Een vloedgolf aan LNG?!?

02-06-2016

De komende vijf jaar zal voornamelijk in Australië en de VS extra productiecapaciteit worden opgeleverd, bovenop de al bestaande capaciteit. De vraag is waar al dat gas naar toe zal gaan en wat de absorptiecapaciteit van de verschillende regio’s zal zijn.

“Er staat ons een vloedgolf aan LNG te wachten”. Dit was een uitspraak van een van de sprekers op het 18e LNG-congres in Perth vorige maand. Hier bogen een paar duizend mensen uit de LNG- industrie zich over de vraag wat het betekent dat de komende vijf jaar voornamelijk in Australië en in de VS voor ongeveer 150 Miljoen ton LNG per jaar (Mtpa) aan productiecapaciteit zal worden opgeleverd, bovenop de al bestaande 300 Mtpa. Van deze uitbreidingen zijn in de afgelopen maanden de eerste scheepsladingen mondjesmaat op de markt gekomen. De vraag is waar al dat gas naar toe zal gaan en wat de absorptiecapaciteit van de verschillende regio’s zal zijn.

De marktspelers hebben dit nieuwe LNG-aanbod aan zien komen; de investeringsbesluiten voor de bouw van de nieuwe liquefactieterminals zijn immers al jaren geleden genomen en de meeste projecten liggen, ondanks dat ze onderweg vaak wel wat vertraging en in sommige gevallen flinke kostenoverschrijdingen hebben opgelopen, gemiddeld aardig op schema. Toch lijken de marktpartijen verrast door de omvang van het overaanbod. Hoe komt dat? In de eerste plaats is de vraag naar gas in de twee grootste LNG-importlanden –Japan en Zuid Korea– afgenomen, terwijl daar wel enige groei verwacht was. In Zuid Korea heeft de overheid, als gevolg van de jarenlange hoge importrekeningen voor energie, aangestuurd op een meer gediversifieerde energiemix met een grotere rol voor hernieuwbare energiebronnen en kolen, waardoor LNG een relatief kleine rol speelt.

LNG Interconnector

 

Fukushima

In Japan is men inmiddels weer voorzichtig begonnen met het opstarten van nucleaire reactoren die als gevolg van de Fukushima-kernramp waren stilgelegd, zodat de vraag naar aardgas naar verwachting de komende tijd verder zal dalen. Hier komt bovenop dat de geanticipeerde hoge groei van de LNG-vraag in China (nog) niet heeft plaatsgevonden. Het is bovendien ook de vraag in hoeverre de Chinese overheid deze sterk wil laten groeien, aangezien dit direct impact zou hebben op de importafhankelijkheid van China. Ondanks dat er wél groei is in de vraag vanuit andere Aziatische landen zoals India en Indonesië, is deze onvoldoende om de verwachte groei in LNG te verwezenlijken.

Een andere gebeurtenis die invloed heeft op de LNG-markt in Azië is de daling van de olieprijs en de daaraan gekoppelde prijs in veel langetermijncontracten voor de import van LNG. Hierdoor hebben Aziatische importeurs meer LNG uit hun lange termijn importcontracten afgenomen dan voorheen. Gecombineerd met een lagere binnenlandse vraag heeft dit ertoe geleid dat bijvoorbeeld ‘s werelds grootste LNG importeur Kogas op bepaalde momenten te veel LNG heeft ingekocht en overschotten is gaan verkopen op de spotmarkt Het effect van al deze ontwikkelingen op de prijzen in de Aziatische spotmarkt is groot geweest. In twee jaar tijd is de prijs voor LNG in Azië gedaald van zo’n $15 tot $20 / Mbtu naar zo’n $4,40 / Mbtu. Dit prijsniveau is ongeveer gelijk aan dat in Europa. Het lijkt er dus op dat de absorptiecapaciteit van de Aziatische markt om additioneel LNG op te nemen op korte termijn beperkt is.

Overloopputje

Als gevolg van een lange periode van hoge LNG prijzen in Azië, het Aziatisch premium, heeft Europa de afgelopen jaren een beetje de rol van overloopputje van de LNG markt gehad: voor zover mogelijk werden cargo’s met bestemming Europa richting Azië gestuurd en alleen als dit niet mogelijk was, werd LNG de Europese markt in gedrukt. De volumes die overbleven voor Europa waren, zeker na Fukushima, zeer beperkt. De lage volumes leidden ertoe dat de gebruikstijd van veel Europese LNG importterminals jarenlang ruim onder de 20% lag. Het jaar 2015 liet voor het eerst sinds lange tijd weer een flinke stijging in LNG-import zien (ongeveer 15%), waarmee het LNG-importniveau in absolute zin nu weer op het niveau ligt van rond 2005. Het volume van bijna 38 miljoen ton LNG dat Europa in 2015 importeerde, staat overigens nog steeds in schril contrast tot de bijna 200 Mtpa aan LNG-importcapaciteit die in Europa opgesteld staat en die naar verwachting ook nog flink uitgebreid wordt de komende jaren.

Vloedgolf

Wat gebeurt er met de vloedgolf van 150 Mtpa die de komende jaren op de markt zal komen? Voor een groot deel is dit volume reeds voor lange tijd vastgelegd onder lange termijn contracten (10-20 jaar). Dit geldt voor ongeveer 80% van het Amerikaans en een vergelijkbaar deel van het Australische volume[1]. Dit volume kan dan weer kan worden opgebroken in een deel wat rechtstreeks door eindverbruikers uit voornamelijk Azië is gecontracteerd en een deel dat door portfoliospelers zoals Shell (in het verleden ook BG), Chevron, enzovoort, is gecontracteerd. Deze portfoliospelers proberen dit soort lange termijn contracten veelal om te zetten in middellangetermijncontracten (3-5 jaar) met Europese en Aziatische afnemers. Van de 150 Mtpa zal dus ongeveer 30 Mtpa op de spotmarkt worden verhandeld. Het nu door Shell overgenomen BG heeft een inschatting gemaakt dat van het deel van het Amerikaans volume van 65 Mtpa dat de komende jaren op de markt zal komen en dat nog niet gecontracteerd is en op de spotmarkt zal worden verhandeld, uitkomt op ongeveer 15 Mtpa. De helft dus van de resterende 20%. Bovenop dit nieuwe LNG uit de VS dat op de spotmarkt komt, zullen nog spotvolumes komen van partijen die hun langetermijncontracten vervangen zien worden door de nieuwe langetermijncontracten uit de VS of Australië. Hierbij valt te denken aan landen als Yemen, Trinidad & Tobago en Indonesië.

Ogen gericht op Europa

Vanwege het achterblijven van de vraag uit Azië – en het feit dat die markt momenteel overgecontracteerd lijkt – zijn de ogen van de LNG-industrie nu op Europa gericht en meer specifiek op de terminals in noordwest Europa, die gekoppeld zijn aan een omvangrijke infrastructuur met grootschalige markten daarachter.  Dit is echter ook de exportmarkt van Gazprom en de Russen hebben in de oliemarkt laten zien dat ze bereid zijn te vechten voor behoud van marktaandeel. Het is waarschijnlijk dat zij dit ook voor hun enige significante gasexportmarkt (exclusief LNG) bereid zijn te doen. Dit scenario leidde ertoe dat de Financial Times dit voorjaar al sprak van een mogelijke ‘global gas price war’ die op Europese bodem zou moeten worden uitgevochten. Ondanks dat de Russen zeker de capaciteit hebben om dit gevecht aan te gaan, is enig voorbehoud voor dit scenario toch op zijn plek. Gazprom heeft het merendeel van zijn volume op de Europese markt vastgelegd in lange termijn contracten, die veelal voor een deel ook spot geïndexeerd zijn en het prijs maal volume (P x V) sommetje zal waarschijnlijk uit moeten maken of het de moeite loont om eventueel (Amerikaans) LNG-volume van de spotmarkten weg te drukken.

De absorptiecapaciteit van de Europese markt om additioneel LNG op te nemen wordt dus beperkt door de langetermijnverplichtingen (niet alleen met het Russische Gazprom, maar ook met  producenten uit Noorwegen, Nederland en Algerije). De grote vraag is hoe de kostprijs van LNG zich gaat verhouden tot de prijs van leiding gas in Europa. Voor LNG uit de VS wordt bijvoorbeeld een kostprijs verwacht van Henry Hub + $1,5 Mbtu[2]. Het aardige is dat gas met die prijs weer aan competitiviteit wint ten opzichte van kolen in de elektriciteitssector. Een switch van kolen naar gas zou een behoorlijke impact hebben op de fysieke gasmarkt en daarmee op de absorptiecapaciteit.

Dit overwegende is het dus wel begrijpelijk dat men zich in de LNG-industrie zorgen maakt over “de vloedgolf” waar de markt het de komende jaren mee te stellen lijkt te krijgen. Het zal interessant worden om te zien hoe de markten gaan reageren op de LNG-projecten die opgeleverd gaan worden, in de komende jaren.

 

 

 


[1] In de Australische projecten wordt in een aantal gevallen de bouw van dat deel van de productiecapaciteit wat bedoeld was voor de spotmarkt uitgesteld tot het moment dat de marktomstandigheden wat zullen verbeteren.

[2] Deze $1,5 wordt momenteel als korte termijn marginale kostprijs gezien om het LNG in Europa te krijgen vanaf de Henry Hub.

Meld u aan voor de nieuwsbrief