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

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

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

4 Reservas Mundiais de Gás Natural Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007 Russia e Oriente Médio contém ~ 80% das reservas mundiais de GN Ano Base 2006

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* bcfd OtherRes and Com IndustrialPower Asia Pacific bcfd CAGR 1.4%CAGR 1.9%CAGR 4.9% * Fonte – PIRA e BP 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%. Europe bcfd

8 Demanda e suprimento por região USA & Canada* bcfd Indigenous Production Alaska, Mac Delta Asia Pacific bcfd 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 Europe bcfd Indigenous ProductionAlgerian Pipeline Libyan PipelineIran Pipeline Az PipelineRussian Pipeline Expected Demand

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 Source: Poten, FACTS LNG corresponde a 8% da demanda mundial de gás 38% 65% 36%

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 REGASIFICAÇÃ O SHIPPING VENDAS MODELO EMERGENTE Vendas de GNL em mercados líquidos Número crescente de players Mercado spot e curto prazo Papel das NOCs …more complexity and more opportunity 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

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

16 GNL - capacidade global Source : BP Analysis CAGR World: 7 % CAGR World: 13% bcma Firm Supply In Development Probable Speculative

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

18 Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q Q mtpa Source : BP internal analysis based on publicly available data (Sept 2006) Ras Gas T5 RasGas T6, Qatargas 2 SEGAS T1 ELNG T1 ELNG T2, Ras Gas T4 Oman Qualhat, Darwin, ALNG T4, NLNG Plus Snohvit, Eq. Guinea, NLNG T6 Rasgas T7, Qatargas 3 NWS T5, Tangguh, Sakhalin 2 Yemen NWS T4 BP participating interest or contractual position Qatargas 4, Peru, Brass, Libya exp, Angola 2010 Capacidade Adicional de Liquefação 274

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

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

21 Plantas de Liquefação em operação ( capacidade nominal) Algeria20.8 mtpa Australia18 mtpa Brunei6.7 mtpa Egypt12.2 mtpa Equatorial Guinea3.4 mtpa Indonesia29 mtpa Libya3.2 mtpa Malaysia19.8 mtpa Nigeria17.8 mtpa Oman10.9 mtpa Qatar30.2 mtpa Trinidad & Tobago15 mtpa UAE ( Abu Dhabi5.7 mtpa Norway4.1 mtpa USA1.4 mtpa Total~ 198 mtpa

22 Terminais em operação comercial Japan23 terminals60 mtpa China1 terminal + 1 in construction3.7 mtpa + 3 mtpa South Korea5 terminals22.5 mtpa France2 terminals + 1 in construction12 mtpa Spain6 terminals20 mtpa Taiwan1 terminal5.5 mtpa USA5 terminals ( one floating)22 mtpa Italy1 terminal2.6 mtpa Belgium1 terminal3.2 mtpa Turkey1 terminal2.5 mtpa Portugal1 terminal3.3 mtpa India2 terminals + 1 in construction7.5 mtpa + 5 mtpa Greece1 terminal2 mtpa D. Republic1 terminal0.7 mtpa Mexico1 terminal + 1 in construction3.6 mtpa Puerto Rico1 terminal0.5 mtpa UK2 terminals ( 1 floating) + 2 in const.3.3 mtpa Total ( 2006)51 terminals + several in construction184 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 Atlantic Basin domina o suprimento Spot Asia Pacific domina o consumo Spot: Inverno rigoroso em 2006 Problemas com usinas nucleares no Japão Entrada da India no Spot Fonte - FACTS

25 Exemplo de Swap Asia Pacific Preço - $ 10 Oriente Médio USA Preço - $ 6 Europa Preço - $ 7 $ 0.70 $ 1.50 $ 1.40 Contrato Longo prazo Oportunidade Spot T&T $ 0.50 $ 1.0 Netback $ 10 – 1.5 = $ 8.5 Netback $ 7 – 0.7 = $ 6.3 Netback T&T USA: $ = $ 5.5 Europa: $ 7 – 1 = $ 6

26 Exemplo de otimização de fluxos LNG Seller A Originally, Cargo destined for US Bought replacement gas in US Spanish Terminal Operator Date swap with 2 ships Middle East Seller Diverts cargo from Europe to Asia Asia Buyer Buys an additional cargo to meet unforeseen demand US Terminal Operator Cover throughput costs Original Trade Flow Optimised Trade Flow Conceito de Trade Web 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 –India –Mexico 12 –Turquia –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 New Brownfield* Recenttly Sanctioned New Greenfield* * Consultants estimates $/tonne of installed capacity Liquefaction Costs Based on Actual Final Costs Based on Estimated Final Costs Year of Startup Projetos tornam-se menos atrativos

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 Preço no Hub EUA Regaseificação Shipping Liquefação – 3.0 Transporte1.0 Netbacks ao produtor a 1.15 Fonte – Princeton e BP

36 Suprimento menor que demanda 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 38 bcfd Build-up Tail gas Plateau 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 Projetos de Grande Porte necessitam de reservas substanciais

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

44 Baixos preços desencorajam exportações para USA

45 Operational 13 Under Construction 6 Proposed Expansion Gran Canaria Tenerife 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 Proposed New Projects 12 Speculative Terminais Existentes e Propostos na Europa 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 % de paridade com petróleo – a = 0.17 Formula Usual no mercado americano P(LNG) = a*HH


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