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