View
117
Download
4
Category
Preview:
Citation preview
TendTendêências do GNL no ncias do GNL no cenário internacionalcenário internacional
Ieda GomesIeda Gomes
Vice Presidente, New Ventures, S. Vice Presidente, New Ventures, S. AsiaAsia
28 de março de 200828 de março de 2008
1ª ª Convenção ABEGÁS
Gás Natural na Matriz Energética Gás Natural na Matriz Energética MundialMundial
Fonte – BP Statistical REview of World Energy 2007
Reservas Mundiais de Gás NaturalReservas 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
Consumo de GN por região Consumo de GN por região
Rússia e EUA são os maiores consumidores de gás natural
Principais Produtores e Detentores Principais Produtores e Detentores de Reservasde Reservas
10 maiores produtores de gás
0
100
200
300
400
500
600
700
Bcm
a
10 maiores reservas de gás
0
10
20
30
40
50
60
Tm
3
Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007
Demanda Regional – prDemanda Regional – preços atuaiseços atuais
US & Canada*
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
Other Res and Com Industrial Power
Asia Pacific
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
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
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
Demanda e suprimento por regiãoDemanda e suprimento por região
USA & Canada*
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
Indigenous Production
Alaska, Mac Delta
Asia Pacific
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
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
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2005 2010 2015 2020
bcf
d
Indigenous Production Algerian Pipeline
Libyan Pipeline Iran Pipeline
Az Pipeline Russian Pipeline
Expected Demand
Destruição da demanda – preços, Destruição da demanda – preços, atrasos...atrasos...
Jan 04
Oct 05
Dec 06Nov 07WoodMac Evolução das Projeções
Comércio Internacional de GN Comércio Internacional de GN dominado por gasodutosdominado por gasodutos
Países exportadores e pressão do Países exportadores e pressão do mercado domésticomercado 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
Importações de GNL em 2007Importações de GNL em 2007Exporter Importer
mtpa mtpaAlaska 0.9 Japan 66.8Australia 15.1 Taiwan 8.3Brunei 7.6 China 2.9Indonesia 20.7 India 8.6Malaysia 22 Korea 25.9Total Asia Pacific 66.2 Total Asia Pacific 112.5
Abu Dahbi 5.7 Belgium 2.1Qatar 24.4 France 9.9Oman 8.5 Greece 0.7Total Middle East 44.1 Italy 2.3
Spain 19Algeria 18.6 UK 1Lybia 0.6 USA 16.2Egypt 10.4 Portugal 1.97Trinidad 14.8 Turkey 3.4Nigeria 16.1 Dom Republican 0.47Equatorial Guinea 1.5 Mexico 2.1Norway 0.1 Puerto Rico 0.6Total Atlantic Basin 62.2 Total Atlantic Basin 59.7Total Exports 172.5 Total Imports 172.2
Source: Poten, FACTSLNG corresponde a 8% da demanda mundial de gás
38% 65%
36%
Por que GNLPor 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 Cadeia de Valor do GNL evoluindo para maior flexibilidadepara maior flexibilidade
UPSTREAM LIQUEFAÇÃO
REGASIFICAÇÃO
SHIPPING
VENDAS
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
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
“Developer” “Integratedmajor”
Agentes na Cadeia de Valor do GNLAgentes na Cadeia de Valor do GNLTraders Vittol, M. Stanley, Merryl Linch
GNL - capacidade globalGNL - capacidade global
Source : BP Analysis
CAGR 1970 - 2006World: 7 %
CAGR 2006-2020
World: 13%
-
100
200
300
400
500
600
700
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
bc
ma
Firm Supply
In Development
Probable
Speculative
Produção Mundial de GNLProdução Mundial de GNL
Fonte – BP e diversos
350 mtpa
130
150
170
190
210
230
250
Q4
2004
Q1
2005
Q2
2005
Q3
2005
Q4
2005
Q1
2006
Q2
2006
Q3
2006
Q4
2006
Q1
2007
Q2
2007
Q3
2007
Q4
2007
Q1
2008
Q2
2008
Q3
2008
Q4
2008
Q1
2009
Q2
2009
mtp
a
Source : BP internal analysis based on publicly available data (Sept 2006)
Ras
Gas
T5
RasG
as
T6
, Q
ata
rgas
2
SE
GA
S T
1
ELN
G T
1
ELN
G T
2, R
as
Gas
T4
Om
an Q
ualh
at,
Darw
in,
ALN
G T
4, N
LNG
Plu
s
Snohvit
, Eq.
Guin
ea, N
LNG
T6
Rasg
as
T7
, Q
ata
rgas
3
NW
S T
5,
Ta
ng
gu
h,
Sa
kha
lin 2
Yem
en
NW
S T
4BP participating interest or contractual position
Qata
rgas
4, Peru
, B
rass
, Li
bya e
xp, A
ngola
2010
Capacidade Adicional de Liquefação Capacidade Adicional de Liquefação
274
Fluxos de GNL pós 2010Fluxos de GNL pós 2010
Trinidad
S. America
Norway
Sakhalin
S.E. Asia
Australia
Middle East
Egypt
Nigeria
Angola
Russia
Algeria
E. Guinea
Alaska
Infra-estrutura de GNL em construçãoInfra-estrutura de GNL em construção“Over capacity”? 300 mtpa em 2015 “Over capacity”? 300 mtpa em 2015
World LNG Vessel Fleet
0
50
100
150
200
250
300
350
19
70
19
80
19
90
20
00
20
10
No
of
Ve
ss
els
Fleet Projected per Order Book
Source : National Grid, PIRA, BP & Industry Estimates
North America Regas Capacity
Continental Europe Regas Capacity
-
50
100
150
200
250
2000 2005 2010 2015
bc
ma
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 Imports0
10
20
30
40
50
2000 2005 2010 2015
bc
ma
TeesideDragonHookIOG
UK Regas Capacity
LNG Imports
-
50
100
150
200
250
2000 2005 2010 2015
bc
ma
Other ProbablesPortugalGreeceTurkeyItalyBelgiumFranceSpain
LNG Imports
Plantas de Liquefação em operação Plantas de Liquefação em operação ( ( capacidade nominal)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
Terminais em operação comercialTerminais em operação comercialJapan 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 1 terminal 2.6 mtpa
Belgium 1 terminal 3.2 mtpa
Turkey 1 terminal 2.5 mtpa
Portugal 1 terminal 3.3 mtpa
India 2 terminals + 1 in construction 7.5 mtpa + 5 mtpa
Greece 1 terminal 2 mtpa
D. Republic 1 terminal 0.7 mtpa
Mexico 1 terminal + 1 in construction 3.6 mtpa
Puerto Rico 1 terminal 0.5 mtpa
UK 2 terminals ( 1 floating) + 2 in const. 3.3 mtpa
Total ( 2006) 51 terminals + several in construction 184 mtpa
Mercados Emergentes de GNL Mercados Emergentes de GNL
Mexico, Chile, Brasil, Argentina, Holanda, Alemanha, Africa do Sul, Dubai,Kuwait, Paquistao, Tailandia, Cingapura
Origem e destino das vendas Origem e destino das vendas spotspot/curto prazo/curto prazo
Atlantic Basin domina o suprimento Spot
Asia Pacific domina o consumo Spot:Inverno rigoroso em 2006Problemas com usinas nuclearesno JapãoEntrada da India no Spot
Fonte - FACTS
Exemplo de SwapExemplo de Swap
Asia PacificPreço - $ 10
Oriente Médio
USAPreço - $ 6
EuropaPreço - $ 7
$ 0.70
$ 1.50
$ 1.40
ContratoLongo prazo
Oportunidade Spot
T&T
$ 0.50
$ 1.0
Netback$ 10 – 1.5 = $ 8.5
Netback$ 7 – 0.7 = $ 6.3
Netback T&TUSA: $ 6- 0.5 = $ 5.5Europa: $ 7 – 1 = $ 6
Exemplo de otimização de fluxosExemplo de otimização de fluxos
LNG Seller AOriginally, Cargo destined for US Bought replacement gas in US
Spanish Terminal OperatorDate swap with 2 ships
Middle East SellerDiverts cargo from Europe to Asia
Asia BuyerBuys an additional cargo to meet unforeseen demand
US Terminal OperatorCover throughput costs
Original Trade Flow
Optimised Trade Flow
Conceito de “Trade Web”
Fonte - BP
Asia – Preços divulgados pela Asia – Preços divulgados pela imprensaimprensa
• 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 imprensaEUA –preços divulgados na imprensa
• Nigeria LNG T7 / Brass LNG88.5% to 90% HH $ mmbtu price.
• Yemen LNG85% 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 spotPreços 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 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
Back up
Aumento dos Custos de ProduçãoAumento dos Custos de Produção
0
100
200
300
400
500
600
700
1990 1995 2000 2008 2010 2010New
Brownfield*
Recenttly Sanctione
d
New Greenfield*
* Consultants estimates
$/t
onne o
f in
stalle
d
capaci
tyLiquefaction
Costs
Based on Actual Final Costs
Based on Estimated Final Costs
Year of Startup
Projetos tornam-se menos atrativos
Investimento na Cadeia de Valor Investimento na Cadeia de Valor GNLGNL
• 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
Gasodutos vs. GNLGasodutos vs. GNL
Altos custos de produção ... menores Altos custos de produção ... menores netback ao produtornetback 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 1.25 2.0 – 3.0
Transporte 1.0 1.0
Netbacks ao produtor
0.75 0.15 a 1.15
Fonte – Princeton e BP
Suprimento menor que demandaSuprimento menor que demanda
Asia Pacific
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2005 2008 2010
Capacity
Supply
West of Suez
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
2005 2008 2010
Capacity
Supply
mtpa
mtpa
Fatores geopolíticos ou atrasos em Fatores geopolíticos ou atrasos em projetosprojetos
• 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
0.00
0.50
1.00
1.50
5 10 15 20 25
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 deProjetos de Grande Porte necessitam dereservas substanciaisreservas substanciais
Floating LNGFloating LNG
Fonte: Excelerate
Mercado e Estrutura de PreçosMercado 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 Valor hipotético de um contrato de GNLGNL
• 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
Caracterização das RegiõesCaracterização das RegiõesAtlantic 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
América do Norte domina a América do Norte domina a expansão do GNLexpansão 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
Baixos preços desencorajam Baixos preços desencorajam exportações para USAexportações para USA
Operational 13Under Construction 6Proposed Expansion 8
198
Gran Canaria
Tenerife
1
7
9
3
2
13
12
11
104
5
6
18
17
16
151428
4543
4142
2944
47
40
33
3130
34
5150
32
38
39
48
35
3724
25
2021
26
27
49
Operational1. 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 Construction14. 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 Expansion20. 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 Projects28. 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 approved33. 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)Speculative40. 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
23
22
Proposed New Projects 12Speculative 12
36
46
51 Terminais Existentes 51 Terminais Existentes e Propostos na Europae Propostos na Europa
Last updated: 2006
Tipos de Contratos de GNLTipos 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 spotDefinição 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 PreçoFormulas de PreçoFórmula 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” = 0.17Formula Usual no mercado americano• P(LNG) = a*HH
Recommended