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1 ª Convenção ABEGÁS. Tend ê ncias do GNL no cenário internacional. Ieda Gomes Vice Presidente, New Ventures, S. Asia 28 de março de 2008. Gás Natural na Matriz Energética Mundial. Fonte – BP Statistical REview of World Energy 2007. Reservas Mundiais de Gás Natural.
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1ª Convenção ABEGÁS Tendências do GNL no cenário internacional Ieda Gomes Vice Presidente, New Ventures, S. Asia 28 de março de 2008
Gás Natural na Matriz Energética Mundial Fonte – BP Statistical REview of World Energy 2007
Reservas Mundiais de Gás Natural Russia e Oriente Médio contém ~ 80% das reservas mundiais de GN Ano Base 2006 Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007
Consumo de GN por região Rússia e EUA são os maiores consumidores de gás natural
Principais Produtores e Detentores de Reservas Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007
Industrial Power Other Res and Com Demanda Regional – preços atuais Europe US & Canada* Asia Pacific 100 100 100 90 90 90 80 80 80 70 70 70 60 60 60 bcfd bcfd bcfd 50 50 50 40 40 40 30 30 30 20 20 20 10 10 10 0 0 0 2005 2010 2015 2020 2005 2010 2015 2020 2005 2010 2015 2020 CAGR 1.4% CAGR 1.9% CAGR 4.9% • Setor elétrico puxa demanda na América do Norte e Europa • Altos preços do carvão e limites de emissão de carbono favorecem gás. • Crescimento médio na Europa - Alemanha 0.5%, UK 1.4%, Espanha 3.4%, Turquia 5.7%. • Crescimento acelerado na Ásia em todos os setores: Japão 2.5%, Coreia 4%, India 9%, China 10%. * Fonte – PIRA e BP
Asia Pacific Europe 100 100 90 90 80 80 70 70 60 60 bcfd bcfd 50 50 40 40 30 30 20 20 10 10 0 0 2005 2010 2015 2020 2005 2010 2015 2020 Indigenous Production Alaska, Mac Delta Indigenous Production Indigenous Production Algerian Pipeline Turkmenistan Pipeline Libyan Pipeline Iran Pipeline Az Pipeline Russian Pipeline Expected Demand Demanda e suprimento por região USA & Canada* 100 90 80 70 60 bcfd 50 40 30 20 10 0 2005 2010 2015 2020 • Todas regiões dependem de importações para suprir o deficit, particularmente Asia e Europa • Demanda de GNL cresce em todas as regiões * Provisional – WoodMac data
WoodMac Evolução das Projeções Nov 07 Dec 06 Oct 05 Jan 04 Destruição da demanda – preços, atrasos...
Exportadores com surplus em relação ao mercado doméstico Austrália - GNL Qatar – GNL e gasoduto T&T - GNL Canadá - gasoduto Azerbaijão - gasoduto Turkmenistão - gasoduto Bolívia – gasoduto Malasia – GNL e gasoduto Rússia – gasoduto (GNL) Exportadores com crescente mercado doméstico Iran – gasoduto (GNL) Nigéria - GNL Indonésia - GNL Egito – GNL e gasoduto Argentina – gasoduto Oman – GNL Argélia – GNL e gasoduto Países exportadores e pressão do mercado doméstico ** potencial para ampliar GNL
Importações de GNL em 2007 38% 65% 36% LNG corresponde a 8% da demanda mundial de gás Source: Poten, FACTS
Por que GNL? • Alternativa mais econômica para transporte de gás a longa distância • Suprimento de consumo de ponta • Maior flexibilidade para sistemas de distribuição de gás natural • Armazenagem sazonal • Uso decentralizado em regiões remotas, indústrias e veículos pesados • Possibilidade de multi-suprimento, quando comparado a gasodutos • Mais rapido de implementar vis-a-vis gasodutos
Cadeia de Valor do GNL evoluindo para maior flexibilidade UPSTREAM REGASIFICAÇÃO VENDAS LIQUEFAÇÃO SHIPPING MODELO TRADICIONAL • Vendedores e Compradores com monopólio de mercado • Segurança de Suprimento • Compradores aptos a pagar “prêmio” • Contratos Take or Pay, longo prazo • Financiamento de toda a cadeia MODELO EMERGENTE • Vendas de GNL em mercados líquidos • Número crescente de players • Mercado spot e curto prazo • Papel das NOC’s …more complexity and more opportunity
BPMIGAS Agentes na Cadeia de Valor do GNL Traders Vittol, M. Stanley, Merryl Linch “Integratedmajor” “Developer”
GNL - capacidade global 700 CAGR 2006-2020 CAGR 1970 - 2006 World: 7 % World: 13% 600 Speculative 500 Probable 400 bcma In Development 300 200 Firm Supply 100 - 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 Source : BP Analysis
Produção Mundial de GNL 350 mtpa Fonte – BP e diversos
BP participating interest or contractual position Capacidade Adicional de Liquefação 274 250 Yemen RasGas T6, Qatargas 2 230 Snohvit, Eq. Guinea, NLNG T6 Oman Qualhat, Darwin, ALNG T4, NLNG Plus 210 Ras Gas T5 ELNG T2, Ras Gas T4 190 mtpa Qatargas 4, Peru, Brass, Libya exp, Angola NWS T5, Tangguh, Sakhalin 2 ELNG T1 170 Rasgas T7, Qatargas 3 SEGAS T1 NWS T4 150 130 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 Q3 Q4 Q1 Q2 2010 2004 2005 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2009 2009 Source : BP internal analysis based on publicly available data (Sept 2006)
Fluxos de GNL pós 2010 Norway Russia Alaska Sakhalin Middle East Algeria E. Guinea Egypt Trinidad S.E. Asia Nigeria S. America Angola Australia
LNG Imports LNG Imports Fleet Projected per Order Book Infra-estrutura de GNL em construção“Over capacity”? 300 mtpa em 2015 North America Regas Capacity UK Regas Capacity 50 250 Other Probable Sabine Pass Golden Pass 40 200 Freeport Cameron LNG Teeside NorthEast Gateway 30 150 Dragon Canaport, New Brunswick bcma Hook bcma Baja Energía Costa Azul IOG Lake Charles 20 100 Energy Bridge (Offshore) Everett Cove Point 10 50 Altamira Elba Island LNG Imports 0 - 2000 2005 2010 2015 2000 2005 2010 2015 Continental Europe Regas Capacity World LNG Vessel Fleet 250 350 300 200 Other Probables 250 Portugal Greece 150 200 Turkey No of Vessels bcma Italy 150 Belgium 100 France 100 Spain 50 50 0 - 2000 2005 2010 2015 2010 1990 2000 1980 1970 Source : National Grid, PIRA, BP & Industry Estimates
Mercados Emergentes de GNL Mexico, Chile, Brasil, Argentina, Holanda, Alemanha, Africa do Sul, Dubai, Kuwait, Paquistao, Tailandia, Cingapura
Origem e destino das vendas spot/curto prazo Asia Pacific domina o consumo Spot: Inverno rigoroso em 2006 Problemas com usinas nucleares no Japão Entrada da India no Spot Atlantic Basin domina o suprimento Spot Fonte - FACTS
Exemplo de Swap USA Preço - $ 6 Asia Pacific Preço - $ 10 Europa Preço - $ 7 $ 1.40 $ 0.50 Oportunidade Spot $ 0.70 Contrato Longo prazo T&T $ 1.50 $ 1.0 Oriente Médio Netback $ 10 – 1.5 = $ 8.5 Netback T&T USA: $ 6- 0.5 = $ 5.5 Europa: $ 7 – 1 = $ 6 Netback $ 7 – 0.7 = $ 6.3
Original Trade Flow Optimised Trade Flow Exemplo de otimização de fluxos Conceito de “Trade Web” Asia Buyer Buys an additional cargo to meet unforeseen demand Spanish Terminal Operator Date swap with 2 ships Middle East Seller Diverts cargo from Europe to Asia US Terminal Operator Cover throughput costs • LNG Seller A • Originally, Cargo destined for US • Bought replacement gas in US Fonte - BP
Asia – Preços divulgados pela imprensa • Rasgas II (2.1 mtpa) & Qatargas III – proposto (2.3 mtpa) para Kogas: 16% JCC + 0.88 ($US). • Qatar para Chubu Electric (Japão) 17% JCC + (US $1.05 - $1.45) Fonte – Poten and Partners e diversos
EUA –preços divulgados na imprensa • Nigeria LNG T7 / Brass LNG 88.5% to 90% HH $ mmbtu price. • Yemen LNG 85% HH in $3 to $4 mmbtu HH range. 87.5% HH at $6 mmbtu HH market price and above. • Equatorial Guinea 83.5% HH up to $4.50 mmbtu HH Source – Poten and partners
Preços indicativos de GNL no mercado spot • HH mar 08: $ 9.3/mm BTU • NBP mar 08: $ 10.6/mm BTU • Gasoduto fronteira Alemanha: $ 9.06/mm BTU • Recentes preços spot $/mm BTU: • Japão 14-15 • India 13-14 • Mexico 12 • Turquia 18-19 • Korea 14 -15.5 • Asia – contratos recentes indicando 16 a 17% JCC, sem cap
Conclusões • Desafios: disponibilidade de suprimentos e altos custos • Suprimento de GNL apertado nos próximos 5-7 anos • Atrasos na maioria dos projetos em construção • Somente 3 projetos FID nos últimos 2 anos – Peru, Angola e Pluto • Ásia vai puxar a demanda por falta de outras alternativas • Mercados emergentes dispostos a pagar preços de mercado • Chile, Argentina, Brasil, Tailândia, Cingapura. Paquistão, India e China negociando preços > $ 10-12/mm BTU • Qatar negociando altos preços em troca de firmar parte de seus suprimentos flexiveis – almeja paridade com petroleo • Atendimento ao mercado doméstico inibirá projetos de exportação em diversos paises produtores. • Altos custos de produção viabilizam novos projetos @ petróleo>$ 60-70 por barril • Indústria começa a buscar soluções flexíveis e mais baratas – floating LNG • Viabilização e investimento de produção de gás doméstico será fundamental para o crescimento da indústria do gás
Aumento dos Custos de Produção Liquefaction Costs $/tonne of installed capacity Year of Startup Recenttly Sanctioned New Brownfield* New Greenfield* Based on Actual Final Costs Based on Estimated Final Costs Projetos tornam-se menos atrativos * Consultants estimates
Investimento na Cadeia de Valor GNL • E&P • $ 2 a 6 bilhões • Liquefação • $ 400-500/ton: brownfield • $ 600-1000/ton: greenfield • Navio Metaneiro • $ 225 a 280 millhões ( 3 a 8 navios por projeto) • Terminal de GNL e regaseificação • $ 500 milhões a $ 1 bilhão • Custo total de um projeto de GNL - $ 4 a 17 bilhões
Altos custos de produção ... menores netback ao produtor Fonte – Princeton e BP
Suprimento menor que demanda mtpa mtpa
Fatores geopolíticos ou atrasos em projetos • Diversos projetos sofreram atrasos ou problemas no suprimento • Gorgon, Sakhalin, T&T, Egito, Iran • Moratória de novos projetos em Qatar • Acesso a novos suprimentos tem sido dificil • Termos fiscais e papel dos Governos • Projetos mais caros requerem um maior numero de sócios para diluir riscos • Processo decisório mais lento e complicado • Complexidade no trato ambiental - NIMBY • Governos querem manter gás para mercado doméstico em lugar de exportar – 1:3
Projetos de Grande Porte necessitam dereservas substanciais bcfd Plateau Tail gas Build-up 10 Mt/a por 20 anos requer 10 tcf Tail gas e consumo de gás na planta 2 a 3 tcf Reservas totais 12 a 13 tcf
Floating LNG Fonte: Excelerate
Mercado e Estrutura de Preços • Existem 3 estruturas de preços nos mercados de GN e GNL • Mercados Spot (mercados líquidos com predominância de trading): EUA e Canada e parte do suprimento britânico. • EUA – Henry Hub e Socal ( Califórnia) • UK – NBP ( National Balance Point) • Contratos indexados ao petróleo – Europa Continental, importadores de GNL na Asia, contrato Brasil-Bolívia • JCC – Asia Pacific • Brent - Europa • Mercados regulados pelo Governo – normalmente se aplica ao suprimento voltado ao mercado doméstico -Oriente Médio, África, América do Sul, Asia. • Preços fixos indexados à inflação
Valor hipotético de um contrato de GNL • Um contrato de 1 mtpa (1.3 Bcma) por 20 anos: • 3.5 milhões m3 por dia (~25% do consumo atual da Comgás) • 20 mtpa em 20 anos ( 26 Bcm) • Preço médio do GNL = $ 7/mmBTU • Transporte por navios de 135000 m3 • Cada carga de GNL vale $ 21 milhões • Número de cargas/ano: 16 • Valor do contrato (20 anos): $ 7 bilhões
Atlantic Basin Américas, Europa Ocidental e África do Norte e Ocidental Mercados mais líquidos Contratos de longo prazo coexistem com curto prazo e spot Terminais dimensionados para GNL de menor PCS (exceto Espanha, que é muito flexível) Asia Pacific Australásia e Costa Oeste das Américas Contratos de longo prazo são a norma. Spot e curto prazo começam a despontar. Compradores tradicionais – Japão, Coréia, Taiwan coexistem com compradores emergentes - India e China Caracterização das Regiões Oriente Médio permite atender tanto Atlantic Basin como Asia Pacific
Demanda de gás nos EUA 700 bcma Mais de 50 terminais propostos ou planejados Capacidade em 2010 Golfo Mexico – 110 bcma Costa Leste – 85 bcma Costa Oeste – 35 bcma Total – 230 bcma Provavel excesso de capacidade 40 – 60 bcma América do Norte domina a expansão do GNL
Operational 1. Zeebrugge: 4.5 bcma, Belgium (Fluxys/Tractebel) 2. Grain: 4.4 bcma, UK (National Grid) 3. Montoir: 4.5 bcma, France (GdF) 4. Fos sur Mer: 10 bcma, France (GdF) 5. Barcelona: 10 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 6. Cartagena: 7.88 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 7. Huelva: 10 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 8. Bilbao: 3.25 bcma, Spain (BP/Uni Fenosa/Iberdrola/EVE) 9 Sines: 5.2 bcma, Portugal (Galp Atlantico) 10. Panigalia: 3.5 bcma, Italy (ENI) 11. Revithoussa: 2 bcma, Greece (DEPA) 12. Marmara Ereglisi: 5.2 bcma, Turkey (Botas) 13. Aliaga: 6 bcma, Turkey (Colagoglu) (constructed but not operational) Under Construction 14. Dragon LNG (2007): 6 bcma, UK (Petroplus/BG/Petronas) 15. South Hook (2007): 10.5 bcma, UK (Exxon/QP) 16. Reganosa (2007): 3.5 bcma, Spain (Union Fenosa/Endesa) 17. Sagunto (2006): 8.7 bcma, Spain (Union Fenosa/Iberdrola/Endesa) 18. Fos Cavaou (2008): 8.25 bcma, Spain (GdF) 19. Rovigo (2008+): 8 bcma, Italy (Exxon/QP/Edison) Proposed Expansion 20. Zeebrugge Phase 1 (2007): 5.5 bcma, Belgium (Fluxys/Tractebel) 21. Grain Phase 1 (2009): 9 bcma Grain Phase 2 (2011): 6 bcma, UK (National Grid) 22. Bilbao Phase 1 (2009): 5 bcma, Spain (BP, Uni Fenosa, Iberdrola, EVE) 23. Huelva Phase 1 (2006): 1.8 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 24. Cartagena Phase 1 (2006): 1.4 bcma Cartagena Phase 2 (2006): 1.3 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 25. Barcelona Phase 1 (2006): 2.15 bcma Barcelona Phase 2 (2007): 1 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural) 26. Sines Phase 1 (2007+): 3.3 bcma, Portugal (Galp Atlantico) 27. Revithoussa Phase 1 (2007): 6.4 bcma, Greece (DEPA) Proposed New Projects 28. Wilhelmshaven (2010+): 10 bcma, German (Eon) 29. Eemshaven (2010+): 5 bcma, Holland (Essent/CoP) 30. LionGas (2010+): 6 bcma, Holland (Petroplus) 31. GATE (2010+): 6 bcma, Holland (Gasunie/Vopak) 32. Brindisi (2009): 8 bcma, Italy (Enel/BG) fully approved 33. Rosignano Marittimo(2009): 4.1 bcma (Edison/BP/Solvay) 34. Livorno(2009+): 3.75 bcma, Italy (OLT Offshore Toscana) 35. Trieste (2010+): 8 bcma, Italy (Gas Natural) 36. Monfalcone(2010+): 8 bcma, Italy (Endesa) 37. Taranto(2010+): 8 bcma, Italy (Gas Natural) 38. Syracuse (2010+): 8 bcma, Italy (Shell/Erg) 39. Porto Empedocle (2010): 8 bcma, Italy (Nuove Energie) Speculative 40. Gdansk: 5 bcma, Poland (PGNIG) 41. Teeeside: N/A, UK (CoP/Norsea) 42. Canvey Island: 5 bcma, UK (Centrica/Osaka Gas/ Colar Gas) 43. Angelsey: N/A, UK (Cantaxx) 44. CATS: N/A, UK (Excelerater Energy) 45. Combia: N/A, UK (Stag Energy) 46. Gioia Tauro, Calabria: N/A, Italy ( Gioia Tauro Oil) 47. Le Louvre: N/A, France (Le Louvre Port) 48. Krk: 8 bcma, Croatia (Eon) 49. Vassiliko: N/A, Cyprus (Govt./Power Authority) 50. Tenerife: N/A, Spain 51. Gran Canaria: N/A, Spain 51 Terminais Existentes e Propostos na Europa Operational 13 Under Construction 6 Proposed Expansion 8 Proposed New Projects 12 Speculative 12 45 28 43 40 29 14 44 30 15 41 31 20 42 2 21 1 47 3 16 35 19 8 22 36 10 4 48 18 34 26 33 9 25 12 5 17 32 37 23 7 13 24 6 27 39 11 46 38 50 Tenerife 51 49 Gran Canaria Last updated: 2006
Tipos de Contratos de GNL • Contratos de Longo Prazo – “Sales and Purchase Agreement”(SPA) • 2 a 20 anos • Usualmente 10 a 20 anos • Contratos de Curto Prazo • Até dois anos – mas com obrigações de entrega • Contratos Spot – “Master Supply Agreement” • Sem obrigação de entrega • Contém as Cláusulas de um SPA, exceto quantidades, preços, qualidade e datas de entrega • “Confirmation notice” 85% do GNL é comercializado em contratos de longo prazo, pois os projetos de GNL ainda necessitam de âncoras para serem financiáveis
Definição de mercado spot • Segundo o GIIGNL (International Group of • Liquefied Natural Gas Importers), mercado spot refere-se às transações com contratos inferiores a 4 anos • O US Department of Energy classifica o comércio de GNL segundo: • Spot – cargas on-off • Curto Prazo – menos de 2 anos • Longo prazo – mais de 2 anos • Spot market e curto prazo representam • 15% das vendas de GNL em 2006 Spot market tem consistido de excesso de capacidade e desvio de volumes de contrato de longo prazo Fonte – FACTS, GIGNL, USDoE
Formulas de Preço Fórmula usual na Asia • P(LNG) = ax + b • X = cesta de petroleos importados pelo Japáo, ou JCC. • US$JCC ~ US$WTI – US$1.00 per barrel • a e b são negociados e refletem a paridade com o petróleo e os custos de transporte . • Curvas em “S” • Tetos e pisos • Preço tradicionalmente pago pelo Japão • P(LNGcif ) = 0.1226JCC + 1.2367 • 100% de paridade com petróleo – “a” = 0.17 Formula Usual no mercado americano • P(LNG) = a*HH