quanto nos EUA e Europa, mas o governo tem como meta aumentar o armazenamento para 20% em 2030. Diferente da situação do Japão, o sistema de gasodutos da Coreia é bem integrado, de modo que o armazenamento de GNL pode ser gerenciado em nível nacional, e também porque a KOGAS tem mais de 90% de capacidade de regaseificação e armazenamento. Além disso, as plantas de regaseificação, que somam capacidade de 129 MTPA, tem baixa capacidade de utilização, cerca de 30%, o que se configura como uma vantagem para flexibilidade da KOGAS. A infraestrutura de recarga, por outro lado, é muito limitada, pois há apenas um terminal com esse tipo de infraestrutura, que possui 1,8 MTPA de capacidade.

Em conclusão, a Coréia tem uma posição mais confortável em relação às ferramentas físicas de flexibilidade, em comparação com a situação do Japão, já que tem mais armazenamento disponível em uma base nacional com gerenciamento centralizado no KOGAS. No entanto, a centralização do mercado impõe um desafio à diversificação contratual, uma vez que estes são principalmente de longo prazo e destino fixo, com pequena participação de contratos de médio prazo. Pelo lado positivo, no entanto, há um grande número de contratos FOB, o que pode facilitar as negociações de flexibilização da cláusula de destinação.

Além dos tradicionais compradores de GNL, a China é um participante importante no mercado asiático, a qual expandiu rapidamente sua participação ultrapassando o segundo lugar da Coréia como maior consumidor em 2017. A China entrou no mercado de GNL apenas em 2006 para atender à crescente demanda doméstica. Mas em contraste com o Japão e a Coréia, a China tem sua própria produção doméstica e acesso a importações de dutos do Turcomenistão, Uzbequistão e Cazaquistão, de modo que o GNL respondeu apenas a 22% do fornecimento total de gás em 2017.

As ferramentas de flexibilidade de infraestrutura da China são bastante subdesenvolvidas, já que o país tem apenas armazenamento de GNL para suprir 7% da demanda total de GNL, e apenas armazenamento subterrâneo de gás para atender a 3% do consumo total de gás. O país também tem capacidade de recarga limitada, já que representa 18% da capacidade total de regaseificação.

Os contratos de GNL em vigor em 2018 estão concentrados nas três empresas estatais chinesas, CNOOC, Petrochina e Sinopec. A CNOOC é a principal compradora, com 39% dos volumes contratados, seguida pela Petrochina com 26% e Sinopec com 21%. A China tem 46 MTPA de volume em contratos de médio e longo prazo e representa quase 70% do total da carteira de contratos chinesa em 2018, com as cargas spot respondendo por 30% do volume total (Gráfico 2). A carteira de contratos é pouco diversificada, com participação mínima de contrato de médio prazo e curto prazo. Além disso, os contratos DES representam 71% do volume total contratado em 2018.

Empresas independentes (não-NOCs) têm pequena participação com base nos dados de 2018, mas algumas empresas de distribuição e concessionárias de energia elétrica estão investindo em terminais de GNL e assinaram contratos totalizando 2,4 MTPA para iniciar entre 2018 e 2020. Algumas dessas empresas preferem assinar contratos de médio prazo, entre 5 e 10 anos, que diversificarão o portfólio de GNL da China.

Os principais compradores asiáticos apresentam algumas restrições importantes em suas ferramentas de flexibilidade, tanto para lidar com situações de aumento e diminuição de demanda de gás, conforme resumido na Tabela 1.

Tabela 1 – Sumário das flexibilidades dos países asiáticos

Fonte: Pesquisa da autora, GIIGNL (2019).

As novas condições dos compradores e o incentivo à flexibilidade

Há dois pontos cruciais na discussão sobre flexibilidade do lado da demanda de GNL. A primeira é a deficiência de infraestrutura de armazenamento e recarga nos países de grandes compradores, o que implica que há uma inflexibilidade importante no lado da demanda de GNL, que foi compensada pelo aumento dos mercados spot e de curto prazo. O segundo ponto é a grande dependência desses países em contratos tradicionais de longo prazo, nos quais a flexibilidade é limitada pela restrição ao desvio de cargas e pelo longo prazo de validade (normalmente 20 anos).

O Japão tem sido o principal impulsionador para aumentar a flexibilidade nos últimos anos e esse movimento pode levar a uma mudança geral no mercado de GNL. Os compradores japoneses têm estado ativos em aumentar sua flexibilidade pela diversificação de portfólio, impulsionados pela incerteza da demanda de gás doméstico e pela liberalização em seus mercados de gás e energia.

A incerteza da demanda deve-se ao reinício das usinas nucleares, uma vez que não está claro o quão rápido isso ocorrerá, mas, independentemente do cenário, a demanda por gás deverá diminuir nos próximos anos. Muitos especialistas estimam que os compradores japoneses estão sobre contratados até 2020 [5], com exposição relevante a contratos que não permitem o desvio de cargas. O ramp-up dos projetos dos EUA também impacta na situação de sobre contratação, mas, neste caso, as cargas podem ser redirecionadas, e a desvantagem está relacionada ao risco de preço.

A Coreia do Sul também apresenta alguma incerteza quanto à sua demanda, já que os planos de energia do governo têm como alvo mais renováveis ​​e gás natural, para substituir o carvão e as usinas nucleares, mas não se sabe ao certo em que velocidade. A eliminação de usinas nucleares ocorreu após o aumento do debate sobre segurança após dois terremotos de alta magnitude atingirem o país em 2016. O novo governo coreano, durante as eleições, assumiu a posição de que o uso de GNL na matriz energética seria incentivada, mas o mercado ficou desapontado quando o oitavo plano de eletricidade reduziu a meta anterior de participação de gás de 37% para 18,8% do mix de energia. A velocidade e a magnitude da transição no mercado energético coreano não são claras, e isso pode afetar a flexibilidade necessária e alcançada pelo país (Paik, 2018).

A liberalização nos mercados de gás também desempenha um papel importante na aspiração de flexibilidade dos compradores monopolistas, uma vez que impõe um importante desafio ao status quo do seu negócio. Sem concorrência no mercado interno, os monopolistas conseguiam passar os altos custos de combustível para o consumidor final, e um portfólio diversificado não era uma estratégia central. A total liberalização do mercado de eletricidade e gás, aliada ao acesso de terceiros aos terminais de regaseificação, aumenta a concorrência nos mercados da energia e os compradores de GNL terão de racionalizar as suas aquisições e diversificar as suas carteiras. Os três países asiáticos estudados neste documento estão passando pelo processo de liberalização de seus mercados de gás, mas em diferentes estágios e com pouco efeito ainda.

Em 2011, o governo da China iniciou o processo para reformar os preços do gás natural, vinculando-o a uma cesta de combustíveis concorrentes (como óleo combustível e GLP). A liberalização do mercado foi alcançada em 2017, quando o governo anunciou o acesso de terceiros a gasodutos e terminais de importação de GNL (IEEJ, 2018). A reforma do mercado de gás já está trazendo resultados, já que muitas empresas independentes estão assinando novos contratos de GNL. No entanto, os NOCs ainda dominam o mercado de gás do país e o progresso na liberalização tem sido limitado (Platts, 2018).

A Coreia do Sul começou a abrir seu mercado de gás em 2008, permitindo importações de GNL de produtores independentes de energia, mas somente em 2016 o governo decidiu abrir gradualmente as importações de gás e o mercado de gás até 2025. No entanto, não está claro o que realmente acontecerá, devido ao dilema do governo em proteger o monopólio da KOGAS (Paik, 2018).

Após o desastre nuclear de Fukushima, em 2011, o governo japonês decidiu fazer uma profunda reforma na regulamentação de energia, começando pelo mercado de eletricidade e expandindo para o mercado de gás. A liberalização no mercado de eletricidade foi promulgada pela revisão da Lei do Comércio de Eletricidade em 2015. O mercado de eletricidade foi aberto em 2016 e a separação da rede de transmissão dos fornecedores de energia está prevista para ocorrer em 2020.

A reforma no mercado de gás do Japão começou com as emendas à Lei do Comércio de Gás promulgadas em 2015, e a liberalização estava planejada para ocorrer gradualmente. Em 2017, o mercado de gás foi liberalizado, para que consumidores residenciais e comerciais possam escolher livremente seus fornecedores de gás. Ainda em 2017, foi estabelecido o acesso de terceiros aos terminais de GNL, e as empresas precisam publicar informações sobre armazenamento e disponibilidade de capacidade e permitir que terceiros contratem capacidade ociosa. O processo de liberalização avançará para a desagregação da rede de transporte das três empresas Tokyo Gas, Osaka Gas e Toho Gas, em 2022.

O governo japonês está ciente da inconsistência relacionada à abertura do mercado doméstico de gás e energia e à carteira contratual dos compradores de GNL. Por este motivo, o Ministério da Economia, Comércio e Indústria (METI) do Japão lançou em 2016 uma estratégia para o desenvolvimento do mercado de GNL, no qual afirma que o Japão deve desempenhar um papel de liderança no desenvolvimento de um mercado de GNL flexível e líquido, encorajando a criação de um hub de GNL no país. Para alcançar essa flexibilidade, o METI aponta três elementos fundamentais que precisam ser abordados no mercado de gás do Japão: (i) a eliminação de cláusulas de destino; (ii) mudança do indexador dos preços contratuais migrando do baseado em preço de petróleo para basear-se em um preço do mercado de gás; (iii) acesso aberto à infraestrutura de gás (METI, 2016).

Outra parte relevante para a conscientização sobre flexibilidade no Japão é refletida na perspectiva regulatória. Em 2017, a Japan Fair Trade Commission (JFTC) publicou recomendações relacionadas a inflexibilidades nos contratos de longo prazo de GNL dos compradores japoneses, referentes à restrição de destino, participação nos lucros [6] e take-or-pay (JFTC, 2017). O objetivo era avaliar se as disposições contratuais estavam violando a Lei Anti-Monopólio do Japão. A JFTC conclui que a violação da Lei é provável quando o destino é restrito em acordos FOB e no DES, quando o vendedor se recusa a permitir o desvio. Sobre a participação nos lucros, a Comissão define que é um comércio desleal nos acordos FOB, e no DES pode violar a lei quando a divisão não é razoável. Em cláusulas take-or-pay, a JFTC reconhece que é uma cláusula razoável para garantir o investimento, mas pode estar limitando a concorrência quando o vendedor tem maior poder de barganha e pode impor um valor injusto quando o investimento já é amortizado (especialmente no caso de renovação contratos de instalações de liquefação existentes). A JFTC conclui que, ao negociar novos contratos ou renovar contratos, os compradores japoneses não devem aceitar as cláusulas restritivas da concorrência, e que, se for necessário, ações serão tomadas pela Comissão. O movimento da JFTC estabeleceu um espaço para aumentar o debate sobre as cláusulas de restrição de destino nos contratos de longo prazo, como Coréia e na Comissão Europeia [7].

É improvável que os compradores asiáticos tentem renegociar cláusulas de destino nos atuais contratos em vigor, mas tanto o Japão quanto a Coréia têm aproximadamente 50% de seus volumes contratados vencendo entre 2020 e 2030, e isso pode ser renegociado em acordos mais flexíveis. Tem sido relatado que novos contratos assinados por compradores asiáticos de GNL já excluem a cláusula de destino.

Um movimento importante pelo lado do mercado está relacionado com alianças para aumentar o poder de barganha para obter acordos melhores e mais flexíveis com os vendedores de GNL. Em 2017, a KOGAS, a JERA e a CNOOC assinaram um Memorando de Entendimento para cooperar no negócio de GNL, através de compras conjuntas de GNL, participação conjunta em investimentos no upstream e cooperação no transporte e armazenamento. A aliança permite otimizar os arranjos de frete, através de swaps e uso compartilhado de armazenamento, que é deficiente nos três países. Este tipo de estratégia parece estar dando certo, uma vez que a Tokyo Gas e a Centrica assinaram um Heads of Agreements para comprar 2,6 MTPA com flexibilidade de destino em formato DES de Mozambique LNG, depois de assinarem um MoU para cooperarem no mercado de GNL em 2016. Essa estratégia de cooperação pode se tornar mais importante quando o mercado voltar a ser um “mercado dos vendedores”.

Os grandes compradores de GNL também estão adotando uma estratégia de integração ao longo da cadeia, assegurando participação tanto no upstream quanto no downstream em outros países. Esses grandes players estão aumentando suas capacidades de comercialização e revendendo o GNL para players menores e no mercado spot. Japão e Coreia estão adotando essa estratégia. A KOGAS expandiu sua operação adquirindo participações em 20 projetos upstream e esteve envolvida em projetos de terminais de regaseificação em vários países. As empresas japonesas estão seguindo a mesma estratégia, como exemplo, a Tokyo Gas tem como meta aumentar o investimento no exterior no mercado de GNL, com foco no Sudeste Asiático; e na América do Norte. A empresa vinha investindo em vários projetos de produção de shale gas na América do Norte e em projetos integrados na Austrália; e nos últimos anos aumentaram sua participação na distribuição de gás no Vietnã, Indonésia, Tailândia. A China é a mais jovem importadora de GNL da família asiática, mas já tem participação em vários projetos na Austrália, Rússia, Moçambique e Canadá; dado que esta é uma estratégia comum das NOCs chinesas, de investir fortemente em mercados de energia no exterior para garantir o abastecimento.

Conclusões

O mercado de GNL evoluiu em muitos aspectos, à medida que as condições tecnológicas e comerciais mudaram ao longo dos anos. Neste novo ambiente, a flexibilidade foi reforçada pelo surgimento de mercados de curto prazo e spot, mas algumas inflexibilidades ainda estão presentes, relacionadas aos contratos de longo prazo e sua estrutura rígida.

O mercado parece estar em transição para um mercado mais líquido e flexível e é importante avaliar quais são os obstáculos e as condições de flexibilidade dos participantes do mercado. Os grandes compradores asiáticos, principalmente o Japão, estão pressionando para aumentar a flexibilidade nos contratos de longo prazo porque eles não têm outras ferramentas de flexibilidade bem desenvolvidas, já que atualmente têm deficiências em armazenamento, portfólio diversificado e capacidade de recarga. Os grandes compradores também seguem cada vez mais a estratégia de portfólio, assumindo posições em contratos e ativos ao longo da cadeia de GNL, o que melhora sua flexibilidade. No entanto, podemos ver que isso é um movimento dos grandes e tradicionais players, que já têm maior poder de investimento e barganha. Players menores e novos têm menos poder nesse sentido, então é possível que estes obtenham acordos mais inflexíveis, alinhados com o modelo tradicional.

Referências

GIIGNL (2019). The LNG Industry.

Honoré, et al (2016). Demand Potential. In: Ed. Corbeau, A-S. & Ledesma, D. (2016). LNG Markets in Transition: The Great Reconfiguration. Oxford Institute for Energy Studies.

IEA (2002). Flexibility in Natural Gas Supply and Demand.

IEA (2017). Global Gas Security Review 2017.

IEA (2018). Gas Market Report 2018.

IEEJ (2018). The Future of Asian LNG 2018 (The Road to Nagoya). October 2018.

Japan Fair Trade Commission – JFTC (2017). Survey on LNG Trades. Disponível em: https://www.jftc.go.jp/en/pressreleases/yearly-2017/June/170628_files/170628-2.pdf

METI (2016). Strategy for LNG Market Development – Creating flexible LNG Market and Developing an LNG Trading Hub in Japan. May 2, 2016.

Paik, K. W. (2018). South Korea’s Energy Policy Change and the Implication for its LNG imports. Disponível em: https://www.oxfordenergy.org/publications/south-koreas-energy-policy-change-implications-lng-imports/

Platts (2018). Opportunities and challenges of China’s LNG expansion. Special Report: LNG, March 2018.

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/

Timera Energy (2017). Asian portfolios drive LNG contracting evolution, April 2017. Disponível em: https://timera-energy.com/asian-over-contracting-of-lng/

Notas

[1] Prade (2015) e Prade (2018).

[2] Para este artigo, o contrato de curto prazo é de até 4 anos, de médio prazo, de 5 a 15, e de longo prazo, de mais de 15 anos.

[3] O contrato de GNL define que parte contratual será responsável pelo transporte da carga, sendo o mais comum o ex-ship (DES), no qual o vendedor é responsável por organizar o embarque; e o free-on-board (FOB), na qual o comprador é responsável pelo embarque da carga. Nos contratos DES, a flexibilidade tende a ser mais limitada quando o comprador de GNL enfrenta mudanças na demanda, já que o vendedor de GNL tem o controle logístico e, por essa razão, reprogramar ou redirecionar cargas poderia ser desvantajoso para as operações dos vendedores. Por outro lado, o formato FOB dá mais flexibilidade ao comprador, que poderia encontrar a melhor solução evitando grandes negociações com o vendedor (caso o contrato não tenha restrição de destino).

[4] A recarga de navios se tornou uma prática recorrente no mercado de GNL, principalmente na Europa. Nesse caso, o GNL é reexportado através da recarga do navio no terminal de regaseificação.

[5] Honoré, et al (2016), IEA (2017), Timera Energy (2017).

[6] Em alguns contratos em que é possível desviar a carga do seu destino original, o vendedor exige uma participação dos lucros dessa transação, impedindo que o comprador tenha ganhos de arbitragem no contrato.

[7] Na Coreia, a ideia de iniciar uma investigação foi considerada em 2017, mas a Comissão ainda não decidiu se iria mais longe (https://reut.rs/2gR2Er7). Na UE, a Comissão iniciou uma investigação para verificar se o Catar está cumprindo as regras antimonopólio que impedem a inclusão de cláusulas de restrição, como no início de 2000, quando esse tipo de investigação levou à renegociação e à exclusão dessas cláusulas restritivas contratos (http://europa.eu/rapid/press-release_IP-18-4239_en.htm).

Leia outros textos de Yanna Clara no Blog Infopetro

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