Tendências do GNL no cenário internacional

Apresentação em tema: "Tendências do GNL no cenário internacional"— Transcrição da apresentação:

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2 Tendências do GNL no cenário internacional
1ª Convenção ABEGÁS Tendências do GNL no cenário internacional Ieda Gomes Vice Presidente, New Ventures, S. Asia 28 de março de 2008

3 Gás Natural na Matriz Energética Mundial
Fonte – BP Statistical REview of World Energy 2007

4 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

5 Consumo de GN por região
Rússia e EUA são os maiores consumidores de gás natural

6 Principais Produtores e Detentores de Reservas
Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007

7 Demanda Regional – preços atuais
US & Canada* Europe Asia Pacific 100 100 100 90 90 90 80 80 80 70 70 70 60 60 60 bcfd 50 bcfd 50 bcfd 50 40 40 40 30 30 30 20 20 20 10 10 10 2005 2010 2015 2020 2005 2010 2015 2020 2005 2010 2015 2020 CAGR 1.4% CAGR 1.9% CAGR 4.9% Other Res and Com Industrial Power 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

8 Demanda e suprimento por região
Asia Pacific 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2005 2010 2015 2020 bcfd Europe 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2005 2010 2015 2020 bcfd Indigenous Production Algerian Pipeline Libyan Pipeline Iran Pipeline Az Pipeline Russian Pipeline Expected Demand USA & Canada* 100 90 80 70 60 bcfd 50 40 30 20 10 2005 2010 2015 2020 Indigenous Production Alaska, Mac Delta Indigenous Production Turkmenistan Pipeline Todas regiões dependem de importações para suprir o deficit, particularmente Asia e Europa Demanda de GNL cresce em todas as regiões * Provisional – WoodMac data

9 Destruição da demanda – preços, atrasos...
Jan 04 Oct 05 Dec 06 Nov 07 WoodMac Evolução das Projeções

10 Comércio Internacional de GN dominado por gasodutos

11 Países exportadores e pressão do mercado doméstico
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 ** potencial para ampliar GNL

12 Importações de GNL em 2007 38% 65% 36%
LNG corresponde a 8% da demanda mundial de gás Source: Poten, FACTS

13 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

14 Cadeia de Valor do GNL evoluindo para maior flexibilidade
UPSTREAM LIQUEFAÇÃO SHIPPING REGASIFICAÇÃO VENDAS 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

15 Agentes na Cadeia de Valor do GNL
Traders Vittol, M. Stanley, Merryl Linch “Integrated major” “Developer” BPMIGAS

16 GNL - capacidade global
700 CAGR CAGR World: 7 % World: 13% 600 Speculative 500 400 Probable bcma 300 In Development If we look at future demand growth for the world of potentially of 2.5% pa in aggregate we need to compare this with the supply challenge. Firm supply (from existing fields) will decline. Identified projects will offset this decline. But in order to meet the demand potential for gas globally, the industry needs to seek out as yet unidentified projects – here labelled the ‘white space’. Given the resource picture we saw earlier, there is no question of the gas being there – the challenge is one of turning resource into supply in a timely manner to fulfill demand for this clean and convenient fuel. 200 100 Firm Supply - 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 Source : BP Analysis

17 Produção Mundial de GNL
350 mtpa Fonte – BP e diversos

18 Capacidade Adicional de Liquefação
BP participating interest or contractual position 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 mtpa 190 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 2004 2005 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2010 Source : BP internal analysis based on publicly available data (Sept 2006)

19 Fluxos de GNL pós 2010 Norway Russia Alaska Sakhalin Algeria
Middle East E. Guinea Egypt Trinidad S.E. Asia Nigeria S. America Angola Australia

20 Infra-estrutura de GNL em construção “Over capacity”? 300 mtpa em 2015
UK Regas Capacity North America Regas Capacity 50 250 Other Probable Sabine Pass 40 200 Golden Pass Freeport Cameron LNG 30 Teeside NorthEast Gateway 150 Dragon bcma Canaport, New Brunswick Hook bcma Baja Energía Costa Azul IOG 20 Lake Charles 100 LNG Imports Energy Bridge (Offshore) Everett 10 Cove Point 50 Altamira Elba Island LNG Imports - 2000 2005 2010 2015 2000 2005 2010 2015 Continental Europe Regas Capacity World LNG Vessel Fleet 250 350 300 200 Other Probables Fleet Projected per Order Book Portugal 250 Greece 150 Turkey 200 No of Vessels bcma Italy Belgium 150 100 France Spain 100 50 LNG Imports 50 - 2000 2005 2010 2015 1970 1980 1990 2000 2010 Source : National Grid, PIRA, BP & Industry Estimates

21 Plantas de Liquefação em operação ( capacidade nominal)
Algeria 20.8 mtpa Australia 18 mtpa Brunei 6.7 mtpa Egypt 12.2 mtpa Equatorial Guinea 3.4 mtpa Indonesia 29 mtpa Libya 3.2 mtpa Malaysia 19.8 mtpa Nigeria 17.8 mtpa Oman 10.9 mtpa Qatar 30.2 mtpa Trinidad & Tobago 15 mtpa UAE ( Abu Dhabi 5.7 mtpa Norway 4.1 mtpa USA 1.4 mtpa Total ~ 198 mtpa

22 Terminais em operação comercial
Japan 23 terminals 60 mtpa China 1 terminal + 1 in construction 3.7 mtpa + 3 mtpa South Korea 5 terminals 22.5 mtpa France 2 terminals + 1 in construction 12 mtpa Spain 6 terminals 20 mtpa Taiwan 1 terminal 5.5 mtpa USA 5 terminals ( one floating) 22 mtpa Italy 2.6 mtpa Belgium 3.2 mtpa Turkey 2.5 mtpa Portugal 3.3 mtpa India 7.5 mtpa + 5 mtpa Greece 2 mtpa D. Republic 0.7 mtpa Mexico 3.6 mtpa Puerto Rico 0.5 mtpa UK 2 terminals ( 1 floating) + 2 in const. Total ( 2006) 51 terminals + several in construction 184 mtpa

23 Mercados Emergentes de GNL
Mexico, Chile, Brasil, Argentina, Holanda, Alemanha, Africa do Sul, Dubai, Kuwait, Paquistao, Tailandia, Cingapura

24 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

25 Exemplo de Swap USA Asia Pacific Preço - $ 6 Preço - $ 10 Europa
$ 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: $ = $ 5.5 Europa: $ 7 – 1 = $ 6 Netback $ 7 – 0.7 = $ 6.3

26 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 US Terminal Operator Cover throughput costs Middle East Seller Diverts cargo from Europe to Asia LNG Seller A Originally, Cargo destined for US Bought replacement gas in US Original Trade Flow Optimised Trade Flow Fonte - BP

27 Asia – Preços divulgados pela imprensa
Rasgas II (2.1 mtpa) & Qatargas III – proposto (2.3 mtpa) para Kogas: 16% JCC ($US). Qatar para Chubu Electric (Japão) 17% JCC + (US $ $1.45) Fonte – Poten and Partners e diversos

28 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

29 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 Mexico 12 Turquia 18-19 Korea Asia – contratos recentes indicando 16 a 17% JCC, sem cap

30 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 petróleo>$ 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

31 Back up

32 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

33 Investimento na Cadeia de Valor GNL
E&P $ 2 a 6 bilhões Liquefação $ /ton: brownfield $ /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

34 Gasodutos vs. GNL

35 Altos custos de produção ... menores netback ao produtor
$/mm BTU 2002 2006 Preço no Hub EUA 4.35 6.0 Regaseificação 0.35 0.50 Shipping 1.25 1.35 Liquefação 2.0 – 3.0 Transporte 1.0 Netbacks ao produtor 0.75 0.15 a 1.15 Fonte – Princeton e BP

36 Suprimento menor que demanda
mtpa mtpa

37 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

38 Projetos de Grande Porte necessitam de reservas substanciais
bcfd Plateau Tail gas Build-up I’d like to challenge traditional thinking that smaller volumes smaller trains are possible and certainly 2-3 tcf pools are developable the technology has proved itself very reliable. 10 Mt/a por 20 anos requer tcf Tail gas e consumo de gás na planta a 3 tcf Reservas totais a 13 tcf

39 Floating LNG Fonte: Excelerate

40 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

41 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 m3 Cada carga de GNL vale $ 21 milhões Número de cargas/ano: 16 Valor do contrato (20 anos): $ 7 bilhões

42 Caracterização das Regiões
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 Oriente Médio permite atender tanto Atlantic Basin como Asia Pacific

43 América do Norte domina a expansão do GNL
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 North American regas terminal proposals proliferate (65+) Top tier natural gas producer and holder of reserves Number 1 natural gas wholesale marketer Number 1 natural gas liquids (NGL) wholesale marketer Top 5 electric power wholesale marketer LNG importer through capacity in Cove Point terminal, Elba Island sales and positions in Trinidad and Egypt LNG Developing new LNG import terminals on US East Coast (Crown Landing in New Jersey) and Gulf Coast (Bay Crossing in Texas). Future Tangguh sales to West Coast (Baja Mexico) Key player in initiative to bring Alaska gas into the mainland US

44 Baixos preços desencorajam exportações para USA

45 51 Terminais Existentes e Propostos na Europa
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 Operational 13 Under Construction 6 Proposed Expansion 8 Proposed New Projects 12 Speculative 12 45 43 28 14 40 15 44 29 30 41 31 20 21 2 42 1 47 3 16 8 22 19 35 36 4 10 48 18 34 26 33 9 5 25 12 17 32 23 37 7 24 13 6 27 39 11 46 50 Tenerife 38 51 Gran Canaria 49 Last updated: 2006

46 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

47 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

48 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 ) = JCC 100% de paridade com petróleo – “a” = 0.17 Formula Usual no mercado americano P(LNG) = a*HH