Citat:
Ursprungligen postat av
brolinlever
Hur är det med höga naturgaspriser för LNG egentligen?
Känns som det borde vara dåligt om priserna blir för höga i staterna, då kan man ju sälja gasen där istället för att frakta den till Asien eller Europa.
Kan börja med en kort förklaring hur det fungerar med naturgas och LNG rörande prissättning. Man handlar egentligen inte med LNG, LNG är bara transportstatusen. Vad man faktiskt säljer är själva naturgasen. Ex om Företag A importerar LNG för att sälja till Kund A så betalar Kund A vanligtvis bara spot eller kontraktspriset där. Företag A står därför för kostnaderna för transport, återgasning mm. Kund A struntar ju i om det är pipelinegas eller ursprunglig LNG. Företag A kan därför antingen producera egen gas, köpa pipelinegas eller LNG och regasifiera den (eller köpa fd LNG som någon annan regasifierat). Lite som att du köper mjölk i affären och betalar det priset. Från vilken bondgård den kommer ifrån och exakt hur den transporterats struntar du vanligtvis i. I praktiken är mjölken i ditt mjölkpaket från flera olika gårdar då mejeriet blandar allt i samma tank. Samma med naturgas, en kund på Västkusten i Sverige som köper naturgas kommer att ha majoriten från diverse norska och danska offshore-fält men även lite nederländsk Groningen-gas (men där drar de åt kranarna hela tiden med målet att det helt ska sluta producera 2026), rysk gas, fd LNG från USA, Kanada, Quatar, Nigeria, lite Algerisk gas som kommer in via pipelines i Spanien och Italien etc.
Det finns hundratals leveranspunkter för naturgas (där gasen prissätts) där vissa är fysiska och andra virituella men i realiteten är det fyra olika man mest pratar om:
* Henry Hub (HH) för amerikansk naturgas. Fysisk punkt i Louisiana, när gasen passerar den punkten byter den ägare, antingen till spotpris eller kontraktspris. Nya ägaren betalar pipelineägaren för att skicka den vidare.
* Title Transfer Facility (TTF) i Nederländerna för Europeisk fastlands-naturgas. Denna är virtuell så leverans kan ske lite varstans, men ju krångligare desto dyrare blir det (typ som att DHL tar mer betalat för att skicka en lastpall till en Norrländsk fjällby än till Stockholm).
* National Balancing Point (NBP) i England för naturgas på de brittiska öarna (UK + Irland). Även denna virtuell men innehåller en mix av Nordsjö gas, gas från Irlädnska sjön, pipelinegas och gas från LNG.
* Japan Korea Marker (JKM) detta är världens största marknad för LNG och därför inofficiellt "priset på LNG". Även denna virtuell.
Andra liknande punkter är PEG (Frankrike), Zeebrugge (Belgien), Baumgarten (i Österrike men används vanligtvis för Östeuropeisk gas), Qatar, AECO (Alberta i Kanada) mm.
Producenter av naturgas använder sig av två metoder där den första är direktförsäljning. Ex Qatar Gas kan sälja gas direkt till kund i Japan (ex Tokyo Electric som använder den till att producera elektricitet) med ett kontrakt baserat på JKM-priser. Då löser Qatar Gas allt och levererar naturgas in i tankarna hos Tokyo Electric, dvs Qatar Gas producerar LNG som i sin tur kommer från Qatars offshore-fält, hyr in LNG tankers som transporterar gasen till Japan och där antingen själva eller via tredjepart regasifierar och betalar sedan pipelineföretaget i Japan för att skicka gasen sista biten. Ett annat alternativ är att Tokyo Energy i det här fallet köper gasen i Henry Hub och sköter resten och det tredje alternativet är att en mellanhand köper gasen i HH, Australien mm och sköter allting och sedan säljer den till Tokyo Energy, EON eller något annat företag.
Varför spelar detta någon roll då? Jo för att i gasmarknader som är beroende av import tenderar priserna att vara väldigt korrelerade. Kolla denna grafen som visar att priset ungefär är detsamma för TTF, NBP och JKM (JKM ligger alltid något högre då transportsträckorna för LNG är längre och det varken finns pipeline gas eller egen produktion här som kan konkurrera):
https://www.europeangashub.com/wp-co...gas-prices.png
Skillanden i priset på naturgas vid HH och i de stora importmarknaderna är mycket stor (naturgas kostar fortfarabde 4-5 gånger mer i Europa och Asien än vid HH):
https://rbnenergy.com/sites/default/...s%20Prices.PNG
Det ska därför väldigt mycket till innan det blir mer lönsamt att sälja gasen i USA än i Europa eller Asien. Då Europa och Asien behöver naturgas skulle bara en effekt av en fortsatt kraftig ökning vid HH bli att mindre LNG lämnar USA och att priserna vid TTF, JKM då måste öka ännu mer för att göra det lönsamt att tillverka LNG och transportera den runt halva jordklotet. En effekt av att fler LNG terminaler byggs i Nordamerika kommer att bli att priset vid Henry Hub ökar något medan det minskar i Europa och Asien, helt enkelt då utbudet blir större i Europa och Asien (utbudet upp = priserna faller) och efterfrågan större i Nordamerika (efterfrågan upp = högre priser). När priset jämnas ut något mellan HH och TTF/JKM kommer det att minska vinsterna för naturgashandlarna men istället trycka upp spotpriset på LNG-frakt då mer LNG nu kommer transporteras.
Så utbyggnad av LNG-kapaciteten i USA gör följande till förlorare:
* Amerikanska konsumenter (de får betala mer för sin gas då de nu konkurerar med export)
* Råvaruhandlare (mindre arbitrage)
* Andra stora producenter av Naturgas som mestadels säljer (Qatar, Autralien, Nigeria) då priset på deras slutmarknader (TTF, PKM mf) sjunker.
Följande blir vinnare:
* Alla på importberoende marknader. Naturgasen i Europa blir billigare.
* LNG Rederierna som nu får frakta allt mer
* De noramerikanska naturgasproducenterna. Oavsett om de säljer via pipeline till amerikanska kunder eller att gasen blir LNG och exporteras får de mer betalt.
Blev en lång utläggning men jag hoppas den är intressant.