Nota Introdutória 2. A China e os Combustíveis Fósseis Africanos Ana Cristina Alves 3. Matteo Mazzoni... 18

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1 Índice Nota Introdutória 2 A China e os Combustíveis Fósseis Africanos Ana Cristina Alves 3 World LNG Outlook Matteo Mazzoni

2 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

3 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 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 BP Statistical Review of World Energy, junho de 2013, p BP, Energy Outlook 2030: China 4 Números neste parágrafo de acordo com BP, op. Cit, EIA, China, 4 Septembro 2012, 3

4 cúbicos (4,3% do consumo global), um notável aumento de 600% desde Segundo previsões da EIA a China deverá triplicar o seu consumo de gás natural até 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 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 De acordo com a Wood Mackenzie, 70% de sua demanda de petróleo deverá ser atendida por importações em Calcula-se que a China sozinha seja responsável por 62% do crescimento da demanda mundial de petróleo entre 2011 e 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, EIA, op. cit., EIA, Op. Cit., 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, 10 BP, op. cit, EIA, Annual Energy Outlook 2013, 2013 p. 159, (2013). pdf 12 Petroleum Economist, China set to become world s largest oil importer, 22 de Agosto 2013, 13 EIA, op. cit., EIA, op. Cit.,

5 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 nível 15 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, 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

6 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, 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, 6

7 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: 7

8 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. / Column.asp? columnid = 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 Documento citado por Bernt Berger & Axel Berkofsky, Chinese Outward Investment: Agencies, Motives and Decision Making, SASAC Briefing Paper, 2008, p. 8, 8

9 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 CNPC- PetroChina 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 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,

10 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, 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

11 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 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, 26 Bloomberg, Chinese oil giant CNPC seen buying more overseas energy assets, South China Morning Post, 3 September 2013, 27 Ibidem 11

12 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 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 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, 29 CNOOC, op. cit, p NEXEN, Offshore West Africa, Nexen website, 31 Xinhua, Sinopec buys Angola oil field stake for $1.52 bn, China Daily, 25 June 2013, 12

13 (US$1 bilião) sido desembolsada em Abril de 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 , 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, 33 Kunateh M, China takes charge of Ghana s crude oil, CAJ News, 4 May 2012, 34 Dzawu MM, Ghana seeks $6bn loan from China Exim Bank, Bloomberg, 19 April 2012, 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, Nigeria: President Jonathan Finalises U.S.$1.1 Billion Loan Deal With China Allafrica, 21 July 2013, 37 Sharife K, China and Nigeria oil, Pambazuka News, 26 January 2011, 38 Sudan Tribune, South Sudan s announcement of $8bn loan from China draws skepticism, 15 May 2012, 13

14 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, 40 Jake M. Watts, China s 5 billion deal with Kenya is a much bigger win for Beijing than Nairobi, Quartz, 20 August 2013, 41 Wang Yuanyuan, China-Africa Sunlight coal project launched in Zimbabwe, Xinhua net, 20 December 2012, 42 Godfrey Marawanyika, Chinese joint venture to mine coal asn generate power in Zimbabwe, Business Day live, 4 September

15 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 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 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, Abril Maimbolwa Mulikelela, Zambia: government takes over Collum coal mine, Allafrica.com, 21 February 2013, 45 Antoine Lawson & Benjamin Haas, Gabon to seize field as dispute with Sinopec unit worsens, Bloomberg, 6 June 2013, 15

16 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

17 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

18 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 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 This has pushed Japanese 18

19 utilities towards long-term contracts, diminishing their activity on the spot market, thus importing 2% less that they did in the first half of 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 Fig. 1 LNG Trade Volumes, 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

20 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, Fig. 3 LNG Import by area, Source: IEA, GIIGNL 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 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

21 Fig. 4 LNG Export, 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

22 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 (%), Fig. 6 Market Concentration, Source: GIIGNL 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 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 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

23 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 (%), 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

24 Fig. 9 Liquefaction capacity by area (MTPA), Fig. 10 Additional Liquefaction Capacity, 2017 Source: IGU 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 pre- FID 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 viable 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

25 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 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 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 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 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

26 Fig 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. Fig. 12 European Re-exports, 2012 Source: CIIGNL 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. 26

27 Fig. 13 LNG Import, 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

28 Fig. 14 LNG Import by area (%), Fig. 15 Market Concentration, Source: GIIGNL 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

29 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 (%), 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 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 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 Poland and Lithuania are also working on the construction of other two terminals, for a cumulative capacity of 5.8 MTPA. 29

30 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 ($), Fig. 18 Market Concentration, Source: Cedigaz, GIIGNL, US DOE, Waterborne LNG Reports 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 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 30

31 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 revision 47 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 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 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 consumption 48, 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 In its Medium-Term Gas Market Report 2012, the IEA forecasted a 17.1% increase. 48 It s not a case Germany named its energy reform Energiewende (German for Energy transition). 31

32 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 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, 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 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