Os preços europeus do gás natural têm vindo a bater recordes nos mercados spot, levando a questões como: como é que isto aconteceu? Existe um preço de chão? O que irá acontecer?
Para efeitos deste artigo, vamos concentrar-nos principalmente no mercado de TTF, porque atualmente é o mercado mais líquido na Europa e porque tem vindo a ganhar relevância como mercado de referência contra as fórmulas de Brent e Taxas de Câmbio na Península Ibérica.
Os preços Spot do TTF registaram uma queda significativa desde Setembro de 2018, provenientes de preços acima dos 29 €/MWh para um recorde mínimo de 7,31 €/MWh em apenas 12 meses. Em termos de médias mensais, os preços caíram dos 28 €/MWh, em Setembro de 2018, para 11€/MWh em Junho de 2019, situando-se nos 15,54 €/MWh no último mês de Outubro.
Em relação aos produtos Calendar, os preços caíram de 21,67 €/MWh, esperados para o Cal19, para um preço atual esperado para 2020 de 16,44 €/MWh, correspondendo a uma diferença de 5 €/MWh.
1 – Evolução dos preços TTF Spot. Fonte: MTECH
2 – Preços anuais (Calendar) de TTF. Fonte: MTECH
Como é que isto aconteceu?
Para entender melhor a situação atual do mercado, devemos retroceder até o Inverno 17/18, onde um conjunto de eventos bullish forçou um impulso ascendente no mercado de gás que persistiu até Outubro de 2018:
- O encerramento involuntário do gasoduto Forties devido a problemas de infra-estrutura, em meados de Dezembro e novamente em Fevereiro, desencadeou um aumento inesperado das importações de gás natural para o Reino Unido a partir do Continente, acelerando a curva de extração das reservas estratégicas de gás.
3 – Níveis de armazenamento de gás natural na Europa. Fonte: Thomson Reuters
- O aumento das importações de GNL para a Ásia, especialmente devido ao aumento do apetite por parte da China, liderado por diretrizes governamentais para a substituição de carvão para a gás. Este aumento tornou o mercado asiático de GNL mais atrativo, fazendo com que o envio de barcos de GNL para o continente asiático fosse muito mais rentável do que para a Europa, reduzindo a disponibilidade desta mercadoria no primeiro trimestre de 2018 (Figura 4).
4 – Níveis de importação de GNL Europa e Ásia. Fonte: Thomson Reuters
- A frente fria apelidada de «Besta do Oriente» que atingiu o Norte e o Centro da Europa, entre Fevereiro e Março de 2018, levou a temperaturas extremamente baixas e tempestades de neve, causando um aumento das necessidades de aquecimento. Para agravar a situação, a maior central de gás norueguesa, Kollsnes, teve que ser fechada para reparações.
5 – Preços Spot nos Hubs de gás Europeu. Fonte: MTECH
O pico inesperado na demanda levou os preços Spot a atingir valores sem precedentes. Por exemplo, o TTF chegou a ser negociado no mercado intradiário a 120 €/MWh e registou o preço máximo de 71,77 €/MWh a 2 de Março. A gravidade da situação deu ainda a oportunidade do MIBGAS ser exportador pela primeira vez em vez de importador.
- O prolongado período de baixas temperaturas e o fator da Primavera de 2018 ter começaado com temperaturas abaixo da média, manteve um elevado nível de procura de gás para aquecimento, numa altura onde o mercado já se encontrava ajustado devido aos baixos níveis de reservas e de importações de GNL para a Europa. Além disso, a temporada de injeção atrasou-se um mês colocando os níveis de armazenamento em mínimos históricos (ver Figura 3).
O fim da tendência de subida nos mercados de gás natural
Os temores de uma repetição do Inverno 2017/18 começaram a desaparecer após Setembro de 2018, quando as previsões de um Inverno mais suave começaram a surgir e os níveis das reservas estratégicas Europeias atingirem um nível confortável para o próximo período de meses de frio.
Somando-se a este vislumbre baixista, a confirmação de uma correção de mercado foi concedida pela queda significativa dos preços spot asiáticos devido a um inverno mais quente do que o esperado (seta verde na Figura 6), reduzindo a competitividade face aos preços de GNL Europeus e permitindo que as cargas começassem a retornar aos portos Europeus aumentando os fluxos de importação e catalisando a queda nos preços do gás natural europeu.
6 – Evolução dos preços do gás natural (BTC, Ásia GNL, NBP, TTF, HH). Fonte: Thomson Reuters
A tendência manteve-se em baixa ao longo de 2019 e a temporada de injeção reforçou-a, uma vez que esta se iniciou algumas semanas mais cedo do que o normal (meados de Fevereiro) e a 50% da capacidade de armazenamento (no Inverno anterior, o armazenamento estava a um nível foi inferior a 20% – ver Figura 3).
A abundância de GNL no mercado Europeu, juntamente com os grandes picos de armazenamento e os elevados preços dos direitos de emissão de CO2, EUAs (que têm vindo a desencorajar o uso de carvão nos mix eneréticos), contribuiram para a queda do mercado spot, registando-se preços abaixo dos 10 € / MWh em algumas ocasiões desde Julho.
Inverno 2019/20
À medida que o Inverno se aproxima, algumas questões surgem acerca dos próximos meses, com o objetivo de estimar a próxima banda de preços para o mercado TTF e de outros mercados.
Atualmente, as temperaturas têm variado principalmente entre a normal / acima do normal para a época do ano, atrasando o início da temporada de utilização de gás natural armazenado. Além disso, os fluxos de GNL para a Europa permanecem a um ritmo saudável, apesar da recuperação dos preços do GNL Asiático em Julho, que de alguma forma, já era esperado devido aos preparativos para o Inverno.
Apesar da recuperação na Ásia, notícias recentes sobre os aumentos das tarifas de frete devido à guerra comercial em curso entre a China e os EUA diminuíram (por enquanto) a ameaça deste mercado voltar a um nível semelhante registado no inverno 17/18.
Em vez de começarem a utilizar o armazenamento de gás em toda a Europa, a maioria dos países continuou a injetar gás a preços baixos atingindo a máxima capacidade nalguns pontos. O baixo nível de preços levou alguns traders a armazenar temporariamente alguns volumes em barcos, à espera de uma possível correção de mercado (normal na temporada de inverno).
Posições de médio e longo prazo
Para um cliente de budget risk, é importante ter um preço fixo antes do período de fornecimento, o que significa que a maior parte da exposição para 2020 ou, pelo menos para os meses de Inverno, deveria ser mínima neste momento. Sendo este o caso, o foco está agora no comportamento da temporada de Verão de 2020 (Abril – Setembro) e o produto anual de 2021, que no caso do TTF também está em níveis atraentes em comparação com os preços registado em anos anteriores.
Apesar disto e da procura da evolução do mercado, a verdade é que existe uma situação de Contango entre 2020 e 2021 que poderia causar alguma resistência na hora de fixar volumes (ver figura 7).
7 – Preços do TTF Calendar 2020 e 2021. Fonte: MTECH
De acordo com todos os argumentos apresentados neste artigo, e considerando alguns relatórios meteorológicos que apontam para um Inverno normal, alguns especialistas atrevem-se a afirmar que os preços TTF poderiam chegar a um nível de preço abaixo dos 7 €/MWh na próxima Primavera, caso os atuais níveis de armazenamento Europeu de GNL não caiam consideravelmente durante o período invernal. De acordo com os últimos relatórios, a diferença (GAP) entre o mercado Spot Asiático de GNL e os Europeus para que pudesse ocorrer uma alteração significativa dos atuais fluxos de GNL para a Europa e desviá-los para a Ásia seria de 5 €/MWh no caso da entidade possuir os barcos e 7 €/MWh no caso dos navios serem alugados, sendo o último a maioria dos casos atualmente.
8 – GAP entre os preços spot de GNL na Ásia e os preços à vista do TTF. Fontes: Montel & Thomson Reuters
A tendência atual dos mercados aponta para um aumento do GAP, aproximando do intervalo favorável para realizar a mudança (Figura 8) dos destinos de GNL. No entanto, vários sinais apontam para uma desaceleração dos níveis de importação para a Ásia, uma vez que a maioria dos países estão quase totalmente preparados para o Inverno.
Como argumento adicional, a guerra comercial em curso entre os E.U.A. e a China já desencadeou uma desaceleração económica global e o facto de que ainda não existe um acordo entre as duas economias provavelmente afetará a necessidade de gás (reduzindo-a) em todo o mundo.
Apesar da situação estável / bearish atual, existem alguns fatores que poderiam virar a tendência atual e afetar os preços a futuro do gás natural.
O impasse que persiste entre a Rússia e a Ucrânia sobre o contrato de trânsito a longo prazo do gás natural é um desses fatores, uma vez que este contrato é importante para ambos os países e também para a União Europeia, uma vez que parte das suas importações de gás provenientes da Rússia passam forçosamente pela Ucrânia. Um acordo poderia levar a uma escassez de oferta que afetaria o equilíbrio de todos os mercados Europeus. Atualmente, a Rússia é responsável por mais de 40% do gás importado pela Europa.
Groningen também é um possível risco ascendente para a TTF, uma vez que é possível que este seja encerrado já durante o Verão de 2020.
A situação actual do shale gas dos E.U.A. tem vindo a deteriorar-se devido aos baixos preços do petróleo e do gás natural que têm afectado financeiramente vários produtores. Uma desaceleração da produção Americana poderia mudar o panorama atual de excesso de oferta.
Os preços baratos do gás poderiam eventualmente despoletar um aumento de consumo em países como Índia e o Paquistão (altamente dependentes do carvão neste momento) e criar novos players no Médio Oriente.
Como sempre, ninguém pode confiar apenas em modelos de dados, em projeções ou eventos históricos porque o mercado físico dependerá sempre da situação real oferta / procura. O que é possível afirmar, é que, com as informações disponíveis à data de hoje, a Europa nunca esteve tão bem preparada para um Inverno como agora, o que poderia desbloquear oportunidades interessantes, quer para os produtos a curto prazo como a longo nos próximos meses e, especialmente, depois do inverno.
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