2012 - CEIC

Índice
Nota Introdutória …………………………………………………………………………………………………2
A China e os Combustíveis Fósseis Africanos
Ana Cristina Alves……………………………………………………………………………………………………3
World LNG Outlook
Matteo Mazzoni...…………………………………………………………………………………………………18
1
Nota Introdutória
O Relatório "Energia em Angola 2013" a ser publicado no primeiro trimestre de 2014 engloba os
capítulos do Relatório de 2012, devidamente actualizados, que por motivo de força maior não
foram ainda publicados, mas distribuídos em CD-ROM o ano passado, e dois novos capítulos,
cujo conteúdo compõe este CD-ROM que têm em mãos.
O primeiro intitulado " A China e os Combustíveis Fósseis Africanos" da autoria de Ana Cristina
Alves, uma conhecida especialista das relações da China com o nosso continente, analisa com
pormenor os interesses daquele país asiático em África, cobrindo praticamente tudo o que se
conhece sobre o assunto, de forma detalhada e bastante quantificada.
O segundo capítulo "World LNG Outlook" da autoria de Matteo Mazzoni é uma panorâmica
completa e actualizada, a nível mundial, do mercado do LNG, com destaque para algumas
situações particulares pouco conhecidas do público em geral.
José de Oliveira
Coordenador do Núcleo de Energia do CEIC
2
A China e os Combustíveis Fósseis Africanos
Ana Cristina Alves
South African Institute of International Affairs
1. Um olhar sobre as necessidades energéticas chinesas
A China, devido ao tamanho da sua população e ao rápido ritmo de crescimento económico,
tornou-se em 2010 o maior consumidor de energia do mundo, respondendo em 2012 por 22% do
consumo global de energia, ultrapassando os EUA (presentemente com 17%)1. Historicamente, os
combustíveis fósseis têm dominado a matriz energética da China em grande parte devido ao fato
de que esses recursos abundam no seu subsolo. Os combustíveis fósseis representam mais de
90% do seu consumo de energia primária (2012: carvão 68,5%; petróleo 17,7%; e gás natural
4,8%).2 Embora a China figure entre os maiores produtores de combustíveis fósseis, a demanda
interna impulsionada pela rápida urbanização e industrialização do país, ultrapassou rapidamente
a produção nacional, forçando Pequim a procurar no exterior abastecimento e reservas como
forma de garantir a sua segurança energética.
Segundo a maioria das previsões de energia, nas próximas décadas a China irá não só consolidar
a sua posição como maior consumidor de energia do mundo mas também tornar-se no maior
importador mundial de energia. Embora se preveja que as políticas de diversificação e busca de
eficiência que Pequim tem vindo a por em prática em anos recentes contribuam para diminuir
gradualmente a parcela dos combustíveis fósseis no cabaz energético da China, espera-se que
estes continuem a responder pela maioria das necessidades energéticas da China a médio/longo
prazo (82% em 2030).3
O carvão representa a maior parcela do consumo energético chinês. Em 2012 a China detinha
13% dos depósitos conhecidos de carvão do mundo (terceira maior reserva depois dos EUA e da
Rússia) e foi responsável por 47,5% (1.825 MTOE) da produção global. Embora sua produção de
carvão tenha expandido de forma constante, a demanda doméstica quase que triplicou desde
2000, superando a produção em 2011 pela primeira vez, tornando-se naquele ano importador
líquido de carvão (China consumiu 1,873 milhões de tep em 2012, ou 50% do consumo mundial).4
Tendo em conta que o carvão gera a maior parte da energia elétrica residencial e das indústrias
pesadas tais como aço e construção, o consumo interno deverá crescer ainda mais nos próximos
anos. Esta situação combinada com o aumento doméstico dos custos de produção, os gargalos
de transporte, menor eficiência, questões de segurança e preocupações ambientais,5 justifica o
esperado aumento das importações de carvão da China nos próximos anos. Atualmente, a maior
parte das importações de carvão chinesas têm origem na região (Indonésia e Austrália). Todavia,
na medida que a sua dependência externa aumenta, a China será crescentemente pressionada a
diversificar as suas fontes de abastecimento, de modo a garantir um fornecimento
constante. Devido à proximidade geográfica, é de esperar que os recém-descobertos
reservatórios na costa oriental de África (Moçambique e Tanzânia) despertem o interesse da
China num futuro próximo.
Embora a parcela de gás natural responda presentemente apenas por uma fração do mix de
energia da China, o consumo deverá crescer significativamente nos próximos anos, em função do
esforço de diversificação da sua matriz energética do carvão e do petróleo. Em 2012 a China
possuía 1,7% das reservas mundiais conhecidas (3,1 triliões de metros cúbicos) e apesar do
aumento substancial da produção nos últimos anos, esta não conseguiu manter-se a par da
demanda. A China tornou-se um importador líquido de gás natural em 2007. Em 2012, a China
produziu 107 mil milhões de metros cúbicos de gás natural e consumiu 143,8 biliões de metros
1
BP Statistical Review of World Energy, junho de 2013, p. 40
BP Statistical Review of World Energy, junho de 2013, p. 41
3
BP, Energy Outlook 2030: China
4
Números neste parágrafo de acordo com BP, op. Cit, 2013
5
EIA, ‘China’, 4 Septembro 2012, http://www.eia.gov/countries/cab.cfm?fips=CH
2
3
cúbicos (4,3% do consumo global), um notável aumento de 600% desde 2000.6 Segundo
previsões da EIA a China deverá triplicar o seu consumo de gás natural até 2035.7 Inicialmente
Pequim obtinha a maioria das suas importações de gás natural das regiões vizinhas através de
gasodutos, nomeadamente da Rússia e da Ásia Central. No entanto, em linha com os esforços de
Pequim para diversificar os seus fornecedores de energia, a China tem vindo a intensificar as
importações de gás natural líquido (GNL) nos últimos anos, representando em 2012 cerca de
metade do total das importações de gás natural (41,3 biliões de metros cúbicos). Embora cerca de
dois terços provenha de regiões vizinhas (Austrália, Indonésia e Malásia), a China já importa GNL
de regiões mais distantes, nomeadamente da Nigéria (6% das importações de GNL da China em
2006).8 À medida que o seu consumo de gás natural expande, os campos de gás descobertos
recentemente no offshore da África Oriental (Moçambique e Tanzânia) serão cada vez mais
atraentes para Pequim.
O petróleo é, no entanto, a maior dependência externa da China atualmente. De exportador
líquido de petróleo até 1993, em menos de duas décadas a China transformou-se no segundo
maior consumidor mundial depois dos EUA, e está prevista tornar-se o maior importador mundial
em 2014.9 Apesar de ser o quarto maior produtor de petróleo do mundo (5 % da produção
mundial) e de se esperar que as novas descobertas de petróleo em alto mar compensem parte da
queda registrada em seus campos terrestres, prevê-se que as importações continuem crescendo
nos próximos anos em função da rápida expansão da demanda doméstica. Em 2012, mais da
metade do consumo total de petróleo da China (10,2 milhões de bpd) foi atendida por importações
(5,4 milhões bpd).10 Embora esta diferencial deva crescer a um ritmo mais lento nos próximos
anos devido ao arrefecimento económico da China, a EIA projeta que o consumo de petróleo
Chinês chegue a 17,6 milhões de barris por dia em 2040.11 De acordo com a Wood Mackenzie,
70% de sua demanda de petróleo deverá ser atendida por importações em 2020.12 Calcula-se que
a China sozinha seja responsável por 62% do crescimento da demanda mundial de petróleo entre
2011 e 2013.13 Embora a maior parte das suas importações de petróleo sejam ainda originárias do
Oriente Médio, a África viu a sua participação aumentar substancialmente na última década em
resultado dos esforços de diversificação de Pequim, que procura desta maneira evitar
interrupções no fornecimento dada a instabilidade no Médio Oriente. Em 2011, a África foi
responsável por quase um quarto das importações chinesas de petróleo, das quais mais de
metade originárias de Angola - actualmente o segundo maior fornecedor da China depois da
Arábia Saudita.14 Entre outros fornecedores de petróleo da África figuram: Sudão, Sudão do Sul e
República do Congo.
Embora a China tenha até agora sido capaz de alimentar suas necessidades energéticas
comprando fornecimento no mercado internacional, a magnitude do seu consumo doméstico
torna-a particularmente vulnerável a flutuações de preços e potencial escassez provocados, inter
alia, por cartelização, bloqueios e interrupções de transporte. A decisão no início de 2000 de
estabelecer reservas estratégicas e um sistema de proteção de recursos minerais estratégicos
(petróleo e alguns metais de base como cobre, alumínio e minério de ferro), sublinham a
crescente preocupação Chinesa nesta matéria.
Além da criação de reservas estratégicas e dos esforços de diversificação de fornecedores, ao
longo da última década Pequim tem vindo a implementar uma série de políticas e instrumentos
com vista a garantir a sua segurança energética. Entre estes destaca-se a aquisição de ativos de
6
Salvo disposição em contrário, os números deste parágrafo de acordo com a BP, op. Cit, 2013
EIA, op. cit., 2012
8
EIA, Op. Cit., 2012
9
Agência de Informação de Energia dos EUA, 'China prestes a se tornar o maior importador líquido de petróleo do
mundo ainda este ano ", 2 de Agosto de 2013,
http://www.eia.gov/todayinenergy/detail.cfm?id=12471
10
BP, op. cit, 2013
11
EIA, Annual Energy Outlook 2013, 2013 p. 159, http://www.eia.gov/forecasts/aeo/pdf/0383 (2013). pdf
12
Petroleum Economist, ‘China set to become world’s largest oil importer’, 22 de Agosto 2013, http://www.petroleumeconomist.com/Article/3246492/China-set-to-become-worlds-largest-oil-importer.html
13
EIA, op. cit., 2012
14
EIA, op. Cit., 2012
7
4
combustíveis fósseis no exterior, os quais desempenham um papel fundamental na estratégia de
segurança energética Chinesa, nomeadamente como forma de minimizar os riscos de
interrupções no fornecimento a longo prazo, e também para ter uma voz mais forte (do lado da
produção) em futuros desenvolvimentos nestes mercados particularmente voláteis (i.e. preços).
Os resultados, têm sido particularmente surpreendentes na indústria de hidrocarbonetos, onde as
empresas estatais chinesas têm vindo paulatinamente a expandir a sua presença no exterior,
tendo presentemente activos que se estendem da vizinha Ásia Central e Sudeste Asiático até
regiões distantes como América do Sul e África.
2. A estrutura doméstica da indústria extrativa chinesa
Desde o final da década de 1990, o governo central tem favorecido no âmbito da sua política
industrial a constituição de grandes conglomerados. A ideia, germinada em meados de 1990 sob
o Vice-premier Zhu Rongji, visava reformar não só a administração das empresas estatais
(substituir as burocracias governamentais e militares com uma gestão profissional), mas também
reagrupá-las estrategicamente, a fim de construir corporações modernas de classe mundial,
eficientes e competitivas em setores estratégicos, nomeadamente, energia, mineração,
telecomunicações, serviços e equipamentos.
Com este propósito, o Conselho de Estado criou em 2003 a Comissão de Administração e
Supervisão dos Ativos Estatais (SASAC no acrónimo inglês) com vista a estreitar a fiscalização e
melhorar o desempenho das empresas estatais sob a alçada do Governo Central. As
competências da SASAC incluem, nomeadamente, avançar com a reforma e reestruturação das
empresas públicas, das empresas de auditoria, nomeação e remoção de altos executivos, e
aprovar as principais estratégias e decisões de alto nível15 que incluem o investimento
externo. Mesmo que estas empresas se tenham tornado gradualmente mais orientadas por
considerações de mercado nas suas operações e gestão, o entrelaçamento entre seus quadros
gerenciais e a nomenclatura do Partido Comunista Chinês, continuam a garantir um certo grau de
coerência entre os objetivos da empresa e os interesses nacionais.
A estrutura do setor petrolífero é marcadamente monopolista, tendo as suas raízes na história do
setor. Em 1982, o Ministério da Indústria do Petróleo (MOPI no acrónimo inglês)16 estabeleceu a
sua primeira empresa de petróleo: a China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) com o fim
de facilitar a abertura do setor à participação estrangeira em atividades de upstream em campos
offshore,e desta forma aceder a tecnologia mais desenvolvida das empresas ocidentais. No ano
seguinte, foi estabelecida uma segunda petrolífera, China National Petrochemical Corporation
(Sinopec), à qual foi concedida autoridade sobre a maior parte do complexo de refino do país. Em
1988 o MOPI foi dissolvido para dar origem a uma outra empresa de petróleo, a China National Oil
Corporation (CNPC), que mantém até ao presente estatuto ministerial. Adicionalmente, o
monopólio comercial de petróleo foi dado à China National Chemical Import Export Corporation
(Sinochem).
Embora no início as atividades da CNPC, Sinopec e CNOOC tenham sido bem delimitadas
(CNPC em operações onshore, CNOOC em alto mar, e Sinopec no refino) a liberalização do setor
na década de 1990 conduziu a uma fusão gradual. Actualmente as três petrolíferas apresentam
uma estrutura integrada, acumulando actividades a montante e a jusante, no mercado interno e no
exterior. Todavia, a Sinopec continua a ser o grande jogador na refinação doméstica; a CNOOC
ainda mantém o controlo sobre a produção offshore e a CNPC na produção onshore. Devido ao
seu monopólio de longa data, as novas companhias petrolíferas públicas e privadas que surgiram
na década de 1990 acabaram jogando apenas um papel marginal. Principalmente devido à sua
vantagem inicial (ex-Ministério da Indústria do Petróleo) a CNPC continua a ser a mais importante
e maior das três grandes petrolíferas chinesas, sendo o maior produtor e fornecedor de gás e
petróleo da China. Tanto a CNPC, como a CNOOC e a Sinopec sofreram grande reestruturação
15
SASAC, ‘Main functions and responsibilities’,
http://www.sasac.gov.cn/n2963340/n2963393/2965120.html
16
O MOPI foi criado em 1955 para assumir a Secretaria Nacional de Administração de Petróleo (no âmbito do Ministério
dos Combustíveis), que administrava então a exploração sino-russa de petróleo onshore na província de Xinjiang.
5
nas décadas de 1990 e de 2000, sendo algumas das suas subsidiárias listadas em bolsas de
valores internacionais, nomeadamente, Hong Kong, Nova Iorque e Londres, como meio de acesso
a capital, mas acima de tudo com vista a aumentar o seu perfil e prestígio no exterior.
No que diz respeito a indústria de carvão, o panorama é muito diferente. Devido ao incentivo à
produção de carvão por colectividades e cooperativas locais na década 1980 como modo de
assegurar o acesso a energia nos meios rurais, este sector apresenta uma fragmentação muito
maior. Todavia, em linha com a reforma das empresas estatais na década de 1990, Pequim tem
procurado reverter este cenário. Após a extinção do ministério da indústria do Carvão em 1998, as
empresas estatais de carvão então existentes (94) foram colocadas sob a autoridade de governos
provinciais.17 A NDRC lançou em 2005 uma política visando a consolidação do sector através de
fusões e aquisições, com o objetivo de estabelecer empresas de grande porte. O governo central
está a trabalhar com os governos provinciais para implementar o plano, segundo o qual pequenos
operadores devem ser integrados com os maiores. Esta política, no entanto, tem levado a fusões
principalmente dentro das províncias, principalmente por causa dos interesses dos governos
provinciais (relacionado com imposto de renda e lucros), havendo poucos casos de fusões
interprovinciais. Apesar dos esforços para diminuir também drasticamente o número de pequenas
empresas colectivas (Township and Village Enterprises - de 100,000 em 1990s para menos
de10,000 em 2010) dado a sua fraca eficiência, pesado impacto ambiental e elevado índice de
acidentes, estas ainda representam o grosso do tecido empresarial e são responsáveis por uma
parcela significativa da produção (38% em 2009).18 Uma outra categoria operando no sector são
as chamadas empresas locais (sob alçada dos governos provinciais ou municipais), todavia, a sua
parcela na produção tem vindo a diminuir paulatinamente em função da política de fusões.
Destacam-se no sector duas empresas criadas em meados da década de 1990, e colocadas sob
a alçada da SASAC, as quais emergiram como campeões na indústria doméstica do carvão:
Shenhua Group Corporation e China National Coal Group. Estas empresas constituem não só a
primeira e segunda maiores empresas nacionais de carvão, respectivamente, como se encontram
entre as maiores empresas mundiais de carvão.
Beneficiando de um ambiente doméstico favorável, marcado por laços privilegiados com a
liderança política, não é de surpreender as empresas estatais chinesas apresentam o melhor
desempenho no que respeita ao investimento no exterior. Esta realidade é uma consequência
direta do tratamento preferencial e dos vastos recursos (não só financeiros, mas também políticos
e de intelligence) disponibilizados pela administração estatal.
3. Promovendo o investimento no exterior
Até à primeira década de 2000, o governo chinês não tinha políticas ou estratégias específicas
alinhadas para promover as suas empresas no exterior. Na verdade, até esta data Pequim
desincentivava as empresas chinesas a ir para o estrangeiro. As poucas empresas estatais que se
aventuraram no exterior na década de 1990 (a mineira CNMC adquiriu a mina de cobre em
Chambishi na Zâmbia em 1998, e a petrolífera CNPC adquiriu alguns ativos de petróleo no Sudão
em 1997), fizeram-no por conta própria, pois precisavam adquirir novas reservas para substituir as
maduras que detinham na China, e nesta altura não obtiveram qualquer apoio de Pequim.
Na viragem do século, todavia, o escalar da demanda interna tornou cada vez mais evidente a
crescente escassez doméstica de matérias-primas, ameaçando o desempenho das empresas
estatais chinesas, principalmente na indústria de hidrocarbonos. Inspirado pelo sucesso relativo
das empresas que iniciaram operações no exterior na década de 1990 e com a pressão atingindo
o teto no mercado interno, Pequim reviu a sua posição e lançou em 2001 uma política com vista a
incentivar as suas empresas a expandir negócios no exterior. Esta política veio a ser conhecida
17
Coal
Industry
Advisory
Board/IEA,
Coal
in
the
energy
supply
of
China,
1999,
p.30,
http://www.iea.org/ciab/papers/coalchina99.pdf
18
Jianju Tu, Industrial organisation of the Chinese coal industry, Program on Energy and Sustainable Development,
Working paper 103, 22 July 2011, pp.5-6,
http://carnegieendowment.org/files/China_Coal_Value_Chain_Kevin_Tu3.pdf
6
como "go out policy". Os objectivos subjacentes a esta política conformavam não só a procura de
novos mercados para seus produtos e fomentar a emergência de empresas chinesas globais, mas
também busca de fornecimento de matérias-primas. Para este efeito Pequim pôs em prática um
conjunto de incentivos específicos, complementados por forte apoio político e financeiro.
No que diz respeito às petrolíferas estatais, a política de ‘go out’ visa acessar insumos
estratégicos no exterior (não apenas ativos, mas também tecnologia de ponta e experiência) com
vista a melhorar a sua competitividade; aumentar a sua quota de mercado de modo a reduzir a
vulnerabilidade da China a flutuações de mercado internacional; e fomentar a emergência de
empresas Chinesas de escala global.
No que toca a recursos energéticos, o investimento chinês no exterior está largamente a cargo de
empresas estatais as quais gozam de forte apoio político e financeiro por parte do governo. Este
facto é em grande parte justificado pela relação estreita com o objetivo de segurança energética
nacional, nomeadamente a necessidade de garantir um fornecimento estável de recursos
fundamentais para sustentar o crescimento económico da China.
4. Políticas e instrumentos estatais ao serviço da internacionalização
Embora não haja muita informação sobre medidas específicas tomadas pelo governo, a fim de
implementar a política de ‘go out’, desenvolvimentos pós 2002 sugerem que o relaxamento das
normas de investimento no exterior bem como o estabelecimento de incentivos fiscais, financeiros
e diplomáticos têm desempenhado um papel central neste sentido.
Racionalização do quadro regulatório
Após o lançamento oficial da política de ‘go out’, o governo central iniciou uma reforma gradual do
sistema de administração de investimento no exterior, facilitando progressivamente os
procedimentos administrativos e relaxando as exigências mantendo, no entanto, um papel
regulador e de monitorização.
De acordo com o papel de controlo macroeconômico do Estado, a administração de investimento
externo envolve quatro instituições governamentais centrais: o Conselho de Estado, a Comissão
Nacional de Desenvolvimento e Reforma (NDRC), o Ministério do Comércio (MOFCOM) e a
Administração Estatal de Câmbio (SAFE).19 As empresas chinesas que desejam investir no
exterior têm, portanto, que passar o escrutínio destas instituições. Em termos gerais, para efectuar
investimentos externos, as empresas necessitam de permissão da NDRC (procedimento
oficialmente designado "verificação"), aprovação dos contratos comerciais pelo MOFCOM e
desembaraço cambial junto da SAFE.20
Sempre que necessário, os investidores têm também que procurar aprovação de órgãos
fiscalizadores, nomeadamente das comissões reguladoras da banca e seguros. Além disso, as
empresas estatais precisam de liberação por parte da SASAC. Todavia, apenas os investimentos
que ultrapassam US$100 milhões têm que ser submetidos a este processo de aprovação. Este
limite afeta principalmente empresas no sector energético dado que os investimentos desta
natureza são, em geral, acima deste valor.
O quadro regulatório do investimento estrangeiro deixa, portanto, bastante margem às autoridades
centrais chinesas não só para fiscalizar mas também moldar o destino e a natureza dos
investimentos. A partir de 2004 o MOFCOM passou a publicar regularmente a lista de países
aprovados para investimento estrangeiro, a qual define também as indústrias em que as empresas
19
SAFE é a agência do governo encarregada de sistema de controlo de divisas da China, e, portanto, responsável pela
regulação do uso de moeda estrangeira em projetos de investimento no exterior.
20
Michael Tan, ‘A summary of recent rules on Chinese overseas investment’, China Law and Practice, 19 January
2010, available online at:
http://www.chinalawandpractice.com/Article.aspx?ArticleID=2374913
7
chinesas receberão tratamento preferencial ao investir no exterior. Energia consta obviamente
entre as indústrias mais beneficiadas.
Este quadro institucional e regulamentar prevê, assim, que o governo central desempenhe um
papel crítico no monitoramento do investimento chinês no exterior, bem como assegurar que os
investimentos em energia passam por um escrutínio político minucioso uma vez que necessitam
da aprovação pelas mais altas instituições do Estado. Esta ferramenta concorre, pelo menos até
certo ponto, para a prossecução das metas de segurança energética do governo central.
Incentivos Financeiros
Além da simplificação dos regulamentos de investimento exterior, o governo central tem
simultaneamente promulgado uma série de incentivos para fomentar a expansão de empresas
chinesas no exterior em setores considerados prioritários. Estes incentivos podem ser divididos
em duas categorias: incentivos fiscais e incentivos financeiros. A primeira categoria inclui medidas
como a isenção de impostos por cinco anos, a isenção de tarifas ao importar produtos Chineses,
bem como tratamento preferencial em seguros e câmbios.
A segunda categoria, incentivos financeiros, inclui o acesso preferencial a crédito com taxas de
juros subsidiadas. Embora este tipo de incentivo seja comum em outros países que visam
fomentar investimentos no exterior, a magnitude dos recursos financeiros detidos pela China
eleva-a a uma categoria própria. A China possui as maiores reservas cambiais do mundo, que
estão atualmente acima de US$3 triliões. Estes recursos financeiros são disponibilizados às
empresas chineses por um conjunto de agências de financiamento do Estado, que vão desde
bancos, nomeadamente China Development Bank (CDB)21 e o Export Import Bank of
China (EXIM Bank)22, a companhias de seguro como a Sinosure e China Export Import Credit
Insurance (CECIC) e fundos de investimento, como China International Trade and Investment
Corporation (CITIC) e a China Investment Corporation (CIC, o fundo de investimento soberano da
China), as quais servem claramente a estratégia de transformação das reservas cambiais da
China (demasiado concentradas em dólares e títulos do Tesouro) em ativos de recursos.
De acordo com um documento NDRC existem quatro áreas consideradas prioritárias para
investimentos no exterior: (1) em recursos que são escassos na China e que são fundamentais
para o desenvolvimento do país, (2) projetos de produção e infraestrutura que requerem
tecnologia chinesa, equipamentos e mão-de-obra, (3) investimentos que envolvem o acesso a
tecnologias de topo, gestão e capacitação profissional, e (4) fusões e aquisições que possam
elevar o perfil competitivo da China e a sua participação de mercado.23
As empresas que investem nestas áreas beneficiam de empréstimos preferenciais concedidos por
bancos selecionados pelo Estado, os quais oferecem taxas de juros abaixo do nível de mercado sendo a diferença subsidiada pelo Ministério das Finanças (MOF). EXIM Bank e CDB têm sido os
principais fornecedores deste tipo de empréstimos e, como tal, têm sido fundamentais para o êxito
da política de ‘go out’ ao longo dos últimos anos. Estes bancos estão diretamente sob o Conselho
de Estado e são geralmente designados de ‘policy banks’, uma vez que são largamente utilizados
21
China Development Bank foi criado em 1994, também sob a jurisdição do Conselho de Estado, com o objetivo de
fornecer apoio financeiro para as estratégias de desenvolvimento macroeconómicas da China, ou seja, financiamento
de longo prazo para projetos importantes em infraestrutura, bem como apoiar financeiramente o desenvolvimento de
indústrias importantes para o desenvolvimento da economia nacional. O EXIM Bank, tal como o CDB, tem nos últimos
anos desempenhado um importante papel no suporte financeiro nas operações das empresas chinesas no exterior, bem
como braço financeiro do governo central nas estratégias de cooperação económica com o
exterior. http://www.cdb.com.cn/English / Column.asp? columnid = 96
22
O Export Import Bank of China foi criado em 1994, é integralmente detida pelo governo chinês e sob a liderança direta
do Conselho de Estado. O Banco desempenha um papel importante na promoção do comércio exterior e da cooperação
econômica, atuando como um canal fundamental da política de financiamento chinês de importação e de exportação de
maquinaria e produtos eletrónicos, equipamentos e tecnologias e na realização de contratos de construção offshore e
projetos de investimento no exterior por empresas chinesas. http://english.eximbank.gov.cn/profile/intro.shtml
23
Documento citado por Bernt Berger & Axel Berkofsky, Chinese Outward Investment: Agencies, Motives and Decision
Making, SASAC Briefing Paper, 2008, p. 8,
http://www.ifsh.de/dokumente/artikel/172_cascc_briefing_paper.pdf
8
como instrumentos para a prossecução de políticas governamentais na indústria, comércio
exterior, diplomacia, economia e finanças.
Na última década os recursos financeiros disponibilizados por estes bancos desempenharam um
papel fundamental na expansão da carteira de activos das petrolíferas chinesas no exterior. O
apoio financeiro da CDB habilitou, por exemplo, a compra da PetroKazakhstan pela CNPCPetroChina em 2005 por US$4,2 biliões; o EXIM Bank disponibilizou US$2,2 biliões a CNPC para
a aquisição e exploração no exterior, o CITIC negociou acordos no Chade e Nigéria promovendo
interesses de petrolíferas chinesas. Todavia, nem sempre o forte apoio financeiro foi suficiente
para concretizar aquisições no exterior, como sucedeu nomeadamente com a oferta de aquisição
no valor de US$17 biliões da CNPC / CNOOC para adquirir a subsidiária da Repsol YFP na
Argentina em 2009. Não obstante, o volume de capital posto à disposição destas empresas a
baixas taxas de juro e custo de seguro relativamente barato, representa, sem sombra de dúvida,
uma importante vantagem competitiva face aos seus concorrentes. Acresce ainda, que com este
tipo de apoio financeiro as empresas chinesas, principalmente na área de mineração, têm
facilidade de integrar compromissos de infraestrutura em projetos de mineração, uma fórmula
particularmente atractiva em África.
Fornecendo inteligência de negócios
Ao contrário da maioria das empresas ocidentais, as estatais chinesas desfrutam de acesso
privilegiado à estrutura de inteligência do Estado através do entrelaçamento dos quadros políticos
e corporativos, e dado que o governo central espera que essas empresas prossigam interesses
nacionais. O planeamento económico a longo prazo requer um entendimento claro das estratégias
dos seus concorrentes, designadamente em termos de preços, negócios e planos de produção, o
que implica um sólido esforço de inteligência económica do Estado. Na China, o MOFCOM é
responsável pela coordenação da recolha e gestão de informação económica e o interface com as
estatais chinesas. Para esse efeito trabalha em estreita colaboração com o Ministério da
Segurança do Estado (MSS), responsável pelos serviços de inteligência da China. Nos últimos
anos, o número de quadros chineses do MSS tem aumentado significativamente nas embaixadas
chinesas em África, com concentração especial nos países ricos em recursos como Argélia,
Egipto, Angola, Nigéria, Sudão, Gana, Chade e África do Sul. Alguns embaixadores e
encarregados de negócios, são declaradamente altos funcionários do MSS.24 Além das
preocupações geopolíticas e militares, estes funcionários também estão atentos a oportunidades
económicas para empresas estatais chinesas. Para o efeito, juntam esforços com embaixadas
chinesas locais, em particular os serviços consulares económicos e comerciais, que ajudam na
coleta de informações e monitoramento de empresas chinesas que operam no
país. Alegadamente, as estatais chinesas não só beneficiam desta inteligência como também
participam ativamente na coleta de informações uma vez que alguns dos seus
dirigentes/empregados são funcionários do MSS.
Economic statecraft: Linhas de crédito infrastrutura-por-recursos
Embora a concessão de crédito para infraestruturas a países ricos em recursos sejam
apresentados pelas autoridades chinesas como parte dos programas oficiais de cooperação
económica, a verdade é que estas linhas de crédito promovem também os objectivos da política
de ‘go out’. Estes empréstimos implicam a criação de um ambiente político favorável com o país
anfitrião, geralmente envolvendo trocas diplomáticas ao mais alto nível e o estabelecimento de
acordos-quadro de cooperação inter-governamentais. Os acordos geralmente abrangem a
concessão de linhas de crédito incondicional para financiar projetos que vão desde a construção
de infraestrutura ao desenvolvimento dos recursos, e que são tidos como fundamentais para o
desenvolvimento do país de acolhimento. As linhas de crédito (quase sempre empréstimos
concessionais, com juros subsidiados pelo governo) são, na maioria dos casos desembolsados
pelo EXIM Bank. Embora politicamente incondicional estes empréstimos são normalmente
vinculados à aquisição de pelo menos 50% dos serviços, bens e mão-de-obra na China. O
conteúdo local varia de acordo com interesses e a capacidade de barganha dos governos
24
IDE-Jetro, The role of Chinese Institutions in the acquisition of business intelligence, China Africa, 2010
9
receptores. Estes pacotes representam uma janela única para a expansão das empresas chinesas
no exterior, uma vez que acedem por este meio a contratos no exterior sem ter de concorrer
directamente com empresas estrangeiras. Este tipo de empréstimos são principalmente
concedidos a países ricos em recursos e frequentemente envolvem o acesso a recursos
estratégicos por empresas chinesas, nomeadamente através da aquisição de ativos e/ou
contratos de fornecimento de longo prazo. Estas linhas de crédito trocando infraestrutura por
recursos passou a ser conhecido como ‘Angola mode’ dado o primeiro contrato deste tipo ter sido
assinado com Luanda em 2004 (US$2 mil milhões). No caso de Angola o empréstimo é garantido
por receitas de petróleo, resultantes da venda de uma quantia acordada de crude a uma
companhia chinesa (UNIPEC, trader da Sinopec) a qual deposita o pagamento na conta bancária
do governo angolano no EXIM Bank que serve o empréstimo. Este modelo de financiamento,
garante não só o pagamento do empréstimo e a entrada de empresas e materiais chineses em
novos mercados, como também o fornecimento regular de petróleo a longo prazo (período de
reembolso do empréstimo, 10-15 Anos), e por vezes facilita o acesso colateral de ativos (i.e. 50%
bloco 18 em Angola em 2004 pela SSI em que a Sinopec detém 55%).
Do ponto de vista dos tomadores do empréstimo, o negócio também é bastante vantajoso pois
permite o acesso a crédito num contexto financeiro mundial particularmente difícil, sem imposição
de condições (ao contrário dos empréstimos do Banco Mundial e do FMI), com taxas de juros
abaixo do mercado (1.5%-6,5%), e em vez de ter que negociar com várias entidades podem
resolver financiamento e prestação de serviços num único acordo.
Ao longo da última década a concessão deste tipo de empréstimos promoveu a participação de
empresas chinesas em grandes projetos de infraestrutura em todo o continente Africano, com
concentração evidente em países ricos em recursos como Angola, Nigéria, Sudão, República
Democrática do Congo, Zâmbia, Zimbabué e Moçambique. Parte significativa destes empréstimos
concentra-se na dotação de infraestrutura na área de energia (refinarias, dutos, usinas térmicas
bem como plantas hidroelétricas) e transportes (ferrovias e estradas), áreas em que África
apresenta um enorme défice. Empresas chinesas estão envolvidas na construção de várias usinas
térmicas no continente (Sudão e Nigéria - com gás e Botswana de carvão e, mais recentemente
no Gana, também com gás e em Moçambique de carvão), bem como em vários projetos de
barragens em África (República do Congo, Sudão, Nigéria, Moçambique, Quênia, Gabão), a
maioria dos quais ligados a usinas hidroelétricas. Recursos naturais são usados para garantir
alguns desses empréstimos (Congo River Dam é garantida por petróleo; Bui Dam no Gana é
garantida por Cacau; Souapiti Dam na Guiné será vinculado à receita de bauxita). Dado o défice
energético em África, estes projetos certamente concorrem para aumentar o capital político da
China no continente. As empresas chinesas também estão fortemente envolvidos na reabilitação
ou construção de novas ferrovias e estradas que ligam vários países em todo o continente,
contribuindo activamente para o aumento do comércio e do investimento em África.
Beneficiando destas políticas e instrumentos, as estatais chinesas conseguiram num curto período
de tempo adquirir direitos de exploração e produção num número considerável de países
africanos. Sendo um actor retardatário no continente e ainda muito aquém da tecnologia e perícia
dos seus concorrentes ocidentais, o sucesso das incursões chinesas no sector energético do
continente está indelevelmente interlaçado com a abrangente diplomacia económica e os
incomparáveis recursos financeiros disponibilizados por Pequim.
5. A presença Chinesa no mercado de combustíveis fósseis africano
A eclosão da crise financeira mundial em meados de 2008 foi particularmente auspiciosa para a
expansão dos interesses energéticos da China no exterior. Num quadro de contracção financeira
mundial, as companhias chinesas figuram entre os poucos actores com liquidez para investir em
ativos no exterior num contexto em que grande parte das companhias operando no sector
energético se vêm obrigadas a desfazer de parte dos seus ativos ou procurar parcerias para
desenvolver novos projectos.
10
A emergência de África na estratégia de segurança energética da China está directamenta
relacionada com a sua estratégia de diversificação das fontes de fornecimento. A importância do
continente cresceu ao longo da última década em paralelo com o gradual aumento das
importações de petróleo. Actualmente, cerca de um quarto das importações chinesas de crude
provêm de África, sendo Angola o principal fornecedor. A crescente dependência do crude
africano justifica que o grosso do investimento chinês em África no sector de combustíveis fósseis
esteja claramente concentrado em hidrocarbonetos. Naturalmente o investimento chinês é
dominado pelas petrolíferas estatais chinesas.
As petrolíferas chinesas têm actualmente ativos espalhados por 17 países africanos, incluindo
grandes, pequenos e novos produtores. Dentre as três companhias destacam-se a CNPC a qual
detém uma presença mais madura no continente, incorporando não só ativos de produção e
exploração, mas também downstream (refinarias) e midstream (oleodutos e gasodutos).
A CNPC detém também a presença mais antiga no continente, tendo adquirido o primeiro ativo no
Sudão em1996. A entrada da no setor de petróleo do Sudão foi inicialmente uma empresa
independente. A petrolífera procurava então activos no exterior (primeira aquisição no Perú em
1993) e viu uma janela de oportunidade no Sudão na sequência das sanções que levaram à
retirada das petrolíferas ocidentais do país em meados de 1990. Em menos de uma década, a
CNPC revolucionou a indústria do petróleo no Sudão, a montante e a jusante (construção de um
oleoduto de 1,600 km que liga os poços de exploração de petróleo ao porto do Sudão no Mar
Vermelho e complexo de refino) e tornou-se o principal comprador de petróleo sudanês, bem
como principal investidor no país. Os ativos que a CNPC detém no Sudão representam parte
substancial da sua produção externa de petróleo. O seu acervo no continente cresceu
significativamente na década seguinte, estando agora presente em 10 países: para além do
Sudão, têm operações na Argélia, Tunísia, Líbia, Mauritânia, Níger, Nigéria, Chade, Guiné
Equatorial, aos quais se juntou recentemente Moçambique. Beneficiando da falta de liquidez da
ENI para desenvolver o projecto de gás natural em Moçambique, a CNPC completou em Julho de
2013 a aquisição de 28.57% da ENI East Africa por US$4,21 biliões e por esta via controlo
indirecto de 20% da área 4 (Rovuma)25. Através desta aquisição, a maior da companhia no
continente e a primeira na África Austral, a CNPC ganhou acesso ao recém-descoberto
reservatório de gás natural no offshore da costa oriental africana, tido entre os maiores do mundo
Actualmente cerca de 40% da produção da CNPC tem origem em ativos externos, sobretudo
Cazaquistão e Irão, e a companhia espera duplicar este valor até 2020, tendo para o efeito
iniciado em 2013 uma nova onda de aquisições.26 Ainda que os seus ativos africanos representem
uma parcela relativamente pequena na sua produção externa, espera-se que a sua contribuição
cresça substancialmente nos próximos anos à medida que aumenta o seu acervo e novas
descobertas e projectos em desenvolvimento entrem em fase de produção.
Relativamente à Sinopec e à CNOOC, apesar de terem investido muito mais capital no exterior
que a CNPC nos últimos cinco anos (US$41 biliões, US$26 biliões e US$9 biliões,
respectivamente)27, a sua presença em África é mais modesta. A CNOOC detém ativos em sete
países africanos (Argélia, Guiné-Equatorial, Nigéria, Uganda, República do Congo, Quénia e
Gabão) e a Sinopec em seis (Angola, Sudão, Gabão, Etiópia, Camarões e Nigéria),
maioritariamente em operações de upstream. Apesar de alguns dos seus activos no continente
datarem do início da década, a larga maioria foi adquirida no contexto da crise financeira global.
Enquanto as primeiras aquisições se realizaram claramente em paralelo com a concessão de
empréstimos para infraestrutura garantidos por petróleo (i.e. tal foi o caso do primeiro bloco da
Sinopec em Angola em 2004), os ativos adquiridos mais recentemente resultam de aquisições e
fusões largamente beneficiando do contexto de crise financeira global.
25
OGJ Editors, CNPC completes buy of stake off Mozambique, Oil & Gas journal, 29 July 2013,
http://www.ogj.com/articles/2013/07/cnpc-completes-buy-of-stake-off-mozambique.html
26
Bloomberg, ‘Chinese oil giant CNPC seen buying more overseas energy assets’, South China Morning Post, 3
September 2013, http://www.scmp.com/business/commodities/article/1294813/chinese-oil-giant-cnpc-seen-buying-moreoverseas-energy-assets
27
Ibidem
11
A primeira grande aquisição teve lugar em 2009 e foi a da Addax Petroleum pela Sinopec em
2009 por US$7.0 biliões. A aquisição da empresa com sede na Suíça (listada em Londres e no
Canadá) deu à Sinopec acesso a consideráveis reservas e produção de hidrocarbonetos
(produção anual estimada em sete milhões de toneladas por ano em 2009), proveniente 72% da
Nigéria, 20% do Gabão e 8% da região do Curdistão, no Iraque. Após um interregno em que as
F&A por petrolíferas chinesas alvejaram sobretudo a América do sul, Ásia central e América do
norte, a partir de 2012 o focus parece ter retornado ao continente. Em Fevereiro de 2012 a
CNOOC consumou a aquisição de um terço dos direitos de exploração da Tullow nos blocos 1, 2
e 3A no lago Alberto, Uganda, por US$1.47 biliões.28 O projeto, cujo desenvolvimento é avaliado
em US$20 biliões, inclui a construção de uma refinaria e um oleoduto até ao Oceano Índico
(Mombaça). A produção de petróleo está prevista para começar em 2013 com output previsto de
200 000 bpd. O ano de 2013 tem sido particularmente auspicioso para as petrolíferas chinesas no
continente. Em fevereiro de 2013 a CNOOC comprou a canadiana NEXEN por US$15.1 biliões, 29
que além de ativos importantes na América do norte e Europa, detém 20% no campo offshore
Usan na Nigéria, o qual tem uma capacidade de produção de 180,000 bpd, tendo iniciado
produção em 2012.30 Até ao presente esta foi a maior aquisição consumada por uma petrolífera
chinesa. A estas aquisições acresce a da CNPC em Moçambique e pelo menos duas outras
anunciadas mas ainda por consumar. Em Agosto de 2013, a Sinopec anunciou a compra
eminente de 33% das operações da americana Apache no Egipto por US$3.1 biliões. Este ativo
produz presentemente 100,000 bpd e situa-se numa zona remota e portanto longe dos tumultos
urbanos que assolam o país. Outra aquisição em fase de negociação respeita uma parcela de
10% no bloco 31 em Angola por US$1.5 biliões, que esta a ser vendida pela Marathon.31
A nova onda de aquisições por petrolíferas Chinesas em África (2012/2013), deve ser apreciada
neste contexto em mudança e entendida também no enquadramento de importantes mudanças
que estão a ocorrer no mercado internacional de petróleo. A multiplicação de aquisições chinesas
resulta em grande medida de uma nova janela que se abriu relacionada com o desinvestimento no
continente por parte de companhias norte-americanas, derivada da necessidade de angariarem
fundos para se concentrarem nas reservas maciças de hidrocarbonetos (shale gas, areias
betuminosas) recentemente descobertas naquela parte do mundo. À medida que esta tendência
se consolida é de esperar que os investimentos das petrolíferas chinesas aumentem
significativamente noutras regiões do mundo também.
Os recentes desenvolvimentos sobre o período de crise sugerem que houve um progresso em
direção a fusões e aquisições na estratégia chinesa de adquirir ativos no continente. Enquanto as
primeiras incursões das petrolíferas chinesas privilegiaram investimentos Greenfield, o fato de que
era um retardatário circunscreveu os investimentos a depósitos marginais (Chade, Níger) e áreas
não convencionais marginalizados pelas empresas ocidentais (Sudão) ou com défice de
infraestrutura (Nigéria, Angola). O aumento do risco político envolvido em tais investimentos,
combinado com a janela aberta pela crise financeira global, conduziu a um crescente
envolvimento das empresas chinesas em operações de F&A. Esta estratégia permite não só
reduzir o tempo necessário para desenvolver os ativos e o acesso a ativos com mais potencial,
como também permite às empresas chinesas beneficiarem da maior perícia das empresas
adquiridas em termos de gestão, marketing e conhecimento dos mercados, e mais importante,
acesso a tecnologia de ponta que ainda não detêm.
O período da crise foi também particularmente prolífico em novos empréstimos de infraestrutura
garantidos por petróleo. No mesmo ano em que o Gana se tornou um país produtor de petróleo
(2010), Accra assinou um empréstimo de US$3 biliões com o CDB, o qual após uma acesa
discussão interna foi aprovada pelo parlamento em Agosto de 2011, tendo a primeira tranche
28
CNOOC, 2012 Annual Report, 2013, p. 48, http://en.cnooc.com.cn/data/upload/2012nianbao.pdf
CNOOC, op. cit, p. 48
30
NEXEN, ‘Offshore West Africa’, Nexen website,
https://www.nexeninc.com/en/Operations/Conventional/OffshoreWestAfrica.aspx
31
Xinhua, Sinopec buys Angola oil field stake for $1.52 bn’, China Daily, 25 June 2013,
http://www.chinadaily.com.cn/bizchina/2013-06/25/content_16654553.htm
29
12
(US$1 bilião) sido desembolsada em Abril de 2012.32 O empréstimo destina-se a financiar a
infraestrutura necessária para desenvolver o principal campo de hidrocarbonetos (Jubilee),
nomeadamente um gasoduto onshore - offshore, uma planta de processamento de gás, e a
infraestrutura para a sua vigilância, bem como o desenvolvimento de instalações portuárias, linhas
ferroviárias e projetos agrícolas. Embora as companhias de petróleo chinesas não tenham obtido
quaisquer ativos colateralmente ao empréstimo, este abriu as portas para a entrada das
petrolíferas chinesas a jusante do setor. A Sinopec ficou a cargo da construção do gasoduto, e a
Unipec assumiu a comercialização de parcela de petróleo do campo de Jubilee que pertence ao
Gana - supostamente parte das condições para o obtenção do empréstimo do CDB.33 Além disso,
o China Exim Bank está alegadamente em negociações com o Gana para um empréstimo
adicional de US$6 biliões para infraestrutura social (incluindo estradas, ferrovias, educação,
energia elétrica e abastecimento de água), o qual também deverá ser pago com receitas de
petróleo. 34
Em 2010-2011, Angola assinou três novas linhas de crédito com a China para construção de
infraestrutura: US$3 biliões com o EXIM Bank, US$2.5 biliões com o ICBC e US$1.5 biliões com o
CDB, sendo que apenas este último não é garantido por receitas de petróleo. Desta feita, no
entanto, não foram produzidos quaisquer ativos colaterais para a Sinopec. Tendo sido bemsucedido na diversificação das suas fontes de crédito desde 2004, o governo angolano desfruta
agora de uma posição muito mais forte de barganha face à China, tendo deixado bem claro que o
acesso de petrolíferas chinesas a participações de petróleo em Angola e os empréstimos de
Pequim são assuntos a serem tratados separadamente.35
Apesar da amarga experiência na Nigéria, em Setembro de 2012, Lagos concluiu um empréstimo
de US$3 biliões com o EXIM Bank e o CDB para a realização de vários projetos incluindo
aeroportos, linha de metropolitano em Lagos, usinas hidroelétricas e infraestrutura relacionada
com o sector de hidrocarbonetos.36 Este empréstimo insere-se num contexto em que se espera
que as importações de petróleo da China aumentem consideravelmente a curto prazo em
resultado da queda de importações dos EUA, presentemente o maior consumidor de petróleo
nigeriano. Além disso, foi anunciado em 2011 que a Nigeria National Petroleum Company teria
assinado um memorando de entendimento (MoU) com a China State Construction Engineering
Corporation (CSCEC) para a construção de três refinarias e um complexo de petróleo. O projeto
de investimento ascende a US$28,5 biliões e a concretizar-se será financiado por um consórcio de
bancos chineses.37
Uma série de outros empréstimos estão aparentemente na calha. Durante a visita do presidente
Salva Kiir a Pequim em Abril de 2012, o Sudão do Sul anunciou que estava a negociar um
empréstimo de US$8 biliões com a China para construção de infraestrutura nas áreas de
transporte, agricultura, energia e telecomunicações.38 Apesar da reticência das autoridades
Chinesas em confirmar publicamente estas negociações, o facto de que o grosso das reservas do
antigo Sudão estão agora sob o controlo de Juba indicia que Pequim tem interesse em canalizar
capital para o novo pais. Em Setembro de 2013, os média circularam novamente notícias de um
empréstimo de US$1-2 biliões em negociação. Entre os países que bateram à porta da China para
empréstimos de infraestrutura ligados a projectos de combustíveis fósseis consta também a África
do Sul. A Empresa petrolífera sul-africana, Petro South Africa, consta estar em negociações com a
32
Verma S, ‘Sino–African ties: The Ghana case study’, FT Tilt, 29 August 2011,
http://tilt.ft.com/#!posts/2011-08/28946/ghana-china.
33
Kunateh M, ‘China takes charge of Ghana’s crude oil’, CAJ News, 4 May 2012,
http://www.cajnewsagency.com/index.php/energy-and-petrolium/654-china-takes-charge-of-ghana-s-crude-oil.
34
Dzawu MM, ‘Ghana seeks $6bn loan from China Exim Bank’, Bloomberg, 19 April 2012,
http://mobile.bloomberg.com/news/2012-04-19/ghana-seeks-6-billion-loan-from-china-exim-bank-graphic-says.
35
Alves AC, ‘Taming the dragon: Sinopec’s interests in Angola’, in Alves AC & M Power (eds), China and Angola: A
Marriage of Convenience. Cape Town: Fahamu, 2012.
36
Nigeria: President Jonathan Finalises U.S.$1.1 Billion Loan Deal With China’ Allafrica, 21 July 2013,
http://allafrica.com/stories/201307110351.html .
37
Sharife K, ‘China and Nigeria oil’, Pambazuka News, 26 January 2011,
http://www.pambazuka.org/en/category/features/70400.
38
Sudan Tribune, ‘South Sudan’s announcement of $8bn loan from China draws skepticism’, 15 May 2012,
http://www.sudantribune.com/South-Sudan-s-announcement-of-8,42605.
13
Sinopec para a construção de uma refinaria de petróleo de classe mundial em Port Elizabeth no
valor de US$10 biliões.39 Em Agosto de 2013, durante a visita de Uhuru Kenyatta a Pequim, o
Quénia assinou um acordo com a China para um empréstimo de US$5 biliões, alegadamente para
projectos de energia e uma ferrovia ligando o porto de Mombaça ao Uganda. Esta linha de crédito
insere-se num contexto em que se prevê que o Quénia se tornará no principal exportador de
petróleo da África oriental em 2016 e em que se antecipa algumas dificuldades políticas para as
companhias ocidentais que lideram a exploração (Tullow) no quadro das acusações de crimes
contra a humanidade que Kenyatta enfrenta perante o Tribunal Criminal Internacional.40
Os desenvolvimentos nos últimos anos sugerem que os empréstimos para infraestrutura estão
cada vez menos ligados à aquisição colateral de ativos por petrolíferas chinesas. Em
contrapartida, servem ainda claramente o propósito de angariar capital político em países com
importantes reservas de hidrocarbonetos e onde Pequim dispõe de uma forte vantagem
competitiva, bem como assegurar um fornecimento constante a longo prazo, dado que a maioria
destas linhas de crédito continuam a ser garantidas por vendas de petróleo à China. Acresce
ainda uma tendência nascente: o acesso a contratos a jusante (midstream e downstream) para as
suas petrolíferas, incluídos nos pacotes dos empréstimos.
No que refere ao sector de carvão, o cenário é bem diferente. O investimento de empresas
Chinesas de carvão no estrangeiro é ainda muito pequeno. Apesar de se contarem entre as
maiores empresas chinesas e de liderarem o ranking mundial das empresas de carvão, as
principais mineiras estatais do sector (Shenhua Group Corporation e China National Coal Group)
estão ainda muito centradas nas suas operações domésticas. Este facto explica-se pela
magnitude da sua produção doméstica, a dimensão do mercado nacional e a ainda relativamente
baixa dependência externa desta commodity.
Entre os parcos investimentos chineses no sector de carvão em África, contam-se uma mina de
carvão na Zâmbia (Collum mine) propriedade de um empresário privado sem qualquer ligação
prévia ao sector, e a parceria recentemente anunciada de uma empresa provincial, Shandong
Taishan Sunlight Group com um grupo do Zimbabué, Oldstone Investments. Segundo o acordo
assinado entre as duas empresas em Dezembro de 2012, Oldstone participa com uma concessão
de carvão de 100 mil hectares, com uma reserva estimada de 2-4 biliões de toneladas de carvão,
enquanto o grupoTaishan vai injetar até US$2 biliões no desenvolvimento da mina de carvão,
extração de gás metano e geração de energia.41 A primeira usina deverá estar operacional em
2015, prevendo-se que este projecto tenha a capacidade de gerar 2,100 megawats.42 Todavia, à
medida que a dependência externa de carvão aumenta e a competição interna entre as suas
companhias cresce, é de esperar que mais investimentos surjam nesta área, tal como está já a
suceder com o gás natural.
Aprendendo com os erros
As recentes mudanças nos instrumentos e políticas da China na prossecução da sua estratégia de
segurança energética no continente africano resultaram em grande medida de uma série de
fracassos que conduziram a ajustes graduais, os quais evidenciam um notável curva de
aprendizagem por parte da China.
Se, por um lado, a ânsia de China em fornecer ajuda mais barata e incondicional e de abraçar
grandes projetos de infraestrutura negligenciados pelos doadores ocidentais, tem representado
uma vantagem competitiva importante, por outro lado, em alguns casos o capital político daí
resultante nem sempre foi suficiente para salvaguardar os interesses económicos chineses. Este
39
Roelf W, ‘South Africa turns to China for refinery project’, Business Day, 12 May 2012,
http://www.businessday.co.za/articles/Content.aspx?id=172236.
40
Jake M. Watts, ‘China’s 5 billion deal with Kenya is a much bigger win for Beijing than Nairobi’, Quartz, 20 August
2013, http://qz.com/116923/chinas-5-billion-deal-with-kenya-is-a-much-bigger-win-for-beijing-than-nairobi/
41
Wang Yuanyuan, ’ China-Africa Sunlight coal project launched in Zimbabwe’, Xinhua net, 20 December 2012,
http://news.xinhuanet.com/english/business/2012-12/20/c_132051567.htm
42
Godfrey Marawanyika, ´Chinese joint venture to mine coal asn generate power in Zimbabwe’, Business Day live, 4
September 2013 http://www.bdlive.co.za/africa/africanbusiness/2013/09/04/chinese-joint-venture-to-mine-coal-andgenerate-power-in-zimbabwe
14
foi, por exemplo, o caso da oferta de compra conjunta da CNOOC e da CNPC da participação de
20% da Marathon no bloco petrolífero 32 em Angola, bem como a tentativa da CNPC de assumir
ativos de petróleo da canadiana Venerex na Líbia, ainda sob Kadafi. Em ambos os casos, a
compra foi bloqueada pelos respectivos governos com os quais Pequim mantinha boas relações,
alegadamente para evitar que estes activos fossem adquiridos abaixo do seu valor real no
contexto da queda dos preços do petróleo. Noutros casos, mudanças de governo implicaram
sérias perdas para Pequim. Na Nigéria a maioria dos contratos de exploração concedidos a
empresas chineses por Olesegun Obasanjo no contexto dos empréstimos acordados sob o seu
governo, foram congelados pelo seu sucessor Umaru Musa Yar'Adua logo após as eleições de
2007. Estas experiências demonstraram a Pequim os riscos de atracar os seus interesses
económicos a relacionamentos com elites políticas, marcadas por contextos voluntaristas e
voláteis.
Também o estatuto público das petrolíferas chinesas e a incumbente influência política de Pequim
têm contribuído para o desconforto de alguns governos recetores destes investimentos dado que
se trata de um sector com importância estratégica. Este obstáculo tem sido particularmente
evidente nos países desenvolvidos, principalmente devido a temores de que tais investimentos
possam estar servindo a agenda geopolítica da China. 36 Este foi, nomeadamente, o caso da
tentativa de aquisição de americana Unocal pela CNOOC em 2005, a qual foi bloqueada pelo
Congresso dos EUA; outro exemplo foi a oferta da Chinalco em 2009 para aumentar a sua
participação na Rio Tinto, a terceira maior empresa de mineração do mundo, que se viu a braços
com a oposição dos principais acionistas e do governo australiano, que temiam que a transação
desse à Chinalco, o seu maior cliente, o controle sobre os preços do minério de ferro. Apesar de
esta preocupação parecer estar largamente ausente das considerações dos governantes
africanos até ao presente, é de esperar que alguma inquietação surja à medida que a China
expande a sua carteira de ativos no continente. A fim de contornar este obstáculo, Pequim tem
vindo a implementar políticas com vista a dar maior autonomia às empresas estatais, de forma
que as suas estratégias sejam crescentemente orientadas por considerações de mercado e lucro,
procurando desta forma aumentar também a sua competitividade no mercado internacional.43
A instabilidade do ambiente regulatório das indústrias extrativas em parte significativa dos países
africanos constitui também um obstáculo que as empresas chinesas têm encontrado
crescentemente em África. Vários contratos foram ou estão a ser objeto de revisão (Nigéria,
Gabão, Gana, Moçambique...), parte dos quais à luz da crescente tração de doutrinas defensoras
de uma maior participação do Estado no desenvolvimento dos seus recursos energéticos, ou
mesmo a sua nacionalização, entre os governos africanos. Este é um risco para o qual as
empresas chinesas estão cada vez mais atentas e que tenderão a influenciar crescentemente as
suas estratégias de investimento no continente.
A isto acresce o cada vez maior escrutínio por parte de governos africanos e da sociedade civil,
nomeadamente, no que se refere ao seu impacto económico, ambiental e humano. A Sinopec, por
exemplo, foi alvo de vários protestos em 2008 devido ao seu impacto ambiental numa área de
exploração que adquiriu dentro de uma área protegida (Loango National Park). Na mesma senda,
a Collum mine na Zâmbia tornou-se conhecida pelas suas lamentáveis práticas laborais e
ambientais (fraca segurança, ausência de assistência médica, maus tratos, baixos salários e
poluição ambiental), tendo sido palco de violentos protestos ao longo dos últimos anos. Depois de
várias violações regulamentares, o empresário chinês foi finalmente extirpado da licença de
exploração no início de 2013.44 No mesmo ano a Addax (agora subsidiária da Sinopec) foi
extirpada de uma das quatro licenças de exploração que possuía no Gabão a favor da recémcriada companhia gabonesa de petróleo, alegadamente por incumprimento das suas
responsabilidades fiscais, técnicas e ambientais.45 Não obstante a existência de outros potenciais
factores por trás desta decisão, nomeadamente a intenção declarada do governo em assumir uma
43
Várias entrevistas com investigadores e académicos, Pequim, 25-30 Abril 2013
Maimbolwa Mulikelela, ‘Zambia: government takes over Collum coal mine’, Allafrica.com, 21 February 2013,
http://allafrica.com/stories/201302230173.html
45
Antoine Lawson & Benjamin Haas, Gabon to seize field as dispute with Sinopec unit worsens’, Bloomberg, 6 June
2013, http://www.bloomberg.com/news/2013-06-06/gabonese-judges-to-arbitrate-over-addax-field-seizure.html
44
15
maior participação na indústria petrolífera, o incidente afectou indelevelmente a imagem da
petrolífera e consequentemente da China no continente.
O facto de a China dispor de vastos recursos financeiros para promover a expansão dos
interesses das suas companhias no exterior, e de os disponibilizar a baixas taxas de juro e
seguro, tornou estas empresas propensas a assumir riscos maiores que as suas contrapartes
ocidentais. Se numa fase inicial, este factor representou uma vantagem competitiva importante e
facilitou a sua entrada nos mercados africanos, no longo prazo, os riscos assumidos em alguns
casos revelaram-se demasiado onerosos. A facilidade na obtenção de crédito levou algumas
empresas chinesas a assumirem compromissos de projetos de grande escala, alguns dos quais
se revelaram para além da sua capacidade técnica de execução. Alguns projectos nunca
descolaram (i.e. projecto de ferro da mina Belinga no Gabão) e outros estagnaram (i.e. mina de
cobre na RDC), trazendo enormes prejuízos para os bancos estatais. Apesar deste tipo de
obstáculo não ter afectado tanto os investimentos no sector petrolífero, é um risco bastante real
sobretudo tendo em consideração os empréstimos multibilionários que estão alegadamente em
negociação. Todavia, as autoridades chinesas estão cada vez mais alerta para este problema,
tendo os bancos estatais recentemente revisto em alta as suas políticas de seguro de crédito.
Este facto sugere que a percepção de risco das empresas chinesas no curto-médio prazo tenderá
a ser mais semelhante à das suas concorrentes.
Conclusão
A participação chinesa no mercado de combustíveis fósseis africano está largamente concentrada
no sector de hidrocarbonetos, o que em grande parte se justifica pela magnitude do volume de
importações chinesas desta commodity em claro contraste com o carvão. Em pouco mais de uma
década a China tornou-se num dos maiores consumidores de crude africano e as suas empresas
adquiriram um acervo significativo de ativos do continente.
O êxito das petrolíferas chinesas em África é largamente explicado pelos recursos, instrumentos e
políticas postas pelo Estado ao serviço deste objectivo. A política de ‘go out’, lançada no início de
2000, foi fortemente apoiada pela racionalização dos regulamentos de investimento externo, a
qual foi contudo acompanhada pelo estabelecimento de mecanismos de supervisão e de controlo
por parte do Estado sobre os investimentos externos. Os investimentos chineses no sector
energético africano têm sido largamente impulsionados não só pelo fácil acesso a crédito barato
providenciado por bancos estatais, como também pela extensão de linhas de crédito a governos
africanos para desenvolvimento de infraestrutura. O apoio financeiro do Estado representa uma
forte vantagem competitiva destas empresas face aos seus concorrentes na região. Não obstante,
enquanto as petrolíferas tradicionais são apenas responsáveis perante os seus accionistas
privados e guiadas por estratégias tendo em vista unicamente o lucro, as empresas chinesas
respondem perante o governo central e como tal as suas estratégias guiadas por interesses de
segurança energética para além do lucro.
Todavia, à medida que estas companhias (e o governo chinês) expandem as suas operações no
continente aumenta também a sua exposição a riscos, desafios, criticas e novos modelos de
negócios e gestão, os quais levaram a um processo de aprendizagem que está a transformar
gradualmente o seu modus operandi no continente. Uma das transformações mais notórias é que
as estratégias destas companhias são claramente cada vez mais orientadas por interesses
comerciais, nomeadamente lucro, substituição das reservas domésticas maduras, aquisição de
expertise e tecnologia de ponta, em detrimento de considerações de segurança energética. Prova
disso é o facto de que a maioria de sua produção externa é vendida no mercado internacional em
vez de enviada para a China, onde os preços dos combustíveis são subsidiados restringindo
portanto o potencial lucro. Do mesmo modo a crescente tendência para aquisições e fusões em
detrimento de investimentos de raiz, indicia a necessidade de aceder a recursos estratégicos para
aumentar a sua competitividade, nomeadamente, tecnologia e conhecimentos que não detêm.
Deste modo os interesses das empresas públicas chinesas nem sempre convergem com os do
governo central.
16
Neste contexto, o governo enfrenta um dilema crescente: a necessidade de incrementar a
competitividade das suas petrolíferas no mercado internacional, o que implica dar-lhes mais
autonomia, mas ao mesmo tempo manter um nível de controlo suficiente de modo a garantir que
estas companhias concorrem para a prossecução do objectivo de segurança energética da China.
Apesar das companhias chinesas terem aumentado substancialmente a sua produção no exterior
(1,5 milhões bpd em 2011), esta corresponde apenas a cerca de um terço do défice do consumo e
foi largamente comercializada no mercado internacional, como tal tendo uma contribuição muito
limitada para fechar o hiato da demanda. Por outro lado, a ainda pequena produção externa
chinesa, é insuficiente para ter um impacto substantivo na evolução do mercado internacional do
lado da oferta e como tal escudar a China da volatilidade do mercado. À medida que as estas
companhias se tornam mais independentes do Estado chinês, é de esperar que se assemelhem
cada vez mais com as suas concorrentes no que respeita à sua gestão, estratégias e objectivos, e
como tal se tornem gradualmente mais independentes das políticas e instrumentos
disponibilizados por Pequim. Não quer isto dizer, todavia que a China deixará de apoiar a
internacionalização das suas companhias. Muito pelo contrário, a nova onda de linhas de crédito
concedidas pela China indicia que este continuará a ser um instrumento importante na promoção
da expansão dos negócios destas companhias no continente, sobretudo a jusante.
À medida que a América do Norte diminui as suas importações de crude de África e as empresas
norte-americanas contraem parte dos seus investimentos no continente, é de esperar que a China
aumente as suas importações e as suas companhias expandam gradualmente a sua presença no
continente. Esta mudança dos padrões de importações levará, por outro lado, a uma dependência
crescente da China em relação ao cartel da OPEP em contraste com os EUA, um
desenvolvimento que augura mudanças críticas na geopolítica mundial. O esforço da China em
obter participações em novas províncias produtoras (Quénia, Uganda, Moçambique, Níger,
Chade...) e reforçar os seus ativos em produtores membros da OPEP (i.e. Médio Oriente, Angola,
Nigéria) denuncia a preocupação de Pequim em contrabalançar, na medida possível, esta
dependência.
A capacidade financeira da China, a magnitude da sua demanda e a sua dependência crescente
das fontes energéticas disponíveis em África, representam uma oportunidade de desenvolvimento
única, e talvez a última, para o continente. A fim de beneficiarem da bonança eminente, os
governos africanos necessitam, todavia, ‘fazer o seu trabalho de casa’ e traçar um plano que
permita pôr os recursos liberados pela extração dos seus recursos ao serviço do desenvolvimento
económico e social dos seus países, nomeadamente assegurar que esses investimentos tenham
um impacto multiplicador a montante e jusante nas suas economias. A fruição desta oportunidade
depende unicamente da assertividade e visão de longo prazo das elites africanas.
17
World LNG Outlook
Matteo Mazzoni
Market Analyst
NE Nomisma Energia
Bologna
30/08/13
Executive Summary
After decades of constant growth, LNG global trade is set to record another slowdown this year. If
2012 is to be remembered as the first drop in the LNG trade history since 1980, 2013 proves that
something is not going according to plans. Witnessing a fall in LNG consumption when the number
of countries joining the LNG market rises it’s a rather curious statistical event. But we’re living in
strange times.
In fact, after having declined by 1.9 percent in 2012, global LNG trade is down by 4 percent in the
first half of 2013. And this is happening despite key Asian and South American markets have been
claiming more LNG. So, what is exactly going on?
The answer is mainly threefold: i) supply disruptions around the world; ii) reduced demand in
Europe; iii) lower Japanese imports.
i) Despite the number of LNG terminals around the globe has risen over the past 12 months,
several cases of supply disruption occurred in numerous countries, curtailing the supply of LNG
available on the market. The additional supply coming from the Middle East and Australia just
partially offset the decrease in production caused by cases like the sabotage in Nigeria, the
suspension of production at the Egyptian’s Damietta plant, or the prolonged outage at the
Norway’s Snøhvit plant.
ii) In Europe, demand for natural gas has slowed down significantly over the past three years.
Much of that is due to the recession that has hit great part of the countries, with a big contribution
also coming from the switch towards coal, much cheaper than gas, in power generation. What is
commonly known as the “dash for gas” is currently a serious problem lot of European countries are
facing, with power generation increasingly preferring burning coal rather than an out-of-the-market
gas. The spark spread has been negative for the past two years across all the main European
power markets, forcing European utilities to mothball part of their gas-fired fleet. A trend that is
expected to continue in the coming 2 to 3 years, favored by a combination of abundant and cheap
coal and low carbon prices.
iii) After the 2011 Fukushima disaster, and the following closure of great part of the Japanese
nuclear fleet for safety inspections, Japan has turned heavily to the LNG market, causing massive
shifts of LNG cargos towards its coasts. A move that has been justified with the need to maintain
the lights on, preventing any electricity shortage. However, the rise in LNG imports (+24% in 2012
compared to 2010), coupled with a parallel depreciation of the Japanese yen, has resulted in a
stunning jump of the energy bill paid by the country, with Japan disbursing JPY 6.2 trillion in the
fiscal year 2012, a massive 75% jump from the fiscal year 2010. This has pushed Japanese
18
utilities towards long-term contracts, diminishing their activity on the spot market, thus importing
2% less that they did in the first half of 2012.
These trends are likely to continue to exert a certain pressure on the LNG market over the
following months, with fundamentals expected to remain quite stable. After years of continuous
growth, the LNG market is now starting to face several challenges that may hinder the announced
rapid expansion, or at least force analysts and operators to take a further look at the numerous
business plans ready to get the final go ahead. The current mismatch between LNG demand and
supply, with more import terminals coming on line across the region than global export supply, is
likely to constrain the market in the short-term. And though natural gas will continue to make a
growing contribution to energy supply all across the globe, thanks to its role as a bridging fuel to a
more sustainable energy future, market conditions have now changed, due to the economic
slowdown, significant new discoveries and future higher gas-to-gas competition, which will likely
reward cheaper and flexible suppliers rather than more secure but expensive long-term contracts.
1. World LNG Patterns
During the past decade natural gas consumption has grown by an average 2.8% per year a trend,
which was seen as just the beginning of a new era, the “Golden Age of Gas” as the International
Energy Agency depicted no later than 2 years ago. However, that age seems to be taking longer
than expected based on the latest figures. In 2012, in fact, natural gas consumption grew by a
thinner 2%, showing the first signs of an unexpected slowdown. And the major victim of this
slowdown seems to be the LNG market, still the most expensive market for natural gas.
After 30 years of continuous growth, in fact, 2012 was the first year in which LNG trade recorded a
setback, with global trade contracting by 1.9% compared to 2011, from 241 MT to 236 MT (Fig. 1).
A figure that looks more like the beginning of a new trend rather than a one-off case, as proved by
the decline registered in the first half of 2013, with international LNG trade down 4% compared to
the same period of 2012.
Fig. 1 LNG Trade Volumes, 1990-2012
Source: IEA, GIIGNL
At the root of this downtrend, which many analysts believe will be short-lived, lie several causes:
an unexpected fall in supply due to a mix of project delays, outages and maintenance, a further
drop of the demand from EU countries, a skyrocketing bill paid by Japanese utilities that is
19
restraining the country’s demand for natural gas and the independency reached by the US thanks
to the shale gas revolution.
A contraction that comes after years of strong growth and when the market is up to expand even
further, as a growing number of countries joins the ranks of LNG exporters and importers. As of
2012, 26 countries imported LNG, but the number is set to increase, with three of the 23 new
regasification plants under construction located in new markets: Colombia, Lithuania and Poland.
Fig. 2 LNG Export by area, 2008-2012
Source: IEA, GIIGNL
Fig. 3 LNG Import by area, 2008-2012
Source: IEA, GIIGNL
2. LNG Export
Examined one by one, the major factor that caused the fall in LNG trade was the loss of available
capacity recorded in the last 18 months, connected with scheduled shutdowns and unexpected
supply disruptions. Despite global LNG capacity increased, with the Australian Pluto terminal
coming online in April 2012 and covering entirely the export increase, a combination of higher
energy demand, lagging development of gas fields and declining overall gas production strongly
restrain the activity of LNG terminals in Egypt, Algeria and UAE, matched by significant losses in
Indonesia and Malaysia, the first due to feedstock issues at the Mahakam Block, with the second
hit by a fire at one of its liquefaction facilities in July 2012. Summing up the pipeline bombings in
Yemen, which caused a 23% drop in production, it becomes straightforward as the LNG is a
market which remains highly supply-constrained, and neither the ramp up in production in Qatar,
nor the rise in Russian LNG production are able to entirely offset the loss of short-term capacity
emerged.
20
Fig. 4 LNG Export, 2008-2012
Source: GIIGNL
However, 2012 was marked by two key events: the surprising boost in reloads and the first Final
Investment Decision (FID) taken by the US Cheniere’s Sabine Pass liquefaction project.
In 2012, 74 re-exported cargoes were imported for a total of 3.5 MTPA, a 60% boost compared to
the previous year. The growth was mainly attributable to Europe, due to internal weaker demand.
Around 70% of the reloads were discharged from European terminals, with Belgium and Spain
accounting for 43% of the total re-exports, while in the US re-exports dropped significantly (from
1.5 MTPA to 0.5 MTPA) as domestic gas prices were already too low to attract LNG imports. The
largest share of the re-exports reached South American markets, with Argentina and Brazil
absorbing almost entirely European cargoes. Based on recent figures and on the new supply
disruptions, especially in Norway and Nigeria, the trend is likely to continue in the coming months.
Despite high operational costs, the price differentials between the different regional markets remain
appealing for re-loads, which will likely continue to be an important feature in LNG trading for the
next two years.
The FID granted to the US Cheniere’s Sabine Pass liquefaction plant is going to be an absolute
game-changing event, with profound longer-term effects. The boom in North American shale gas
has created interesting opportunities for US companies to export domestic gas to more attractive
foreign markets, such as Asia. The pioneer Cheniere project has been followed by other two
liquefaction facilities, Freeport LNG and Lake Charles LNG, which have recently been granted a
license to export, for a total of around 50 million tons per year of export capacity. A figure that may
soon reach 190 MTPA all the new project proposals were to be approved in the coming months.
21
2.1 Regional Exports
With the coming online of the Australian Woodside’s Pluto facility, at the end of 2012 there were 89
liquefaction trains in operation, spread in 18 countries, for a total of 282 MTPA. Nevertheless, the
LNG production remains quite concentrate in few countries, with Qatar’s market share soaring
nearly to 32%. At the end of 2012, 8 countries out of 18 made up 81% of the global LNG exports.
Regionally, the Middle East outpaced Pacific basin in 2006 and has since continued to supply
more volumes to the market, progressively gaining market share. Despite production shutdown at
the Yemen facility, caused by pipeline bombings, Middle East’s surge as major supplier in the
market was confirmed last year, and with a total of 95 Mt exported the region covered 40% of the
total market.
Fig. 5 LNG Export (%), 2008-2012
Source: GIIGNL
Fig. 6 Market Concentration, 2012-2011
Source: GIIGNL
However, the trend is likely to reverse in the coming years. A series of new projects will be
developed in Australia and are expected to come online after 2015, with additional capacity coming
from East Africa. The recent discoveries made off the coastlines of Mozambique and Tanzania
may represent an important asset for the economic boost of those countries, and the proximity with
Asian markets are very attractive for investors. Hence, the Pacific basin is expected to become
again the main exporting area by the end of this decade.
Fig. 7 2012 Incremental Supply
The decline of the Atlantic basin has yet to stop, though Nigeria and Trinidad & Tobago last year
tried to offset the loss of capacity recorded in Northern Africa due to political unrest and unplanned
outages. 2013 looks more of the same. Egypt is running short of gas, as proved by the recent
agreement reached with Qatar over a gas-LNG swap deal, and Nigeria and Norway recorded a fall
22
in production, with the former experiencing a series of sabotages between February and June,
which forced the operational rate of the LNG down by 20% - 25%, and the latter having troubles
with the restart of the Snøhvit plant. Losses that will likely set off the coming online of the Angolan
LNG terminal, and the re-opening of the Algerian LNG train at Skidda, with the Atlantic basin set to
struggle to remain apace with other regions.
3. Liquefaction Plants
At the beginning of 2013, world LNG liquefaction capacity stood at 282 MTPA, from 93 trains in 18
countries. Since 2008 the liquefaction capacity has remained relatively constant, with small new
additions partially offset by the decommissioning of an Algerian terminal and the shutdown of the
Libyan Marsa-El-Brega plant following the civil war. Over the past four years, in fact, global
capacity grew by 3.2%, against a remarkably higher 7.5% scored in the years ahead. The supply
side of the market remains highly concentrated in one subject, Qatar, that alone controls more than
27% of the global liquefaction capacity and represent the main player of the market.
Fig. 8 LNG liquefaction capacity (MTPA) and utilization rate (%), 2008-2012
Source: IGU
The rapid expansion of new liquefaction capacity over the first part of the past decade is now over
and LNG supply in the medium term looks to be relatively inelastic. For the next two-to-three years
the additional liquefaction capacity coming online should be limited. With the Australian Pluto
already running at full capacity, and after the entering in operation of the Angolan LNG plant and of
the completion of the new Skidda liquefaction plant in Algeria early this year, the outlook for the
next years doesn’t see many new additions. Things will get interesting by 2015 onwards, when
several Australian and Papua New Guinea projects, now under construction, will come on-stream.
A massive and intense growth that is expected to levy global liquefaction capacity up to 336 MTPA
by 2017 (+20%) will happen. An estimate that may turn to be conservative in the case the number
of US LNG plants that gets non-FTA export approval rises.
23
Fig. 9 Liquefaction capacity by area (MTPA), 2007-2017
Source: IGU
Fig. 10 Additional Liquefaction Capacity, 2017
Source: IGU
As China is expected to appear as a primary player on the demand side of the market, the United
States may become the principal supplier of the market in less than a decade. The tremendous
rise in shale gas production grants the US a huge potential in terms of LNG export, with as much
as 190 MTPA of additional capacity at a proposal stage. At the moment, just three (Sabine Pass,
Freeport and Lake Charles) out of the 20 projects, which have requested a non-FTA export
approval, have been authorized by the US Department of Energy. Other 8 projects are now at preFID stage in Canada, with a liquefaction capacity reaching nearly 240 MTPA in the whole North
America. It is evident how the development of these projects may change dramatically the overall
LNG market, either in terms of routes or in terms of pricing. Currently market conditions favor the
construction of new liquefaction terminals. Henry Hub prices are sensibly lower than other world
prices, and the fact that many liquefaction facilities will be associated with existing or “brownfield”
regasification terminals offers a clear advantage in terms of operating costs. However, doubts on
the real amount of shale gas the US will be able to produce have started to emerge, with many
geologists and analysts claiming that the average productivity of American wells is rapidly
declining, making more expensive to extract gas. A factor that stresses how timing plays has a
crucial role for the US LNG future.
It will also be interesting to see how Russia will react to any possible change in the natural gas
market. Despite LNG covers just a tiny share of the Russian gas export, it is highly unlikely that
Moscow will remain an external observer of a surge of the US as a global supplier of gas via LNG
exports. This is a major factor that must be taken into account. Russia, already the dominant player
in the natural gas market, relies on easier-to-obtain conventional gas, as opposed to though-andmore-expensive-to-obtain unconventional gas. The Sakhalin-1 fields and several Arctic resources
(Shtokman above all) offer a competitive advantage to Russia on the US. And it is very unlikely
that Gazprom, which wants to preserve its monopoly, and Novatek, which is looking to exploit LNG
opportunities to attack Gazprom’s dominant position, will remain quiet.
In this geopolitical game, Australia, a long-time-predicted LNG leader may turn the one who will
suffer much from a fierce competition between the past two enemies. Australia has a massive
liquefaction potential, with 14 trains currently under construction and expected to be on-stream by
2017 for an additional capacity of 62 MTPA. However, constructions at Australian sites have never
flowed smoothly, characterized by huge delays and rising project costs an unwritten rule that is
threatening numerous ongoing projects, at risk to become no longer economically viable46.
46
McKinsey estimates that the cost of building new LNG projects in Australia has risen dramatically, makin it up to 30%
more expensive than projects in North America or East Africa.
24
Another important region may undermine Australian’s LNG leadership: East Africa. The giant
offshore discoveries recently made in Mozambique and Tanzania could be a major competitor for
Australia. Mozambique alone, in fact, plans to export around 14.8 MTPA by 2018, mainly targeting
Asian markets. However, the uncertainty behind those projects is still quite high: being discovered
by US-based Anadarko Petroleum and Italian company ENI, the right to export LNG rests with the
two companies, which currently lack the amount of funds needed to built a $40 billion liquefaction
plant, as envisaged by the African government.
4. LNG Import
With almost its entire nuclear fleet offline due to security inspections, stress tests and
maintenance, Japan is the country that has taken the scene of the LNG market over the past two
years. Between 2011 and 2012 the import of LNG from Japan surged by 24%, skyrocketing at 88
million tons in 2012. The need to replace almost 30% of its nuclear power capacity has forced
Japanese utilities to heavily import LNG cargoes, diverting them from all over the globe; the growth
in Japanese demand (+8.5 MT relative to 2011) was largely offset by cargoes diverted away from
the UK (-8.2 MT). In 2012, the country alone made up 37% of the global demand for LNG. A
situation that will hardly change in the short-term, since no nuclear facility is expected to run back
again in the coming months, and with just 2 nuclear reactors, out of 50, online, Japanese utilities
are now relying more on long-term contracts, leaving the higher-priced spot market and looking for
better price in order to minimize their losses. Last year alone, eight out of ten electric power
companies suffered net losses, for a total of JPY 1.6 trillion. The massive bill Japanese utilities
paid has forced them to change their trading strategy, focusing their attention on building
inventories rather than recurring to the spot market. As a result the Japanese LNG import fell by
2% in the first half of 2013, compared to what they did in the same period of the last year.
However, the current softening of Asian LNG prices may spur import in the second part of the year;
Japanese’s gas dependency remain high, and with the two operating nuclear plants scheduled to
be idled for maintenance by September, the country looks to be without atomic power at least until
the spring of 2014. After that, around 12 nuclear reactors are expected to be back online, and LNG
dependence may soft again.
South Korea is the second biggest player of the market. In 2012 the country’s LNG import rose for
the third straight year. 37 million tons of LNG reached South Korean terminals last year, a 13% rise
compared to 2011, with 29% (10.8 Mt) of the import coming from Qatar. A trend that is likely to
gear up this year too; following the closure of 8 of the 23 Korean nuclear reactors, South Korean
LNG imports has already soared by 16% in the first six months of 2013.
Aside for Japan and South Korea, China is emerging as another main actor in the worldwide LNG
market. Though the Chinese import is comparable to the one of smaller economies, such as Spain,
with 14.65 Mt imported last year, Beijing’s rise has been stunning: over the past five years LNG
imports surged by an impressive 335%. And the rise has yet to stop. During the first half of 2013,
Chinese LNG imports rose by 22%, compared to the same period of 2012, with imports planned to
reach 16.5 Mt this year. Numbers that project China as a foreseeable swing factor in a two-to-three
year time.
25
Fig. 11 - 2012 Incremental Demand
While Japan, South Korea, China and other Asian economies increased LNG imports, Europe
witnessed smaller overall gas demand in 2012, due to tardy economic recovery and a progressive
shift of power generation towards a cheaper and more abundant coal. Overall, European LNG
demand was down by 30% in 2012, with France and UK scoring the biggest drop. The trend, which
is due to persist in 2013, was confirmed by the figure for the first six months, which sees a 27%
drop on a year-to-year basis.
Thanks to the possibility to divert great part of the
LNG supply that annually reaches Europe, the
majority of the contract is contractually divertible,
the drop was partially offset by a significant
increase in reloads, with a total of 2.7 Mt reexported to Asia and South America. Both areas
offered an interesting price premium, between
$5/mmbtu and $6/mmbtu for both markets, which
more than compensate the high operational costs
related to the re-export.
Fig. 12 European Re-exports, 2012
Source: CIIGNL
26
Fig. 13 LNG Import, 2008-2012
Source: CIIGNL
4.1 Regional Imports
As in the case of exporting countries, the imports of LNG is largely concentrated in few countries:
China, India, Japan, South Korea, Spain, Taiwan, UK and France covered 82% of the global
demand last year, with the three big Asian players (Japan, South Korea and Taiwan, JTK) making
up as much as 58% of the worldwide demand.
27
Fig. 14 LNG Import by area (%), 2008-2012
Source: GIIGNL
Fig. 15 Market Concentration, 2012-2011
Source: GIIGNL
Asian countries remain by far the most dependent on LNG import, with 71% of the global LNG
consumed in the region. This Share is likely to increase over the coming years, with the start of
new facilities in Singapore, Malaysia and South Korea. Furthermore, China and India are two
countries with enormous LNG potential, though currently LNG represents less than 40% of the
countries’ gas consumption. Unusually, Indonesia, a traditional exporter, has been forced to use
import LNG last year, due to domestic shortages and rising internal demand, an event that could
be a turning point for the country, which may become an LNG importer by the end of the decade.
Following the shale gas revolution, the US has begun the transformation from being importing hub
to a major exporter of LNG, thus drastically limiting the inflow of cargoes. The center of LNG
imports is now progressively shifting to South America, with Argentina, Brazil and Chile, which are
emerging as active importers of LNG. Despite volumes remain marginal compared to the Asian
market, and though both Argentina and Brazil rely for more than 80% on piped gas, South America
trajectory looks very interesting, with additional capacity to be built in Chile and Brazil by 2016, and
a brand new terminal with 2 MTPA capacity, which has just entered in operation in Manzanillo,
Mexico.
Europe is probably the most interesting case to analyze. European demand for gas has been
plummeting for the past 4 years, and except Spain and Portugal, EU countries mostly rely on gas
imported via pipelines. Main connections with Algeria, Libya and Russia are via pipeline. Moreover,
a new pipeline, which will bring Azeri gas, has recently got the green light from the European
Commission. Unsurprisingly, with the block hit by probably the heaviest economic crisis of the last
century, LNG imports dropped consistently. Nevertheless, several LNG regasification plants have
been commissioned with the aim of diversifying the sources of supply and minimizing the risk of
any shortages.
5. Regasification Plants
Despite LNG demand dynamic has been profoundly different between the different regions, with
the highest concentration in few Asian countries, the tendency towards building more LNG
receiving terminals has followed a more regular path. Worldwide, the number of regasification
plants has risen significantly. More and more countries turn to LNG to meet domestic increasing
energy demand; between 2002 and 2012, the number of countries with regasification capacity
grew by 150%, with five new countries (Indonesia, Netherlands, Thailand, Norway and Sweden)
joining the LNG market over the past two years. Since the beginning of 2013 also Israel, Singapore
28
and Malaysia have joined the club. Right now there are 102 regasification facilities in the world, for
a total of 660 MTPA regasification capacity, more than twice the LNG globally traded last year. A
figure that easily explains the low utilization rate terminals exhibited in the past years. Globally, in
fact, regasification terminals run at less than 50% of their capacity due to the seasonal nature of
many gas markets. In 2012, however, that percentage dropped to 37% as a result of a sinking
demand in US and Europe, and lower supply.
Fig. 16 LNG regasification capacity and utilization rate by area (%), 2008-2012
Source: IGU
At present, half of the world’s receiving capacity is located in Asia, with Japan and South Korea
having respectively a total import capacity of 180 MTPA and 91 MTPA. Chinese import capacity is
currently about 21.9 million tons, but is deemed to rise by another 9.7 million tons by the end of the
year, with three terminals being commissioned. Another 5.2 million tons may come online in 2014,
taking the Chinese import capacity to just under 37 million tons, a 68% increase on the current
capacity. As we anticipated, China has the potential to be the swinger factor of the market.
In South America, the second perspective region, in Brazil around 9.1 MTPA of additional capacity
will be commissioned by the end of next year, bringing the country’s regasification capacity to 15
MTPA. Chile, as well, has scheduled two floating terminals, the first with 3.8 MTPA and the second
with 1.1 MTPA, to come online in 2015 and 2016. Along with the current 8 MTPA operating in
Argentina, and the 17 MTPA available in Mexico, South America’s regasification capacity will jump
to 49 MTPA by the end of 2016.
In Europe there are 21 receiving facilities, for a total of 190 MTPA. Most of them are underutilized,
due to lower natural gas demand, imports via pipeline and a massive switch to cheaper energy
sources. A process that is unlikely to be reversed in the short-term. Nonetheless, pushed by the
need to further diversify its natural gas import, largely reliant on few countries (Russia, Algeria and
Libya above all), thus minimizing the risk of gas shortages, EU countries are still showing interest
in building more terminals. In Italy the Offshore LNG Toscana, with a 2.7 MTPA regasification
capacity, has just entered in operation, and works continue for the granting of the FID at other two
sites, Porto Empedocle and Trieste, for an additional 6 MTPA capacity. In France, the construction
of the 9.4 MTPA Dunkirk LNG terminal, the largest in Continental Europe, began in May 2012, with
the final commissioning expected in 2015. Poland and Lithuania are also working on the
construction of other two terminals, for a cumulative capacity of 5.8 MTPA.
29
6. Prices
Over the past three years, the key theme of the LNG market’s price dynamic has recently been
mainly connected to the demand in Asia, especially from Japan. Since the Fukushima disaster, the
price of LNG rose steadily across the main markets, with the only exception being the American
Henry Hub, which was experiencing the first boom of shale gas production. Japan LNG prices
topped above $ 18/mmBtu in May 2012, on the back of rising demand from Japanese utilities,
short of their nuclear fleet and in desperate need of additional natural gas and crude oil to produce
electricity. The same, though to a lower extent, happened in Europe, after Germany decided to
shut down eight nuclear reactors. But even there, after a yearly rise, prices flattened last year.
In 2013, the global gas market is still dominated by a pronounced inter-regional price divergence
that has been a feature of the last three years. The average price of LNG delivered in Asia
conserves a structural premium to prices in Europe, adjusted for the transport cost differential. The
opening of new receiving terminals in Asia and the persistent drop in the LNG imported by Europe
(-27% in the first half of 2013), will likely widen the spread between the two markets.
Fig. 17 Monthly Global Gas Prices ($), 2007-2013
Source: Cedigaz, GIIGNL, US DOE, Waterborne LNG Reports
Fig. 18 Market Concentration, 2012-2011
Source: GIIGNL
Despite the LNG spot market remains small relative to the long-term market, it has recently gained
importance thanks to the possibility to divert flexible LNG flows. Over the past three years, the
percentage of cargoes delivered on a spot basis rose by 153%, covering 31% of the global trade in
2012. The spot market is driven both by uncontracted LNG supply and LNG under long-term
contracts with flexibility that can be exercised against spot prices (e.g. via cargo diversions,
including reloading). The rise of new supply sources has already started to challenge the LNG
status quo, with multiple buyers (mainly Asian) looking to modify or change their long-term
contracts, usually more expensive due to an oil-indexed pricing model, with shorter-term contracts
that allow greater flexibility. A trend that is expected to improve the response of LNG flows to
market price signals.
7. LNG Outlook
Though key emerging countries still grow at impressive speed, the slowdown experienced by
Western economies has been affecting global energy markets creating a rebalance between the
supply of natural energy sources and its related demand. Years of substantial high-energy prices
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had prompted a series of new discoveries, either below and above the ground. Discoveries that go
from prosperous gas basins – Mozambique, Brazil and the Eastern Mediterranean basins are the
latest and most important reserves of oil and gas discovered – to new techniques – fracking among
the others –, which have already started to transform the energy market, as we knew it. A dramatic
supply shock, which has already started to change the nature of the natural gas market. Thanks to
shale gas and to new discoveries, scarcity and declining production has given away to abundance.
And with abundance comes cheapness. But not for oil and gas, with the former pegged at $ 100, a
comfort level for the OPEC, and the second still linked to oil due to its long-term supply contracts.
Unsurprisingly coal has been the main sources taking advantage of that, with price dropping by
almost 30% over the past two years. A factor that has resulted in a higher substitution rate
between natural gas and coal, especially in power generation. And with renewable sources
continuously rising, thanks to subsidies and climate policies, natural gas will likely take longer than
expected to affirm as first fossil fuel.
The latest (and probably not the last) downward revision47 made by the IEA see the world gas
demand rising by 15.6% over the next 7 years (2.4% per year), reaching 3,962 bcm by 2018. The
U.S. Energy Information Administration, rather more conservative, reported last month that global
natural gas consumption would grow annually by 1.7 percent, adding that gas will be the fuel stock
for about 25 percent of the world's electricity by 2040. Both agencies agree that China will remain
the fastest-growing country, in absolute volumes, followed by America and the Middle East.
With these figures in mind, and taking into account the complex dynamic concerned with the LNG
market, and the relatively impact that US exports may have either in commercial and in geopolitical
terms, we believe that the global LNG market will remain tight for the next 3-5 years. The principal
risks for LNG demand growth come from the uncertainty surrounding the global economy. What we
have seen in the past five years has profoundly changed the overall approach that analysts and
industrial operators had adopted since the early 80s. The economic crisis has taught us that we do
not live in a world with constant rising energy needs. And despite new fast-growing economies are
set to consume a lot more in the coming years, Western countries, now struggling amidst massive
liquidity injections, high government debts and low industrial production, have decided to embark
on a new path, a transition from constant growing energy consumption to more sustainable ways of
consumption48, which entail the development of renewable sources and a specific focus on energy
efficiency. And though the global economy is expected to stabilize and begin to grow more strongly
in the second part of this decade, this transition to new forms of consumption may not remain
bounded to few advanced countries, intensifying the uncertainty connected with the consolidated
vision that energy demand growth will continue.
At the same time, we have seen that the chance to observe a series of slows down in liquefaction
capacity additions remains high. Rising costs, lower margins, increasing competition and the
upcoming change in the contracts’ structure, with more flexibility required and less need of longterm expensive contracts will have a major impact on numerous projects. The divergence between
higher construction costs for many plants, which required solid long-term off-take agreements, and
greater flexibility demanded by more price sensitive buyers is going to affect the overall structure of
the market. The space created by these two trends may be filled by US exporters, which present
lower development costs and lower gas prices; two factors which combined offer interesting
margins for US LNG companies. In this sense, it’s noteworthy the fact that US LNG projects have
signed long-term contracts indexed on Henry Hub prices, and not oil prices anymore. A first hint
47
48
In its Medium-Term Gas Market Report 2012, the IEA forecasted a 17.1% increase.
It’s not a case Germany named its energy reform Energiewende (German for Energy transition).
31
that US companies have already spotted those opportunities. However, timing remains the real
factor for those companies. Delays in building the needed infrastructures and starting exporting
may provide an advantage to other competitors. Despite the LNG market is currently supplyconstrained, the attractiveness of Asian prices represent a valid incentive for many suppliers (as
proved by the increase of reloads in 2012). And with China surging as a primary player even in the
LNG market, the race to catch these opportunities will be heated. And piped gas will be part of the
game.
Up to 2015, in fact, Asia will keep being the real driver of the LNG trade’s growth. Globally the
market is expected to grow by 11% in the next three years, reaching 260 Mt by the end of 2015.
Europe will remain on the sideline for the rest of the decade. Renewables, supported by state aids,
cheaper coal and a massive oversupply of carbon permits looms do not prospect a rebound in
LNG demand in the foreseeable future. Moreover, new pipelines will reach the continent in the next
years (TAP, South Stream), with Europe se to remain the largest importing region.
Fig. 19 World LNG Trade, 2012-2030
Source: NE Nomisma Energia
From 2017, LNG growth is expected to speed up. Thanks to the coming on-stream of numerous
new liquefaction plants (Australia, Papua New Guinea and the US), matched by a continuous
increase in the number of receiving plants, LNG trade will top above 290 million tons by the end of
2020, with an expected growth of 26%. Global economic conditions should have improved by then,
and energy consumption will likely peak up again, though to a lower pace compared to what we
had recorded pre-2008. The following decade will observe a real boost of the market, as the power
sector will turn to gas more heavily, due to carbon constraints, and natural gas may enter the
transport sector (as the case for shipping fuel and heavy trucking markets for LNG), with LNG
global trade expected to reach 378 million tons by the end of 2030.
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