Preços baixos e o consumo de GNL

O mercado mundial de GNL continua a surpreender positivamente, fechando o ano de 2017 com uma produção de 290,5 milhões de toneladas por ano (mtpa), ou seja um crescimento de 12% com relação a 2016. Em 2017 houve um aumento de 37 mtpa na capacidade mundial de produção.

A abundância de novos suprimentos da Austrália, EUA e Catar e preços relativamente baixos de petróleo contribuíram para tornar o GNL mais acessível em mercados sensíveis aos preços , como a Índia e a China. Esta última deverá desbancar o Japão como maior importador mundial por volta de 2025, segundo as previsões da Bloomberg.  Em 2017 a China ultrapassou a Coréia do Sul como o segundo maior importador mundial de GNL, com importação de 38,1 mtpa.

O governo chinês está seriamente empenhado em melhorar a qualidade ambiental nas grandes cidades e o Décimo Terceiro Plano Quinquenal de 2016 prevê a redução da intensidade energética e de emissões de carbono por unidade de PIB em, respectivamente, 15% e 18% até 2020. Além do crescimento do consumo de gás natural, o governo está estimulando a implementação de energias renováveis, fechando minas de carvão, instalações industriais e plantas termelétricas ineficientes, bem como descontinuando o uso de fogões a carvão em zonas urbanas.

Segundo a Climate Change News, no período 2013-2016, a China descontinuou a produção de 90 milhões de toneladas de aço, 230 milhões de toneladas de concreto, 76 milhões de toneladas de vidro plano, e 1 milhão de toneladas de alumínio. Isto equivale a quase três vezes a produção brasileira de aço e duas vezes a produção de cimento no Brasil.

O preço spot de GNL continua influenciado por fatores climáticos e pela parada para manutenção de plantas de liquefação. No verão de 2017 o preço spot na Ásia estava acima de US$ 5/MMBtu, enquanto que os preços de cargas spot para entrega em fevereiro estão oscilando entre US$ 11,50-11,80/MMBTU, devido ao inverno rigoroso no norte da Ásia e a paradas para manutenção na Malásia e Angola, segundo a ICIS.

O dantes mercado promissor da América do Sul tem decepcionado.  Até outubro o Brasil importou apenas 1,2 mtpa contra um volume importado de 2,3 mtpa em 2016 e 5,7 mtpa em 2015. No segundo semestre de 2017 houve uma tímida retomada das operações de regaseificação nos terminais da Bahia e Ceará, mas o terminal no Rio de Janeiro não recebeu nenhuma carga em 2017.

A Argentina reduziu as importações para 2,2 mtpa em 2017, contra volumes superiores a 4 mtpa em anos anteriores, com o presidente Macri prometendo vigoroso apoio à produção de gás não convencional, com o objetivo de reduzir as importações de GNL em 50% até 2020.

No fim de 2018 a Austrália deverá ultrapassar o Catar como maior exportador mundial, produzindo 87 mtpa. A despeito do forte aumento do consumo existe uma grande ociosidade na capacidade global de regaseificação, que excede 800 mtpa. Segundo a consultoria Rystad Energy, a capacidade de regaseificação deverá crescer mais 41 mtpa, sendo que mais da metade será através de unidades flutuantes (FSRU). Essa ociosidade está concentrada na Europa e nos EUA, que construíram um grande número de terminais para comércio especulativo. Existe também capacidade ociosa na liquefação, que é manejada pelos produtores através de paradas de manutenção e estocagem.

As previsões de demanda para 2020 e 2025 são de, respectivamente, 320 mtpa e 400 mtpa. Além da China, o consumo será impulsionado pela demanda em mercados emergentes, como o Paquistão, Bangladesh, Índia, Jordânia, Kuwait e Emirados Árabes Unidos. Isso se os preços continuarem oscilando entre US$ 4-7/MMBtu, pois esses mercados são muito sensíveis aos preços, além de concederem subsídios de grande monta aos consumidores de eletricidade e gás natural. A adição de novos mercados tem sido impulsionada pela rapidez e flexibilidade de construção de FSRUs.

Se as previsões de demanda se confirmarem, bem como o crescente apetite dos mercados energéticos, o excesso de oferta deverá desaparecer por volta de 2023-2025. Enquanto isso, as decisões de investimento em novos projetos de liquefação vão ficar no “back burner“, ou seja, estacionadas; em 2017 apenas um projeto foi aprovado pelos acionistas, uma planta de 2,2 mtpa na Guiné Equatorial.