Em 2013, o optimismo em relação ao transporte de Gás Natural Liquefeito estava no auge. Dois anos depois, em 2015, a incerteza predomina. Uma alteração que muito nos ensina também.

O excesso de encomendas de navios VLGC (Very Large Gas Carriers) em 2013 está a inundar o mercado e, segundo a IHS Maritime, espera-se um aumento de 57% na capacidade de transporte até 2017. Este excesso de oferta e a redução de consumo de gás natural liquefeito (LNG), no último trimestre, estão a pressionar o preço do respectivo frete. No lado da oferta espera-se que 33 novos navios estejam a operar até ao final do ano e, no lado do consumo, os dados relativos ao último trimestre, revelam que 17% da liquefacção produzida a nível mundial não foi utilizada.

Para a Pareto Securities AS, este excesso de oferta e a diminuição no consumo de LNG irão acentuar-se nos próximos anos, afectando o preço do respectivo frete. Assim, os 80 mil dólares de média diária do frete neste ano sofrerão, segundo a agência, uma queda para os 50 mil dólares em 2016 e para os 35 mil dólares em 2017.

É altura de questionar e perceber as razões que levaram a tanto optimismo na encomenda de novos navios e à equívoca situação actual.

Antes de mais, o destaque vai, sem dúvida, para o Japão que, depois do terrível desastre de Fukushima em Março de 2011, fechou as suas centrais nucleares e passou a maior importador mundial de LNG, consumindo 1/3 de todo o LNG produzido. Todavia, a China teve também um papel relevante no consumo de LNG, com a sua vontade política de reduzir a poluição. Em relação ao carvão, o gás natural é incomparavelmente mais limpo e foi uma das opções escolhidas, aumentando a China, de ano para ano, as respectivas importações de LNG, atingindo um máximo em 2014, com um aumento de 10%. A título de exemplo dessa política de mudança, na cidade de Jinjiang, célebre pela sua produção milenar de cerâmica e sendo uma das indústrias que mais consome energia, o governo obrigou todos os produtores a mudar do carvão para o LNG. Nesse enquadramento, o consumo na Ásia parecia ilimitado, encorajando todos os intervenientes do sector.

Para além da Ásia, porém, outros factores entraram igualmente na equação do optimismo.

Em 2007, quando os panamenses foram chamados a referendar a extensão do Canal, estavam longe de imaginar como em breve os Estados Unidos iriam transformar radicalmente o mercado do gás natural e como o novo Canal do Panamá teria um papel-chave nesse mercado, ao permitir, com o alargamento previsto, aumentar dos actuais 8,6% de tráfego de VLGC para os 88%. Desde a viragem do século, com os poços a esgotarem a um ritmo de 5% ao ano, os Estados Unidos começaram a gastar milhares de dólares em instalações e terminais portuários para importar e regaseificar o gás liquefeito recebido por navios. Em 2008, experiências na conjugação de duas técnicas já há muito utilizadas – fracturamento hidráulico e perfuração horizontal – resultaram, para surpresa e espanto de muitos, na produção de gás natural nas rochas xistosas no subsolo a uma escala impensável, o chamado shale gas. De importadores os Estados Unidos passaram a ter reservas suficientes para exportar e começaram a reconverter esses mesmos terminais portuários na liquefacção de gás. A 7 de Maio de 2012, em Houston, a empresa Cheniere Energy anunciava que a Temasek, uma empresa asiática, e a RRJ Capital, uma private equity, tinham acordado investir 468 milhões de dólares na empresa para a construção do terminal de liquefacção de Sabine Pass no Louisiana. A Cheniere Energy, a primeira a obter autorização do governo para exportar gás liquefeito, conseguia assim financiamento para avançar com o projecto. O optimismo era evidente, como revelam as palavras do CEO da RRJ Capital à época: «We are very excited about our long-term strategic investment in Cheniere, we strongly support Cheniere and their vision to become a world leader in the global LNG industry, including the key Asian LNG market». Hoje, Sabine Pass é o primeiro terminal de liquefacção de gás dos Estados Unidos que se prepara para exportar LNG já em Dezembro, depois dos testes a que está a ser submetido. Para se ter uma ideia dos vários projectos em curso de liquefacção nos terminais portuários, quando estes ficarem prontos, os Estados Unidos, a seguir ao Qatar e Austrália, ficarão em terceiro lugar a nível mundial na capacidade de exportar LNG, quando em 2007 eram ainda um importador líquido. Actualmente o Qatar exporta 77 milhões de toneladas/ano, os Estados Unidos irão exportar, até 2020, 61,5 milhões de toneladas/ano e a Austrália, com os projectos que estão em curso, exportará até 2020 o equivalente a 86 milhões de toneladas/ano.

Tudo se conjugava na perfeição no mercado do LNG: uma Ásia que parecia insaciável por esse gás e disposta a pagar um preço alto, uma América a produzir gás natural a baixo preço e desejosa de exportar o excesso produzido e um Canal localizado no sítio certo, cujas obras de alargamento permitiriam que 88% do fluxo desses navios por aí circulassem. O aumento das encomendas de navios VLGC, que agora estão a chegar ao mercado, respondia ao optimismo reinante.

Em 2015 tudo mudou e do optimismo passou-se à incerteza no que concerne ao mercado do LNG. É altura de olharmos para o que mudou.

Uma das razões óbvias e mais apontadas tem a ver com a enorme queda do preço do petróleo, que não só se tornou mais competitivo, mas também porque historicamente o preço do LNG está a ele indexado. Contudo, muitas outras variáveis explicam a grande transformação que se está a operar no mercado de LNG, nomeadamente o Japão, que já está a reactivar as suas centrais nucleares e consequentemente a afectar os preços que caíram dos 20,5 dólares por (MMBtu) em Fevereiro de 2014 para os actuais 8 dólares. Segundo as previsões da Tokyo Gas, a procura de LNG no país cairá cerca de 15 milhões de toneladas nos próximos cinco anos, tempo esse necessário para que entre 15 a 20 centrais estejam já operacionais. Também a japonesa Jera Co, o maior comprador mundial de gás natural, revelou em Outubro, num seminário da Reuteurs, que irá reduzir o número de contratos de longo prazo. Para o presidente da Jera Co, cerca de 10 milhões de toneladas em contratos de longo prazo irão vencer em 2020 e não serão renovados, opção que já está a causar bastante pressão nos projectados terminais de LNG, cujo financiamento tem como base contratos de longo prazo para a sua aprovação. Leia-se um e-mail divulgado em Outubro da Cheniere: “Our liquefaction projects are underpinned by 20-year long-term contracts that support the financing and construction of projects.” As reacções no mercado de acções não se fizeram esperar e, em Outubro, um conhecido Hedge Fund, Jim Chanos, numa entrevista à Bloomberg, avançou que a Cheniere tem uma dívida superior a 30 mil milhões de dólares, o que custará, segundo os seus cálculos, um pagamento de 2 mil milhões de juros anuais. Com o preço do LNG em queda e sem previsões optimistas no futuro próximo, Chanos aposta na queda das acções em bolsa cujo preço já caiu, desde o início do ano, mais de 25%.

A sangria começou porque, de facto, a nível global, há um excesso de produção de LNG de 25 milhões de toneladas até 2018, o que corresponde, para se ter uma melhor percepção do valor, a um total superior ao que a China importou em todo o ano de 2014. Dos Estados Unidos à Austrália muitos dos planeados projectos nos terminais portuários de liquefacção de gás estão a ser adiados e mais de metade dos 38 terminais planeados nos Estados Unidos podem nem sair do papel, segundo a Fitch Ratings Inc. Com um mercado mundial que não consegue absorver a capacidade de liquefacção em curso, dificilmente os projectos conseguem financiamento. Finalmente observemos o que se passa na China, cuja importação de LNG este ano caiu 3,5% em relação ao ano passado, defraudando todos os intervenientes no sector. Começamos com o impacto negativo que a regulação do preço imposta pelo governo está a ter no preço do LNG, tendo como consequência a redução do seu consumo. Apesar do preço spot do LNG na China ter caído para metade em relação a 2014, o governo tem sido lento em acompanhar a descida e baixar as tarifas, o que tem provocado nalguns sectores industriais conflitos com o governo. Em Jinjiang, por exemplo, onde os produtores de cerâmica foram obrigados a deixar o carvão pelo LNG, estão em disputa com o governo e ameaçam regressar ao carvão barato. Igualmente em consequência desta regulação, a energia solar e a eólica, subsidiadas pelo governo, são hoje fortes concorrentes ao LNG, o que faz diminuir o seu consumo. Mas talvez o sinal mais claro de que a China se preparava para reduzir a importação do LNG foi dado, em Maio de 2014, quando o país assinou com a Rússia um contrato de fornecimento de gás de 38 milhares de metros cúbicos (bcm), (padrão de medida quando o gás é fornecido via gasoduto), que corresponde a cerca de 20% do total de gás que a China consumiu em 2014. Para além do gasoduto de 4.000Km que custará à Rússia 55 mil milhões de dólares, nenhum detalhe do contrato foi revelado. Moscovo e Beijing vêem benefícios mútuos nesta cooperação, que permitem à Rússia não ficar dependente do fornecimento à Europa e asseguram à China a diversificação dos fornecimentos.

Depois de atrasos, greves e derrapagens no orçamento, a abertura do novo Canal do Panamá está prevista para Abril de 2016. A Autoridade do Canal confronta-se hoje com a seguinte questão: será que o tráfego de VLGC no Canal produzirá os milhares de milhões previstos?

Se até há poucos anos tudo parecia conjugar-se na perfeição no mercado do LNG, hoje é difícil encontrar sinais positivos e muitos questionam se os preços poderão cair ainda mais. Durante anos o gás natural foi o sonho dos traders. No Inverno, com as temperaturas a enregelar as cidades, de Chicago a Nova Iorque, o preço subia com a precisão de um relógio suíço. No Verão, quando a canícula apertava e o ar condicionado era a única solução para o alívio, o preço subia com a mesma precisão. A única dificuldade dos traders era encontrar o melhor meteorologista que lhes desse com a maior antecipação as previsões climatéricas. Mas neste Inverno, até a sazonalidade característica deste mercado poderá não funcionar pelo efeito do El Nino.

Como nos parece óbvio de toda esta análise os preços não dependem só da procura, como tantas vezes se simplifica e julga. O excesso de capacidade de liquefacção de LNG, que vai ainda aumentar nos próximos anos, merece uma reflexão por parte dos diversos intervenientes do sector. Como foi possível pensar que o Japão poderia continuar a pagar um prémio altíssimo pelo LNG?  Como foi possível ignorar outras fontes de fornecimento de gás à China? Mas do lado de Moscovo, que se prepara para assinar um segundo contrato com a China a incerteza também é grande porque se desconhece os termos do contrato. Será em rublos? Yuan? Contratos de longo prazo indexados ao petróleo? Serão flexíveis? Se o preço a pagar pelo LNG importado for inferior ao preço a pagar à Rússia será que a China está disposta a pagar mais pelo gás que precisa?

Quando o equilíbrio entre a oferta e a procura se restabelecer, muitas empresas perceberão o elevado preço que tiveram que pagar pelos excessos. Certo é que em 2015 se passou do optimismo à incerteza.

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