Global natural gas and LNG market — Interpretação do relatório

Visão geral

Esta nota baseada em conferência avalia a disrupção da oferta de LNG do Golfo Pérsico, o ajuste de oferta e demanda no inverno e os contratos de LNG de longo prazo. Goldman Sachs vê potencial de alta no curto prazo caso os fluxos por Hormuz continuem limitados, mas segue esperando excesso de oferta global de LNG mais adiante na próxima década.

Visões principais

Goldman Sachs relata que a maioria dos clientes corporativos encontrados na Gastech espera que a disrupção das exportações de LNG do Golfo Pérsico persista no inverno. Sem melhora relevante, espera TTF e JKM em 105 EUR/MWh e $35/mmBtu até o fim do ano sob clima médio de inverno. Isso está bem acima do caso base de 70 EUR/MWh para TTF e $24.85/mmBtu para JKM, que pressupõe melhora gradual dos fluxos por Hormuz. As exportações do Golfo Pérsico ficaram entre 15%-25% dos níveis pré-guerra em julho e agosto; o caso base pressupõe recuperação gradual para dois terços do normal até janeiro de 2027. Uma recuperação mais lenta, possivelmente prolongada por ataques militares, ampliaria o déficit de LNG no inverno e exigiria preços mais altos para reduzir a demanda. O direcionamento das cargas é uma variável central. Fornecedores dos EUA disseram que a maior parte das cargas flexíveis está indo para a Europa, coerente com o prêmio JKM-TTF ainda baixo. Porém, o spread se aproximou do limiar de custo de transporte que incentivaria o desvio para a Ásia. Se a demanda asiática elevar o spread acima desse limiar, a competição por cargas aumentará e criará risco de alta para as previsões de TTF e JKM tanto no caso base quanto no cenário altista. O ajuste de demanda deverá ocorrer sobretudo na Ásia, e não na Europa. A Europa normalmente responde por cerca de 30% da demanda global de LNG, contra mais de 60% da Ásia, enquanto uma parcela relevante da demanda europeia já foi destruída na crise de 2022. A demanda industrial no noroeste da Europa caiu 23% em 2023 ante 2021, enquanto a demanda industrial asiática foi aproximadamente 7% maior. Goldman Sachs estima que mais de 30 mtpa de destruição de demanda pode ser necessário para a Europa administrar estoques em cenário de baixa oferta no inverno; dados de agosto já sugerem ao menos 15 mtpa fora da Europa. A demanda industrial deve ser a mais sensível a preços. Clientes apontam $28-$30/mmBtu, equivalentes a 85-90 EUR/MWh, como faixa importante para destruição de demanda industrial na Índia, e conversas diretas apontam para cerca de $30/mmBtu. Subsídios asiáticos podem retardar esse ajuste e elevar os preços globais. A instituição vê pouco espaço para grande substituição de gás por petróleo, pois os destilados também estão elevados e o diesel já estava em 115 EUR/MWh em equivalente de gás. Há indícios de substituição de gás por carvão na indústria chinesa, com queda anual do uso industrial de LNG após a alta de TTF e LNG apesar da atividade industrial robusta. A instituição considera improvável escassez física na Europa porque TTF elevado deve atrair LNG e os importadores podem repassar custos. Um inverno mais frio que a média é o principal risco. Não encontrou evidência de injeções obrigatórias de armazenamento no noroeste europeu acima do sugerido por oferta e demanda. A conclusão de longo prazo diverge da visão de curto prazo: após o fim da disrupção, os clientes e Goldman Sachs esperam excesso de oferta global de LNG. Decisões finais de investimento recentes em projetos dos EUA sugerem balanços mais fracos do que antes da guerra do Irã. A previsão média de TTF para 2030-2035 caiu de 30 EUR/MWh para 19 EUR/MWh, e a de JKM de $10.60/mmBtu para $7.15/mmBtu; a previsão de TTF fica abaixo dos preços a termo. Os riscos para essas previsões são inclinados para baixo, embora a incerteza seja elevada. Compradores mantêm o Qatar como fornecedor de longo prazo, mas demonstram mais interesse em diversificação, com LNG dos EUA como provável beneficiário. A contratação europeia de longo prazo é dificultada pelas exigências da UE de medição, reporte e verificação de metano, aplicáveis desde 1 de janeiro de 2027 a contratos assinados a partir de agosto de 2024; penalidades foram adiadas para 2030. Menos contratos europeus de longo prazo não reduzem necessariamente as importações finais, mas deixam a Europa mais vulnerável à volatilidade spot. Taxas de liquefação dos EUA permanecem em $2.50-$2.75/mmBtu, e Goldman Sachs espera que termos de indexação ao Brent em futuros contratos do Qatar possam cair frente aos níveis pré-guerra.

Estrutura de análise

Goldman Sachs combina conversas na Gastech com dados de fluxos, comércio, spreads, armazenamento e demanda setorial de LNG. Avalia preços de inverno por cenários de oferta do Golfo Pérsico e pelo preço necessário para redirecionar cargas ou reduzir a demanda, contrastando depois esse quadro com a oferta de projetos de LNG de longo prazo e a curva a termo.

Notas metodológicas

• Marco de análise setorialMarco de oferta e demanda

  Análise do balanço de LNG no inverno

  O relatório relaciona exportações restritas do Golfo Pérsico, destino de cargas flexíveis e destruição de demanda ao déficit de LNG e aos cenários de preço de TTF e JKM.

• Marco de análise setorialTransmissão entre elos da cadeia de valor

  Direcionamento de cargas de LNG e resposta da demanda final

  Goldman Sachs acompanha como o spread JKM-TTF altera o destino das cargas dos EUA e como preços maiores de gás afetam demanda industrial, substituição de combustível e custos europeus de importação.

Mapeamento e comparação de ativos

Mapeamento estruturado da tese para ativos nomeados (pontos fortes, pontos fracos, pares e riscos).

• TTF

  Referência europeia de gás exposta à disrupção invernal de LNG e à competição por cargas flexíveis.

  Pontos fortes

  Preços altos devem atrair LNG para a Europa e reduzir a chance de escassez física.

  Pontos fracos

  O caso base depende da recuperação gradual dos fluxos de LNG do Golfo Pérsico.

  Comparação

  O cenário de baixo fluxo de 105 EUR/MWh supera o caso base de 70 EUR/MWh; a previsão média para 2030-2035 é 19 EUR/MWh.

  Riscos

  Inverno mais frio, recuperação mais lenta das exportações ou maior demanda asiática podem elevar ainda mais os preços.

• JKM

  Referência asiática de LNG exposta à disrupção de oferta, destruição de demanda industrial e competição com a Europa.

  Pontos fortes

  Preços asiáticos mais fortes podem atrair cargas flexíveis dos EUA se o spread JKM-TTF superar os custos de desvio.

  Pontos fracos

  Preços mais altos devem reduzir a demanda industrial, especialmente na Ásia.

  Comparação

  O cenário altista de $35/mmBtu supera o caso base de $24.85/mmBtu; a previsão média para 2030-2035 é $7.15/mmBtu.

  Riscos

  Subsídios podem atrasar a destruição de demanda e exigir preços ainda maiores.

• US LNG

  Provável beneficiário da diversificação de oferta e de possíveis contratos de LNG de longo prazo.

  Pontos fortes

  Cargas flexíveis podem ser redirecionadas entre Europa e Ásia, e compradores têm maior interesse no fornecimento dos EUA.

  Pontos fracos

  O excesso de oferta global de longo prazo deve enfraquecer os balanços de gás e LNG.

  Comparação

  As taxas de liquefação dos EUA permanecem em $2.50-$2.75/mmBtu, sem mudanças frente ao pré-guerra.

  Riscos

  Adições de oferta de longo prazo podem contribuir para o excesso de oferta esperado por Goldman Sachs.

Dados principais

• Cenário altista de inverno para TTF105 EUR/MWhPico de inverno esperado se a oferta de LNG do Golfo Pérsico permanecer restrita.
• Cenário altista de inverno para JKM$35/mmBtuPico de inverno esperado no cenário de baixo fluxo de LNG do Golfo Pérsico.
• Caso base de TTF70 EUR/MWhPressupõe melhora gradual dos fluxos de LNG por Hormuz.
• Caso base de JKM$24.85/mmBtuPressupõe melhora gradual dos fluxos de LNG por Hormuz.
• Exportações de LNG do Golfo Pérsico15%-25% of pre-war levelsNível médio de exportação em julho e agosto.
• Destruição de demanda de LNG necessáriaMore than 30 mtpaEstimativa para a Europa gerir estoques sob baixa oferta no inverno e clima médio.
• Destruição de demanda já indicadaAt least 15 mtpaDados comerciais de agosto sugerem essa escala fora da Europa aos preços atuais.
• Limiar de demanda industrial de LNG na Índia$28-$30/mmBtuClientes identificam a faixa como importante; Goldman Sachs cita cerca de $30/mmBtu.
• Previsão de TTF para 2030-203519 EUR/MWhReduzida de 30 EUR/MWh.
• Previsão de JKM para 2030-2035$7.15/mmBtuReduzida de $10.60/mmBtu.
• Taxas de liquefação de LNG dos EUA$2.50-$2.75/mmBtuReportadas como praticamente inalteradas frente ao pré-guerra.

Impacto e implicações

O relatório distingue um mercado de curto prazo em que a oferta limitada do Golfo Pérsico pode elevar fortemente os preços de LNG de um mercado posterior com excesso de oferta previsto. Também sugere benefícios para o LNG dos EUA com a diversificação de compradores e maior dependência europeia do mercado spot.

Riscos

• Ataques militares podem atrasar a recuperação das exportações do Golfo Pérsico e aprofundar o déficit de LNG no inverno.
• Um inverno europeu mais frio pode elevar preocupações com escassez e a demanda de LNG.
• Subsídios asiáticos podem atrasar a destruição de demanda e elevar preços.
• O momento e a escala do excesso de oferta de LNG de longo prazo seguem muito incertos.
• A incerteza sobre responsabilidades de conformidade com metano na UE pode limitar contratos europeus de longo prazo.

Pontos a observar

• Volumes de exportação de LNG do Golfo Pérsico e recuperação para dois terços do normal até janeiro de 2027.
• Spread JKM-TTF frente ao custo de desviar cargas de LNG dos EUA da Europa para a Ásia.
• Demanda industrial asiática de LNG, incluindo se preços perto de $30/mmBtu provocam novos cortes na Índia.
• Clima europeu de inverno, comportamento de armazenamento e sinais de intervenção governamental.
• Novos contratos de LNG dos EUA e decisões finais de investimento.
• Clareza na implementação das exigências europeias de medição, reporte e verificação de metano.