Generelt sett ønsker du vel hvis du har aksjer i LNG-shipping at gassen ikke skal til Europa, men til Asia. Frakt mellom USA og Europa er kortere distanser og fører til at supplysiden blir høyere, dvs lavere rater. Det som skjedde i vinter når Europa trengte gass var at selve gassen ble så dyr at en del andre kjøpere valgte å ikke importere like mye gass, og vi gikk glipp av lengre ruter som ville ha bidratt til å holde flere skip i arbeid til høyere rater. Nå gikk det jo bra med ratenivået uansett, dels pga at en del befraktere spekulerte i at prisen på lasten skulle øke slik at de la seg på vent i stedet for å levere lasten med en gang.

Men forhåpentligvis havner gassprisen på et passelig nivå slik at India, Kina og flere land i østen ikke bremser importen.

Takk for bra svar! I India fikk vel alle hver sin gassbrenner for en tid tilbake, men ingen har lenger råd til gassen den bruker så de brenner biostoff istedet. Et fall i gasspris vil vel da kunne være bra for shipping hvis 1,3mrd indere igjen får råd til å bruke gass.
Men det kan vel da virke som det er gassprodusentene man burde ta noen lodd hos nå mens prisen fortsatt er på vei ned (gitt at man forventer høyere gasspris i europa pga hetebølgen), og shippinga man burde ta lodd i hvis prisene normaliserer seg litt.

Vet ikke hvilke gassbrennere de har fått, om det er fast installasjon i boliger som f.eks boliger i Haugesund får i rør fra Kårstø er det nok behov for LNG-shipping til India. Men om det er enklere frittstående brennere på landsbygda er det heller LPG-frakt som tjener på det (propan/butan). Tror jeg da, er ikke helt oppdatert på sluttbruken av gassen.

Finner ikke igjen artikkelen, troor det var ei indisk dame i IMF som snakka om utslipp i den 3 verden vs vesten og hvordan vesten har brukt opp sitt energibudsjett historisk sett mens India såvidt har begynt å brenne fossilt i forhold.
Mener ho snakka om gassbrennere på landsbygda ja.

US weekly LNG exports climb to 28 cargoes

US liquefied natural gas (LNG) exports increased in the week ending April 5, while the Henry Hub spot price rose as well when compared to the week before, according to the Energy Information Administration.

https://lngprime.com/europe/us-weekly-lng-exports-climb-to-28-cargoes/78287/

Netherlands Plans to End LNG Imports From Russia, Minister Says

https://www.bnnbloomberg.ca/netherlands-plans-to-end-lng-imports-from-russia-minister-says-1.1906777

LNG shipping market to ‘tighten quite sharply’ from 2026, Fearnleys says

https://www.tradewindsnews.com/gas/lng-shipping-market-to-tighten-quite-sharply-from-2026-fearnleys-says/2-1-1435657

Akjsen gjorde eit uforklarleg hopp i går til nivået den burde ha; kr. 9.80.
WilForce ruslar seg tilbake til Freeport etter levering i England.
WilPride køyrer karusell utenfor Gibraltar på fjerde dagen, etter levering i Belgia.

Fearnpulse: East of Suez ned usd 2.000 pr dag, men ligg godt over tapsraten på usd 38k / dag for West of Suez. Her er Awilco i den fantastiske situasjon å segla inn 2 ½ million kroner pr dag. Vårt spørsmål er kva ratar som ventar i august neste år når kontrakten går ut. Er det mogeleg å få ein ny på usd 150k pr dag?

Nøkkelen er balansen i markedet og hypotesen er at den vil vera god også over neste sommar. Kontraktsprisane på gass eit år fram i tid understøttar hypotesen om at me får ikkje ein ny hype som i fjor. Største trussel er ein ekstraordinær kald vinter.
Europeiske gasslager er på nivå 58,6 prosent som er 26 prosent over nivået for eit år sidan.

Det resterande er hovedsakleg henta frå kjeldene
• Gas Storage Europe’s Aggregated Gas Storage Inventory (AGSI+) og
• EIA weekly

-som kom ut i går kveld med fokus på det eksepsjonelt varme klima i vinter. Den nest varmaste vinter registrert nokon gong. Oktober og januar var dei aller varmaste registrert. Med desse temperaturane gjekk Europa ut av vintersesongen med rekordhøge lager.

www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/04_27/

Tyskland stengjer ned dei siste reaktorane, gassfeltet Groningen stengjer og USA er ikkje mindre viktig enn før, som største eksportør av LNG saman med Qatar og Australia. USA er i rute. 28 båtar denne veke mot 24 forrige veke.

USA forventar ein eksport på 12,1 Bcfd.
Med EIA som kjelde må me forhalda oss til Bcfd. Milliardar kubikkfot pr dag. Minner om at 1 Bcfd tilsvarar ca. 100 lass med LNG.

Det handlar om å erstatta russisk gass i røyr, i gjennomsnitt foregåande år på 13,1 Bcfd.
Innen september i fjor dala leveransane til 1,4 Bcfd.
Sjølv om norsk gass i røyr auka til 11,3 Bcfd, var det berre 3 prosent over 2021-nivået. Dermed handla det i fjor om å skaffa LNG.

I 2021 var importen av LNG til uropa på 9,1 Bcfd.
I fjor vart importen auka til 14,9 Bcfd. Vinterstid vart LNG-importen pressa opp til 16.3 Bcfd, med ein historisk topp på 17,9 Bcfd i desember.

Målt på årsbasis vart tapt russisk røyrgass på 12 Bcfd berre erstatta av ca. 6 Bcfd levert med skip. Dette gapet har så EU delvis makta å tetta ved hjelp av tidleg fylling av lager, mild vinter, sparing og litt alternativ energi, som dei vil få meir av i år.

Iflg EIA var leverandørane av LNG til Europa
USA: 6,5 Bcfd
Qatar: 2,5 Bcfd
Russland: 1,8 Bcfd
14 andre land inkl. Norge: 3,8 Bcfd

For oss som ikkje likar støtte til Puta sin finansiering av krigen mot Ukraina gjennom transport av olje og gass, er det ein grunn til at EU aksepterar 4-5 russiske LNG-skip langs norskekysten kvar veke: Lite av inntektene havnar i krigskassa.

Awilco har vel regnskap i dollar? En svakere krone versus dollar vil derfor gi en hyggelig effekt på utbyttet.

Fra Clarksons i dag;

Daily Spot Market Snapshot

LNG: TFDE spot earnings are stable at $50,000/day.

Reuters reports an 8% y-y growth in global LNG supply last month, driven by increased production from new and existing terminals, and minimal disruptions at key facilities.

Despite this, shorter distances continue due to high European imports, with April LNG imports reaching their highest since December.

Although the spot market remains subdued, the TC market is active and solid, with two more vessels fixed last week. One-year and three-year TC rates for a TFDE are assessed at $140,000/day and $120,000/day, respectively.

Fra Clarksons

Shipping Weekly

Reviving LNG Carrier Rates?

Spot LNG carrier rates have been declining since their peak in November 2022, when TFDE carrier rates exceeded $400,000/day. According to the Baltic Exchange's Australia-Japan round trip assessments, short-term charter rates have been on a downward trend since then, averaging $80,000/day in the first quarter of 2023, while the second quarter has so far averaged $54,000/day, with the latest quote at a modest $45,000/day.

Cargo prices are largely to blame for the current downturn. A surplus of gas inventories, especially in Europe, has inevitably dampened market sentiment. Natural gas prices in Europe and North Asia are currently at a two-year low of $11 per mmBtu. This downward trend has been fueled by a combination of mild weather and a decrease in Asian restocking demand, while Europe enjoys a comfortable 60% inventory surplus ahead of summer.

However, the forward freight market indicates that the tide could be turning, with daily rates expected to rise to $68,000 in June, $76,000 in July, and $102,000 in August.

This promising trend is expected to continue, with a fourth-quarter average of $209,000/day. This anticipated rebound in freight rates appears to be largely dependent on the expected rise in LNG cargo prices, which are expected to exceed $18 per mmBtu by year's end.

Currently sluggish Chinese LNG imports, which were down 4.8% year on year in 1Q23, are expected to pick up as the economy recovers, increasing demand for LNG cargoes.

This LNG contango situation is a positive sign for charterers, incentivizing them to secure vessels as soon as possible. It's no surprise, then, that the period charter market has largely remained stable at significantly higher levels than spot, with 1-year TC for a TFDE carrier assessed at $140,000/day and 3-year TC assessed at $120,000/day.

LNG carrier newbuild prices remain strong at $257 million, requiring around $100,000/day over time to yield an 11% return for owners. Although forward markets have historically had low predictive power, if natural gas prices do rise, this will likely stimulate the anticipated freight rate recovery.

Ja, en skal ikke se bort fra at utbytte kan bli på kr 0,60 pr. aksje med dagens $-kurs. Spørsmålet er når dei sikret utbytte i NOK.
Med dagens $-kurs og med aksjekurs under kr 10,- så blir jo nettoresultatet på rundt 40%, og det bør vi være fornøyd med. Sitt stille i båten, er det problemer ikke selg men kjøp.

Riktig, onsdag kjem dokumentasjon på dei gode kontraktane.
Nettoen i Q4/22 på 4 cent pr aksje aukar til 8 cent for første kvartal i år eller tilsvarande 8 prosent av noværande kjøpspris.
Nettoen vil forutsigbart auka til 9 cent i Q2 (WilForce gjekk frå usd 110k pr dag til 150k frå 10.februar).

Vidare: ca. 8 cent i Q3 (EU-kontroll på begge skip) og 9 cent i Q4. I sum 34 cent eller 37% på noværande kurs 9,50.
Mot Awilco sin netto i første kvartal på 8 prosent oppnår overvurderte Flex ca. 2,5 prosent og Cool 5 prosent.
(korrigert Cool til 5 prosent)

Oslo (Infront TDN Direkt): Awilco LNG fikk en ebitda på 16,6 millioner dollar i første kvartal 2023, mot 12,1 millioner i fjerde kvartal 2022.


Det opplyses i selskapets kvartalsrapport onsdag.


Nettofraktomsetning var 20,5 millioner dollar (16,2), mens nettoresultatet ble 9,0 millioner dollar (4,9).


Flåteutnyttelsen var 100 prosent i kvartalet sammenlignet med 93 prosent i forrige kvartal. I kvartalet oppnådde selskapet en netto TCE-rate på 113.800 dollar pr dag.


Selskapet vil utbetale et utbytte på 0,50 kroner pr aksje for første kvartal.


"Vi er glade for å rapportere et sterkt førstekvartalsresultat da begge skipene har handlet på faste kontrakter uten off-hire gjennom hele perioden. Disse kontraktene sikrer solid inntjening for selskapet i et volatilt LNG-marked. Til tross for lave spotrater i lavsesongen ser vi at ratenivåene for periodecharter holder seg godt, og fokuset til befraktere ser ut til å være på forsyningssikkerhet fremover", heter det i rapporten.

Etter avreise frå Freeport var det faktisk litt hyggjeleg å sjå WilForce gå gjennom Panamakanalen! Godt webkamera gjorde nærstudiar av mannskapet mogeleg..
Multimedia | Panama Canal Authority (panama-canal.com)

Svære båtar dette, kun 35 meter kortare enn det amerikanske hangarskipet som kom inn Oslofjorden.
WilPride har også kome seg ut av fleire vekers rundkøyring utenfor Gibraltar og er på veg til Cameron mens WilForce skal bruka 4 veker på turen til Japan.

Fearnpulse:
No er både East & West of Suez under tapsraten på ca. usd 38k pr dag for våre skip. Raten for West of Suez er heilt nede på usd 30k pr dag. Mens Awilco seglar inn 2 ½ million kroner pr dag i 5 kvartal til etter eit første kvartal som vert enno betre i q2.

Nettoen er god med 7 cent pr aksje pr kvartal, men under mitt håp om 8 cent. 5 kvartal med utbyte på 50 øre pr kvartal gir ei avkastning på 28 prosent på kurs 9 kroner. Likevel er ikkje dette så bra avkastning om kursen skulle dala 28 prosent.. Ja, kan den det?

Årskontraktane for våre skip har dala frå 170 til 120.000 dollar pr dag. Heldigvis har me ei regjering med klovnar som sørgjer for høg dollarkurs.

Europeiske gasslager:
69 prosent; 20 prosentpoeng høgare fyllingsgrad enn for eit år sidan.

Produksjonen:
Shell har eit anlegg i Australia på storleik med Melkøya som igjen har driftsproblem etter streik tidlegare i vinter. Melkøya gjekk også på pause for nokon veker sidan, også på grunn av tekniske problem.

USA er i rute med 23 båtar ut, 25 veka før, med heile 5 båtar frå Freeport.
«Vessels departing U.S. ports: Twenty-three LNG vessels
(eight from Sabine Pass;
four each from Corpus Christi and Freeport;
three each from Calcasieu Pass and Cameron;
one from Cove Point)
with a combined LNG-carrying capacity of 87 Bcf departed the United States between May 25 and May 31»

Balansen i markedet er (meir enn?) god, plenty med gass, plenty med båtar og dermed fallande pris både på frakt og gass.

EIA: Natural gas futures for delivery at the Title Transfer Facility (TTF) in the Netherlands fell $1.18 to a weekly average of $9.27/MMBtu. In the same week last year, the price was $27.16/MMBtu at TTF.

-Sorry, det var forrige veke. Denne veke gjekk TTF ned nye $ 1.29.
Ikkje bra for oss som trudde Baker Hughes kom til å få mange nye kontraktar for byggjing av ny kapasitet i USA. Siste året har kursen dala med 25 prosent ift Dow Jones - men det kan jo ha andre årsaker.

Takk bidragsytarar som har lagt grunnlag for interesse frå 407 lesarar!

Joker for ALNG er vel erstatningskravet fra kollisjonen med Wilforce i 2019. For ett år siden avgjorde en dom 75:25 skylddeling i ALNGs favør, og de forhandler fortsatt beløpsstørrelsen. Jeg har sett spekulasjoner på hvor mye, men synes det er vanskelig å vite annet enn selskapets eget utsagn om at det er 'substantial'. Noe er nok alt dekket av forsikring.

Pareto update

LNGC: Sentiment turning around and rates moving higher

• Sentiment in the LNG market has really turned during the last couple of weeks, with both spot and term rates now being marked up in all regions. Some July cargoes are not receiving any offers at all and charterers are now paying spot rates for MEGIs around USD 80k/day with a USD 20k/day discount for TFDEs

• No real winter availability for MEGIs so discussions there are centered around the smaller vessels. Affinity counts seven 1 – 5Y fixtures in recent weeks, and longer-term charter rates have also started to rise again.

er det vanskelig . Jo billigere lng , mer behov for frakt
Vi bryr oss ikke om hva togene (båtene ) koster om bare biletten er billig ;)
Videre skal man aldri tro på gassfrakt som sikkert via rør

LNG ratene opp 25% forrige uke. ($63k/d)

Oslo (Infront TDN Direkt): QatarEnergy forventes tirsdag å signere en 27-årig avtale med det kinesiske statskontrollerte selskapet China National Petroleum Corporation (CNPC), der Kina vil kjøpe fire millioner tonn LNG i året.

Det rapporterer Financial Times, med henvisning til kilder.

CNPC vil også gå inn med egenkapital tilsvarende en eierandel på fem prosent i "North Field"-prosjektet i Qatar, verdens største reservoar av naturgass, som en joint venture-partner, fremgår det.

"North Field" vil øke Qatars produksjonskapasitet av LNG fra 77 millioner tonn pr år i år, til 110 millioner tonn i 2025 og 126 millioner tonn i 2027.

Avtalen med CNPC kommer bare syv måneder etter Kinas Sinopec inngikk en 27-årig leveranseavtale med QatarEnergy.

Qatars energiminister, Saad al-Kaabi, sier til Financial Times at han forventer å signere langsiktige forsyningsavtaler med "flere europeiske land" før slutten av året, og nevner Storbritannia, Frankrike og Italia.

-Vi har vært, og er kontinuerlig, i diskusjoner med forskjellige selskaper om å levere gass til Storbritannia, og vi forventer at vi sannsynligvis vil ha en avtale før slutten av året, sa Kaabi, som også er administrerende direktør i QatarEnergy.

Interessant referanse, Gudfar!
Sorry DividendYield, har ikkje oppdatert kunnskap om Gulf Energy i Karmsundet.

- Fearnpulse
For ein månad sidan opererte Fearnley med dagsratar for West of Suez på usd 30k for våre skip. Denne veke auka raten til 75k. Dette er interessant ettersom største eksportør i spotmarkedet, USA, hadde behov for 20-25 færre skip i juni. Dagsraten var på 50k for eit år sidan, ein månad etter brannen ved Freeport. Årsraten er no på usd 118k pr dag, mot 135k for eit år sidan.

- Awilco:
WilForce gjekk som tidlegare nevnt gjennom Panamakanalen, personleg bevitna via webkameraet til Pancanal, no på veg til Tobata i Japan.
WilPride seglar over helga inn mot det nye mottaksapparatet for LNG i Wilhelmshaven, levert av Høegh som ein av 5 FSRU, Floating Storage and Regasification Unit.

Har desse nye anlegg positiv effekt på fraktratar og aksjekursen til Awilco (kr. 9,20 pt), Cool og Flex? Effekten er primært i favør av Tyskland som no kan sikra seg LNG direkte uten å gå gjennom naboland. For oss spelar det ingen rolle om Tyskland får sin gass direkte eller via Nederland. Likevel hadde 5 ekstra terminalar hatt ein positiv effekt i fjor haust under Cadiz-situasjonen. Med ein takt på ca. 2 båtar pr mnd kan Wilhelmshaven ta i mot ca. 20 TWh årleg, ikkje ubetydeleg for Tyskland sin lagringskapasitet på ca. 250 TWh. Derimot kan Tyskland og EU bidra til å by opp prisnivået når Kina kjem tilbake for fullt, eller i møtet med ein kald vinter.
www.uniper.energy/news/first-lng-cargo-arrives-at-germanys-lng-terminal-in-wilhelmshaven

- «Cadiz-situasjonen»: For many months in 2022, re-gasification capacity was the bottleneck for supplying LNG to north-west Europe. As a result, a trade route emerged whereby the UK increased imports of LNG and then re-exported this LNG by pipeline to Belgium and the Netherlands. The additional installation of three FSRUs in Germany, and one in the Netherlands, means that this re-export will no longer be so important.

- Russisk gass
Det er store mengder gass som skal erstattast. EU opererar med fleire scenario for reduskjon av gassimporten frå Russland. Eit er redusert import på 13 prosent eller 320 TWh, samanlikna med snittet av 5 foregåande år. Med full stopp av gass levert via Ukraina vert reduksjonen 17 prosent (420 TWh) og 20 prosent (490TWh) med stopp i all russisk røyrgass.
www.bruegel.org/policy-brief/european-union-gas-survival-plan-2023

- Status gasslager pt
Europa fyller raskt opp sine lager. Fyllingsgraden er no heile 77 prosent, samanlikna med 57 prosent på denne dato i fjor. Uten å pressa opp prisen på LNG, vil Europa i år roleg fylla opp lagerkapasiteten på totalt 1.100TWh, eller som 1.100 lass LNG. Totalt vert det frakta ca. 6.000 lass globalt på årsbasis.

- In 2022, the EU produced 2 641 TWh (terawatt-hours) of electricity. Almost 40% of this came from renewable sources. Fossil fuels made up 38.6% and nuclear electricity over 20%. Gas was the main fossil fuel used to generate electricity (19.6%), followed by coal (15.8%).
www.consilium.europa.eu/en/infographics/how-is-eu-electricity-produced-and-sold/
Denne andelen på fornybar var 16 prosent for 20 år sidan. EU har så intensjon om å auka andelen til 100 prosent innen 2050. Mens Kina kjøper LNG på kontrakt frå Qatar 27 år fram i tid, vegrar Europa seg for å gå inn i avtalar på meir enn 10 år. Dette vil truleg påvirka investeringsbeslutningane i USA når det gjeld vidare ekspansjon av eksportkapasiteten.

Ved Lake Charles hadde Energy Transfer planlagt å ta sin Final Investment Decision i fjor. Deretter heitte det første kvartal i år. No seier dei rett ut at dei har ikkje nok langsiktige kundar:
“We continue making progress on all aspects of the project and are working hard to sign up more customers, and we’ll share additional information as it becomes available”
Energy Transfer optimistic about Lake Charles LNG FID - LNG Prime

Det bekymrar nok investorane at Europa går raskt framover (USA også) innen fornybar energi.

- Europa og vindkraft
Komande 4 år vil Europa installera 129 GW.
Med vind i 1000 av dei vel 8.000 timar i året, representerar dette 129 TWh.
13 prosent av ny vindkraft i 2022 var havvind. Denne andelen skal auka til 25 prosent i perioden fram til 2027. Masse utbyggjing skal skje til havs, inklusiv i våre nære havområde. Etter planen om aktiv næringsutvikling frå regjeringa.
Equinor reknar at ein GWh produserar 4,3 TWh pr år. Litt optimistisk med vind i 4300 timar, halvparten av året?
www.equinor.com/news/20220617-considering-1gw-offshore-wind-farm-off-western-norway

Optimistisk omrekna til LNG tilsvarar veksten i vindkraft 5-600 lass med LNG i 2027. For 2023 gir eit enkelt estimat ei utvikling av ekstra vindkraft tilsvarande 100 laster med LNG.
Wind energy in Europe: 2022 Statistics and the outlook for 2023-2027 | WindEurope

- Solenergi
hadde ein vekst på 39 TWh (24%) i 2022 etter ein vekst i installert effekt på 41 GW in 2022. Dette var 47% meir enn installert kapasitet i 2021 så det går unna.
Likevel, relatert til LNG var ikkje veksten meir enn tilsvarande 39 lass med våre båtar.
I 2025 reknar Europa med å produsera 324 TWh. 1080 TWh i 2030 derimot, tilsvarar all eksport av LNG frå USA, heile lagerkapasiteten i Europa. Kanskje det ikkje er så rart at europeiske kjøparar av LNG er uvillige til å inngå meir enn 10-års kontrakt?

- Kjernekraft
På den annen side skal kjernekraft reduserast (Tyskland) med 300 TWh i perioden 2020 – 2025. Likevel hadde Tyskland utruleg nok ein netto eksport av energi i 2022 på 26 TWh. Inklusiv til Frankrike som var netto importør i 2022.
www.montelnews.com/news/1402034/germany-remains-net-power-exporter-in-2022--regulator
Får franskmennene orden på sysakene kan dei bidra med max 50 TWh over det problematiske fjoråret (rust, vedlikehald og streiker).
SWD_2023_63_1_EN_autre_document_travail_service_part1_v4.pdf (europa.eu)
Eit informativt kart over korleis det sentrale Europa er knytt saman:
European Electricity Review 2023 | Ember (ember-climate.org)

- Vannkraft
Tørre 2022 var eksepsjonell. EU har etablert ein CDI; Combined Draught Indicator. Marsrapporten gir indikatorar som er like vanskeleg å tolka som å spå været:
GDO-EDODroughtNews202303_Europe.pdf (europa.eu)

- Prisen på gass ned 70 prosent
EIA: Natural gas futures for delivery at the Title Transfer Facility (TTF) in the Netherlands decreased $1.45 to a weekly average of $10.72/MMBtu. In the same week last year (week ending June 29, 2022), the prices were $37.10/MMBtu in East Asia and $40.74/MMBtu at TTF.

- USA
I og med at USA er viktig for oss, er eit blikk over dammen viktig. Det er litt overraskande at i juni gjekk det berre ut 21-22 båtar pr veke. Eit nivå som då Freeport var nede i over eit halvår.
Amerikanske Energy Information Agency: Mens vanlegaste pris på gass er oppgitt med nederlandske TTF, opererar amerikanarane med Henry Hub. (Oppkalt etter Henry Kissinger? Nei, etter ein skule faktisk. Henry High School i Louisiania).

• Henry Hub futures prices: The July 2023 NYMEX contract expired yesterday at $2.603/MMBtu, up 1 cent from last Wednesday. The August 2023 NYMEX contract price decreased to $2.668/MMBtu, down 1 cent from last Wednesday to yesterday. The price of the 12-month strip averaging August 2023 through July 2024 futures contracts declined 5 cents to $3.185/MMBtu.
Her er altså ein betydeleg margin på transporten frå Texas til Europa og Asia.

- Havvind

For oss som ventar på riktig inngangstidspunkt på PGS, er det interessant med den voldsomme satsinga USA har på havvind.
Havvind skal få sin eigen epistel. Den som var i tvil skal få dokumentert at Vestre er ein klovn. Eit anslag over kostnaden noværande regjering påfører innbyggjarane er også på sin plass.

Mange har fått med seg planen til regjeringa om byggjing av 3 felt à 500 MW på Utsira Nord, med vilje til å subsidiera inntil 500 MW.
Det heile kokar ned til

1. Når me har stor produksjon av vindkraft på vår side av landegrensa, sørgjer vår herre for samtidig vind på den andre sida av grensa. Resultatet er stor overproduksjon av vindkraft, med den samtidige fantastiske situasjon: Svært billeg kraft kan kjøpast frå naboane!

2. Det er komplisert å estimera kostnad pr kilowatt samt sjå framtidig pris i glaskula. Essensen er: Var det dine pengar, ville du stola på ordgytaren Vestre eller til fagfolka i DNV Veritas? Ja, for det er jo dine skattekroner Vestre & co. skal leika med.

Vidare lesning er kun for den spesielt interesserte, med sans for anti-sosialistiske undertonar..

- Omfang

Kor stort er eit anlegg på 500 megawatt?
Veritas benyttar NVE sitt anslag på 4.380 timar med vind på årsbasis. Eit felt produserar dermed 2,2 TWh. Målt i vår verden med vår målestokk som er LNG, tilsvarar mengden litt meir enn den samla kapasitet til Awilco. Ein tur frå Texas for WilForce og WilPride.

- Rekningen for Sørlige Nordsjø II
kan kosta felleskapet 23 milliardar kroner i form av subsidiar, på tross av at teknologien for vindmøller festa til botnen er kjent og allerede i bruk i Europa. Derimot er ikkje teknologien for flytende havvind moden enno, slik at kostnaden for Utsira Nord vert betydeleg større. 40 milliardar?


- Produksjonskost

Under visse forutsetningar, er prognosen til Veritas ein totalkostnad kr. 1,50 pr kWh, totale kostnadar 83 milliardar kroner over ei levetid på 25 år for eit felt på 500 MW. Ein effekt tilsvarande det dobbelte av behovet til Drammen by.
www.europower.no/havvind/utsira-nord-kan-trenge-over-tre-ganger-sa-mye-statsstotte-som-sorlige-nordsjo-ii/2-1-1457410

- Kostnad for fellesskapet

Droppar regjeringa utbyggjing av feltet, har DNV og Europower berekna at det sparar fellesskapet for 40 milliardar kroner over levetida til møllene; vel 1,5 milliard kroner pr år.

- I forrige innlegg vart prisen på LNG levert Europa oppgitt som $10.72 / MMBtu. Med 293 kWh pr million BTU, tilsvarar dette ein pris 3,6 cent pr kWh, avrunda til 40 øre pr kWh. Eller 400 kroner pr MWh, 400.000 kroner pr GWh; 400 millionar pr TWh.

Energimengden som eit felt på Utsira Nord produserar tilsvarar 2,2 TWh. Me skal sjå lenger nede at Norge har ikkje behov for denne produksjonen. Norden har eit overskot på energi på 50 TWh!

- Hensynet til Europa

Er hensynet til Europa si forsyning det primære for regjeringa, kan dei kjøpa LNG frå USA. Ei mengde som Awilco kan levera Europa gratis! Sjølv til ein prislapp på 880 millionar kroner. Fritt levert. Norske skattebetalarar vil likevel spara 600 millionar kroner pr år; 15 milliardar kroner over levetida til vindmøllene som Vestre snakkar så varmt for! Nok ein kostnad ved den aktive næringspolitikken til Ap.

Er hensynet til miljøet det primære, kan regjeringa gleda seg over at eit par skip med LNG erstattar tysk dirty coal. Som berre gjennom i fjor sommar vart benytta i eit omfang på 43 TWh.
www.reuters.com/markets/commodities/energy-crisis-fuels-coal-comeback-germany-2022-12-16/

- Norsk energibehov i 2027

Regjeringa hevdar at vårt behov for ekstra energi framover er enormt. Visstnok er behovet 24 TWh ekstra innen 2027. (Jon Hustad i Dag og Tid hevdar 30 TWh). Ein Twh er som årsforbruket til Drammen by med 100.000 innbyggjarar. Altså reknar regjeringa med eit auka forbruk som 24 byar a la Drammen. Kvar er realismen?

Minner om at 2,2 TWh i samsvar med estimatet over, kostar fellesskapet 15 milliardar kroner. 24 TWh vil dermed kosta fellesskapet 160 milliardar kroner eller over 6 milliardar kroner pr år.

Er desse investeringane fornuftig ressursbruk?
5 argument i favør av at det er ikkje behov for desse 24 ekstra TWh og dermed at desse milliardane betre kan nyttast til andre formål (fleire argument er rappa av eminente Jon Hustad)
1. Dei høge elektrisitetsprisane i fjor endra vår adferd. Dobbelt så mange hushald installerar no varmepumpe. Me reduserte forbruket med 6 TWh.

2. Kraftkrevjande industri har så gunstige avtalar at då energiprisane var høge, valde dei å selgja deler av den subsidierte straumen, ca. 10 prosent eller 6 TWh. Altså dokumenterar industrien eit sparing- eller avhendingspotensial på 6 TWh. Dermed er 12TWh eller halvparten av regjeringa sitt estimerte meirforbruk fram til 2027 sletta. Fleire forhold?

3. Ja. Næringslivet etterspør meir straum. Eit auka forbruk av straum på 30 TWh i 2027. Me skal i utgangspunktet møta behovet som næringslivet har. Eller?
-Første utfordring er kapasiteten som må byggjast ut. Svært mange investeringsmilliardar må til for å auka effektuttaket med 30 TWh.
-Det høyrdest smart ut å oppfylla luftige valgløfte som dobling av fagforeiningskontingenten gjennom å henta milliardane frå den profitable kraftbransjen. Men no annekterar regjeringa desse midlane. Milliardar som bransjen skulle benytta til investeringar i ny kraftproduksjon! “Høgprisbidraget" gjer det lite lønsomt for bransjen å investera.

4. Når næringslivet etterspør 30 TWh, brukar til samanlikning tungindustrien, bygd opp gjennom 50 år+ til eit nivå med behov for ca. 40 TWh.
-Ikkje berre er det enorme investeringar som krevst på kort tid for å etablera alle desse nye foretak som skal nytta all denne krafta. Privat investeringsvillig kapital vil sjølvsagt vera mangelvare.
-Politisk risiko er innført i det norske samfunn. Kven vil investera? Når kjem neste sosialistiske sprell?
-Det krevst i tillegg folk, fagkompetanse, i ein situasjon der eksisterande næringsliv allerede manglar spesialisert fagkompetanse. Skal denne kompetansen hentast frå den 20-prosenten i arbeidsfør alder som ikkje er del av arbeidslivet?

5. Jon Hustad: "Trass i all elektrifisering av bilparken og det store meirforbruket som utbygginga av Johan Sverdrup-feltet i Nordsjøen har leidd til, var forbruket i 2022 det same som i 2016". Utgangspunktet er altså ein god balanse i Norge, før desse enorme byggjeplanane.


- Kronargumentet
Og så kjem kronargumentet mot å subsidiera denne nye energien via havvind:
Når våre vindmøller står i blesten, går samtidig vindmøllene i våre naboland for full pupp. Då er også prisen på importert kraft låg, ofte heilt nede mot null.
Våre naboland byggjer ut så masse ny energi at Statnett bereknar det samla stabile overskot, hovedsakleg vindkraft ispedd litt solenergi til 50 TWh, gjennom heile perioden fram til 2027.

Denne dag er ein slik dag med kraftig vind i Danmark. Resultatet er at kraftprisen var MINUS 5 øre i Bergen denne sundag ettermiddag. For det første er dette eit resultat av supply / demand, men ubalansen kan ikkje utnyttast uten eit godt linjenett. Me har 17 samband med omverda, inklusiv 7 kablar.
Som om ikkje dette var nok motargument for regjeringa, presterar dei dumskapen som ligg i å byggja ut havvind uten å kobla seg på utlandet. Dei (SP) vil laga eit dyrt einvegs samband, som ikkje kan dra nytte av energien andre land produserar når me eksempelvis har underskot som i tørre år. Symbolpolitikk som kostar fellesskapet mange milliardar.
-Når me no skal byggja ut havvind, vil me ikkje leggje til rette for nye mellomlandskablar som aukar eksportkapasiteten frå Fastlands-Noreg, seier finansminister Trygve Slagsvold Vedum.
www.regjeringen.no/no/aktuelt/storstilt-satsing-pa-havvind/id2900436/

Regjeringa ser også ut til å gløyma balansefaktoren bak vindkrafta; dei regulerbare vassdraga våre. England har i periodar sett kva problem overkapasitet på sol- og vindkraft kan skapa for nettet. Denne krafta til havs må ha eit tilfredsstillande ledningsnett på land for å ta i mot toppane med stor overproduksjon. Heldigvis har Veritas rekna inn desse linjekostnadane.

Var intensjonen til klovnane å tilby innbyggjarane billegare straum, kan dei starta med å droppa utbyggjing av dette eine feltet. Slik kan dei med eit pennestrøk omfordela 40 innsparde milliardar over tid.

Frå store linjer og talentlaus norsk energipolitikk tilbake til våre to båtar.

Med berre nokon timar i forskjel, gjekk begge båtar til havn i går. WilPride kom frå Europa til Cheniere sitt anlegg i Inglewood, Texas. WilForce landa i Japan etter ei lang reise frå gulfen 21.mai gjennom Panama og skal truleg same veg tilbake.
Ratane:
Fearnley rapporterar no årsraten for våre skip nede på usd 107k pr dag, det lågaste på eit år, 20 prosent under nivået for eit år sidan. Awilco sitt snitt på usd 120k framstår som betre og betre. Spotmarkedet har vore i betring siste månad og er det beste på eit halvår.

Så er spørsmålet korleis prisane på gass utviklar seg i Europa.
For eit år sidan var prisen for LNG levert Europa nesten 40 dollar pr MMBtu.
1 MMBTU = 293 kWh.
Prisen var altså ca. kr. 1,35 pr kWh for eit år sidan.

Kva er denne mystiske MMBtu: Ikkje noko meir mystisk enn eit mål på mengde energi som skal til for oppvarming.
"It was originally defined as the amount of heat required to raise the temperature of one pound of water by one degree Fahrenheit"

For 6 veker sidan var gassprisen kun usd 9.27 pr MMBtu. No: usd 9,78 eller ca 30 Euro pr MWh, ei krone lågare enn for eit år sidan. Men prisane er på veg opp!
https://tradingeconomics.com/commodity/eu-natural-gas

For oss som ser på kontrakten til Awilco som går ut i august neste år, er utviklinga for future Q3/2024 interessant å notera: pt. 51,15 Euro pr MWh.
Denne prisen er viktig fordi den tek opp i seg alle forhold som tidlegare omtalt; forventa produksjon av gass. kjernekraft, kol, vind, sol, planlagt ekspansjon, lagernivå, vær, vind, krig, ufred, vår Herre og alle andre faktorar - etter beste vurdering frå ekspertisen som har det som profesjon å vurdera totaliteten.
www.theice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Gas-Futures/data?marketId=5586285

Lagersituasjonen i Europa:
934 TWh eller 82,8 prosent mot 725 TWh (65,2 prosent) for eit år sidan. Europa har 209 TWh meir gass på lager samanlikna med for eit år sidan. 28 prosent meir, eit forsprang på godt over 200 lass.

Leveringssituasjonen:
I juli har det sålangt gått ut henholdsvis 27, 24 og 22 båtar pr veke frå USA.

Halvårsrapporten frå EIA bekreftar at USA er i rute.
Veksten i første halvår er 8 prosent over 2022, med 12.8 leverte (Bcf/d) billion cubic feet per day. Leveransar på ein milliard kubikkfot gjennom eit heilt år tilsvarar ca 100 lass med LNG.
Siste spådom for 2024 er på 13.3 Bcf/d, opp frå 12 i år. Men er ikkje 12 Bcf/d vel pessimistisk, EIA?
https://www.eia.gov/outlooks/steo/

Leveransane varierte i andre kvartal av ulike årsaker:
"LNG feed gas set a monthly record in April 2023 at 14.0 Bcf/d, supported by high international demand for U.S. LNG exports, particularly in Europe. However, LNG feed gas declined in May (13.0 Bcf/d) and June (11.5 Bcf/d), mostly due to maintenance at several U.S. LNG export facilities, including Sabine Pass and Cameron.

LNG feed gas levels are typically higher than LNG export levels because LNG export terminals consume some of the feed gas to operate on-site liquefaction equipment. All U.S. LNG export facilities, except Freeport LNG, use natural gas turbine-driven refrigerant compressors to convert natural gas from a gaseous to a liquid state, or LNG."
www.eia.gov/naturalgas/weekly/archivenew_ngwu/2023/07_13/

Så var det dette aksjemarkedet til slutt.
Ikkje lett å sjå i glaskula. Denne tråden er eit forsøk på å sjå etter dei lengre linjene.
Kortsiktig er CNN sin fear-and-greed indikator verdt eit blikk kvar fredag.
I går: Opp frå 80 til 82.
https://edition.cnn.com/markets/fear-and-greed

Ekspertisen følgjer sjølvsagt med på både endring i amerikanske oljelager publisert etter børsslutt tysdagar,
www.investing.com/economic-calendar/api-weekly-crude-stock-656
og den månadlege "Manufacturing Employment Index"
www.statista.com/statistics/1232180/manufacturing-employment-index-united-states/

Kina: Forretningsbladet Caixin måler temperaturen i kinesisk service sektor.
Onsdag 5.juli før børsopning (01.45 UTC): "Business activity growth cools to five-month low in June"
www.caixinglobal.com/caixin-services-pmi/
Mest viktig er likevel denne;
www.nibio.no/nyheter/traerne-har-vaknet-til-liv
For mange.

Russland truer med å strupe gassleveranser til Europa.

Kontinentet går en vanskelig vinter i møte, advarer Det internasjonale energibyrået.

https://www.nrk.no/urix/russland-truer-med-a-strupe-gassleveranse-1.16503542

Oslo (Infront TDN Direkt): Onsdag ble det kjent at arbeiderne ved gassanleggene til Chevron og Woodside Energy Group i Australia har stemt for å gå til streik. Selskapene holder samtaler med fagforeningene. Woodside skrive i en uttalelse, ifølge Bloomberg News, at positiv fremgang er gjort, og partene har oppnådd en prinsippavtale om en rekke nøkkelspørsmål. Chevron skriver at de fortsetter å engasjere sine ansatte og deres representanter for å finne en løsning som er i interessene til både ansatte og selskapet.

-Det er snakk om enorme volumer her, og hvis man da aggregerer opp på global basis, så ser man at man faktisk har omtrent 10% av verdens LNG-eksport at-risk her. Det har selvfølgelig mye å si for den globale balansen, men streiken kan også løses fortere enn de syv dagene som er signalisert, sier råvareanalytiker Ole R. Hvalbye i SEB til TDN Direkt.

Markedsreaksjonen i går viser hvor nervøst markedet er og hvor lite det skal til for å rokke balansen i markedet, sier Hvalbye.

-De aller største kundene til Australia fra disse fasilitetene er Japan og Kina. Det betyr at Japan og Kina nå må gå ute i det globale markedet og skaffe spotvolumer fra andre steder enn Australia de kommende dagene. For at vi i Europa skal fortsette å handle de volumene vi gjør er vi nødt til å overby de budene, noe som gjør at de drar opp prisen ganske massivt i det europeiske markedet, sier han.

Hvalbye peker også på litt andre faktorer som kanskje kan gå litt under radaren.

-Vi har fortsatt vedlikehold på norsk kontinentalsokkel, og noe av de vedlikeholdene ser ut til å bli litt utsatt. En annen ting er at vi ser at japanske LNG-lagre er på ekstremt lave nivåer, og de er da også en naturlig kunde av australsk eksport. De kan ha blitt ekstra stresset for at de skal fylle opp sine lagre opp mot vinteren og kan ha bydd opp prisen litt ekstra for amerikanske volumer, for eksempel, sier han.

-Men så ser man også at europeisk etterspørsel etter gass fortsatt er lav, men har sakte, men sikkert kommet litt tilbake. Gjenåpningen i Kina har vært ganske massiv. Der skjer det mye.

Industriell gjenåpning tar litt lenger tid, men vi ser at etterspørselen gradvis kommer tilbake der også, sier han.

Hvalby sier videre at europeiske gasslagre er historisk høye, men når man går mot sesongen for å trekke på lagrene, så kommer det til å stramme seg til.

-Det kan faktisk stramme seg ganske massivt inn mot oktober, november. Det er nok ganske, ganske tydelig, og det priser for så vidt markedet også inn.

Gassanalytiker Sindre Knutsson i Rystad Energy sier at gitt de komfortable nivåene på gasslagrene i Europa kan Europa redusere importen av LNG på kort sikt hvis Asia trenger disse volumene.

-Markedet er robust, og Europa er godt rustet til å håndtere en sånn streik over en kortere periode. Det er fortsatt usikker om en streik skulle slå inn, men den risikopremien på rundt 30 prosent vi så i går var rimelig, sier Knutsson.

Samtidig påpeker Knutsson at i det vi går inn mot vinteren vil værforholdene være den viktigste driveren for hvor lagernivåene vil havne neste år.

Streiker som stanser eksporten fra alle de australske anleggene i to måneder, tilsvarende varighet som fjorårets eksportstans ved Shell Prelude LNG-anlegg i Australia, kan sende prisene til 50 euro pr MWh for resten av sommeren på den nordlige halvkule og så høy som 97 euro om vinteren, skriver Goldman Sachs, i et notat onsdag kveld. TTF-kontrakten for desember handles i øyeblikket til 53 euro pr MWh.

Fra TradeWinds

Australian strikes could result in loss of up to eight LNG cargoes a week, SSY says

But outlook for freight remains ‘uncertain’ with Rystad analyst saying Asian buyers are taking ‘wait and see approach

31 August 2023 15:50 GMT UPDATED 31 August 2023 15:50 GMT
By Lucy Hine in London

Threatened strike action at two Australian liquefaction facilities could result in the loss of up to eight LNG cargoes a week, shipbroker Simpson Spence Young said.

In a post, SSY’s LNG team said a one-week full shutdown of the 15.6 million tonnes per annum (mtpa) Gorgon plant and the 8.9-mtpa Wheatstone facility is equivalent to a loss of nearly 470,000 tonnes of LNG, which amounts to seven to eight cargoes of 65,000 tonnes.

On Monday, workers at the two Chevron LNG facilities voted in favour of allowing their unions to go ahead with industrial action in a dispute over pay and conditions. A date of 7 September was then set for this to start with escalating work bans and daily stoppages planned.

But strike action was averted by operator Woodside at its North West Shelf plant following talks with the unions.

“The impact that industrial strike action might have on LNG freight rates still remains uncertain,” SSY said.

The broker said the threat of strikes initially led to a surge in the September and October European Title Transfer Facility (TTF) pricing. But it said fears of industrial action across all Australian projects have “generally dissipated or been priced in, and there is an underlying expectation that an agreement will eventually be reached”.

According to Rystad Energy senior analyst Masanori Odaka, Asian LNG importers are adopting a “wait-and-see approach” in the wake of the strike date announcements with spot LNG prices in the region falling this week on high storage levels.

TTF pricing also fell this week.

The analyst detailed that the top three destinations for cargoes from Gorgon LNG from January through to 28 August have been the PTT-operated Map Ta Phut regasification terminal in Thailand, which landed approximately 1m tonnes. This was followed by JERA’s Higashi-Ohgishima terminal in Japan, which received received some 900,000 tonnes with 800,000 tonnes discharged at CPC’s Yung-An terminal in Taiwan.

The top destination of Wheatstone LNG over the same period was JERA’s Futtsu terminal in Japan with around 1.1m tonnes, CPC in Taiwan on 870,000 tonnes and JERA’s Higashi-Ohgishima facility in Japan receiving 730,000 tonnes.

Odaka said large-scale offtake from companies such as JERA with contracts of over 1 mtpa from Gorgon and Wheatstone could be impacted if industrial action materialises in September.

But the fallout from any strike action could be felt more keenly by importers with smaller annual imports and less alternative long-term contracts from other projects.

Odaka said: “While most Asian importers currently have comfortable LNG storage levels, an outage at two major Australian projects could impact spot LNG prices if the outages last until peak winter season.”(Copyright)

https://www.tradewindsnews.com/gas/australian-strikes-could-result-in-loss-of-up-to-eight-lng-cargoes-a-week-ssy-says/2-1-1510018

01.09.2023 06:34:20
GASS: ARBEIDERE VED CHEVRONS LNG-ANLEGG AVSLÅTT LØNNSTILBUD

Oslo (Infront TDN Direkt): Arbeidere ved to av Chevrons LNG-anlegg i Australia har avslått et lønnstilbud fra selskapet, sa en fagforeningsallianse på fredag. Dette betyr at arbeiderne vil starte planlagt streik neste uke med mindre en annen avtale kommer på plass.

Det melder Reuters fredag.

Arbeidere ved Chevrons Gorgon og Wheatstone LNG-anlegg i Vest-Australia avslo selskapets tilbud, ifølge et Facebook-innlegg fra Offshore Alliance.

Offshore Alliance planlegger å starte streik 7. september hvis en avtale ikke blir inngått. Arbeiderne kan legge ned verktøyene i opptil 11 timer og slutte å utføre visse oppgaver til minst 14. september, basert på alliansens nåværende plan.

Men hvordan vil dette påvirke spotratene? Vil ikke tonnmilene øke, og kompensere for bortfall av laster, hvis gassen til markedene i østen må hentes fra USA i stede for Australia?

Jo. Spot on, Nilsern :)

"Etter rekordbra resultat for Q2 vert Awilco sitt resultat for Q3 til dels betydeleg svakare enn tidlegare forventa."
Kan du grunngje det? Kva forventninger hadde du? Kva nytt har skjedd som skulle endre på den tidlegare konsensusen?

Takk, framifrå nynorsk der!
Trur framleis på ein 2023-netto på godt over 30M, men er på litt tunn is her; fryktar svakare enn forventa Q3.

Med utgangspunkt i det gode 2021 som ga ein netto på usd 5M for samtlege kvartal, kom eit elendig 2022 med eit tredje kvartal på minus 5M.
2023 vert fantastisk etter usd 9M i første kvartal og rekordstore 11M i andre kvartal.
Har tidlegare estimert nettoen for 2023 til langt over usd 30M, men kvifor halverte selskapet utbytet for Q2/23, eit kvartal med rekordresultat?
Styret har nok hatt sine fornuftige grunnar. Det var ikkje overraskande om dei var knytt til EU-kontrollen og hadde med tid og pengar å gjera.
-Kor høg er "konsensus" forresten?

2024-2026 forventes å bli svake år i LNG. Skal ikke Wilpride og Wilforce dokke i Q3 eller Q4 2023?

De er snart ferdige med dokkingen. Derav at utbyttet "bare" ble 0,25 sist Q. Blir vel samme neste, før det går opp igjen til 0,5

Fra Fearnley i dag

* LNG: Both spot and TC rates continue downwards trend

LNG: Both LNGC spot and TC rates further deteriorated this week, with TC rates down 4% for both TFDEs/Two strokes to USD 92k/d and USD 117.5k/d, respectively. Spot rates were down 11% and 4% to USD 140k/d and USD 175k/d, respectively – which are now down from peaks seen this year at USD 200k/d and USD 240k/d.



The decline in spot this week is reflecting bearish sentiment and very much linked to a lack of firm requirements in the market, according to Fearnleys. However, with a decline in the spot, a potential opening comes for charterers to secure tonnage on term. Moreover, according to Fearnleys, several charterers are active in surveying for tonnage for early next year, looking for short-to-medium term coverage at levels below last done for such periods. However, one must also note that most vessels are currently under control of subletters – which can quickly withdraw if market conditions change, and the global events are only adding to these risks as we have seen a strengthening in LNG prices recently. Albeit, as we wrote yesterday, Capital Gas reportedly securing 2x 120k/d 7yr charters for early-mid 2024 delivery NBs is a good data point for demand after modern tonnage, we believe.

Takk gudfar!

Her mot slutten av 2023 teiknar det seg eit klart bilete av markedet for våre båtar i 2025.
Med bibelen som kjelde, 2023 rapporten til GIIGNL, ivaretek 600 skip med 10 årlege turar ein balanse i markedet med nær 400 millonar transporterte tonn LNG.
Ser me bort frå skroting av skip, kun 2 i fjor, kjem det ein tilvekst på ein tredjedel til den globale flåten innen 2026. Med fleire større båtar, representerar dette ein tilvekst på nærmare 40 prosent.
I går melde Fearnley som gudfar seier nok ein nedgang i årsratane med usd 4.000 pr dag til usd 92.000; nær halvering sidan årsskiftet.

Då er spørsmålet: Kva er tilveksten i ny produksjonskapasitet?
Argus White Paper gir ein liten historikk:

«The near-term slowdown in new LNG supply stems primarily from the worldwide LNG market downturn in 2019 and 2020. During 2019, rising global supplies collided with weak demand to create a global LNG glut, marked by falling LNG prices and tumbling profits for LNG traders.6 In fall 2019, LNG market analysts predicted that the LNG glut could last as long as five years.7 By summer 2020, after COVID-19 had battered the world economy, global LNG markets were in such severe oversupply that several U.S. LNG plants stopped operating due to lack of demand. 8 During this LNG glut, few new LNG export projects were sanctioned. And since it typically takes several years to bring new LNG projects online, the 2019-20 market dip means fewer projects will be coming online for the next several years. Speeding up construction causes costs to skyrocket, so even last year’s record-high LNG prices did little to quicken the pace of project completion»

Tilveksten i ny produksjonskapasitet gjennom nye anlegg er godt dokumentert på toppen av dei 390 millionar tonn levert i fjor.
2023: 5.8
2024: 9.1
2025: ca. 17 MT
I sum utgjer dette ca 32 MT.
Dermed kan me estimera ein overkapasitet på skip på 30 prosent ved utgangen av 2025.

Desto meir fantastisk er kontrakten Storheil oppnådde for WilPride på usd 150.000 pr dag! Igjen framstår dei 90.000 dollar for WilPride ut 2024 som heilt ål rait.
Så vert det interessant korleis markedet reagerar når dei vert overraska av av eit dårleg Q3.

Akkurat no: To karar i verdensklasse på Kypros. Braut Haaland og John Fredriksen.
Mens WilPride gjekk fullasta ut frå Cheniere sitt anlegg i går og WilForce har runda Afrika på veg inn til Freeport neste helg.

Nokon fakta før eit kritisk blikk på ein forventa stor overkapasitet av skip ved utgangen av 2025. I forrige innlegg grovt estimert til heile 30 prosent. Dramatisk; er dette realistisk?

Årsraten for våre båtar, «1 year T/C 155-165k TFDE» har på eit år ramla med 100.000 dollar:
• Medio oktober 2022: usd 185 k / dag
• Medio oktober 2023: usd 85 k / dag

Fulle gasslager i EU: 98 prosent
Forventa gasspris (TTF) i Nederland Q3 / 2024: EUR 54,20 opp frå 49 EUR pr MWh for 3 veker sidan. Grovt rekna som 60 øre pr kWh.
www.ice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Gas-Futures/data?marketId=5640640

Ny produksjonskapasitet gjennom 2025 på toppen av dei 390 millionar tonn levert i fjor: 32 MT eller 8 prosent.

Nye skip:
27 nybygg kom til i 2022, Typisk storleik er dei nye båtane til Knutsen på 174.000 m3. Ny kapasitet i fjor var på 4,7 millionar m3 totalt. To nye båtar fraktar like masse som tre av dei gamle som går til hogging. Kun eit skip vart skrota i fjor (ikkje to som hevda i forrige innlegg), 7 hittil i år. Med denne tilveksten av nybygg:
2023: 35
2024: 75
2025: 100

Iflg bibelen, 2023-rapporten til GIIGNL:
«The orderbook comprised 303 vessels, 44 of which were scheduled for delivery in 2023. Total cargo capacity at the end of 2022 stood at 108.7 million cubic meters. Total operational capacity (vessels known to be in service) amounted to 107.8 million cubic meters.»

210 nye skip i 2023 – 2025 med kapasitet 174.000 m3 representerar ein tilvekst på 36,5 millionar m3 eller massive 34 prosent.
Tilveksten av skip må motreknast mot den større produksjonskapasitet på 8 prosent gjennom 2025.
To forhold reduserar denne overkapasiteten.
1. Naturlegvis skip til hogging. Det er no 4 skip i drift eldre enn 30 år. Dette er antal skip mellom 20 og 30 år, basert på produksjonsår:
Prod.år: 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002
Antal: 3 6 5 6 5 4 5 13 1 8

29 skip 25 år eller eldre; bygd før 1998, er i drift. 31 nyare båtar på i gjennomsnitt 138.000 m3 er i drift. Desse er mellom 20 og 25 år. I sum er 60 båtar eldre enn 20 år.

LNG-skip er solide byggverk. Etter kun eit skip til hogging i heile 2022, melde Intermodal tre skip til hogging i første kvartal.

Ultimo 2025:
Skulle samtlege båtar eldre enn 30 år gå til hogging innen utgangen av 2025 (bygd før 1995), forsvinn 14 båtar frå den globale flåte.

Skulle samtlege båtar eldre enn 25 år gå til hogging innen utgangen av 2025 (bygd før 2000), forsvinn 48 båtar frå den globale flåte.

Uansett er tilgangen i 2023 – 2025 på ca. 210 nye, større skip.

La oss anta ein mellomting når det gjeld hogging, med 25 båtar komande to år; alt bygd før 1998 vert scrappa før 2026. 3,5 mill m3 vert dermed erstatta av ny, moderne kapasitet på 36,5 mill m3. Då er fraktkapasiteten til den globale LNG-flåte forsterka med 30,6 prosent!


2. Lengre seglingsdistansar?
Lengre seglingsdistansar vil redusera overkapasiteten, men i kor stor grad?

Shell utgir årleg sin LNG-outlook.

www.shell.com/energy-and-innovation/natural-gas/liquefied-natural-gas-lng/lng-outlook-2023/_jcr_content/root/main/section_599628081_co/promo_copy_copy/links/item0.stream/1676487838925/410880176bce66136fc24a70866f941295eb70e7/lng-outlook-2023.pdf

2022 var eit spesielt år der Europa desperat jakta ekstra LNG. Iflg Shell fekk Europa 45 millionar ekstra tonn via
• 16 MT frå ny produksjon globalt
• 7 MT frå reduksjon i leveransane til Sør-Amerika
• 6 MT frå reduksjon i leveransane til Afrika
• 15 MT frå reduksjon i leveransane til Asia inkl. Kina

For kvar million tonn krevst 13-15 båtar.
Er Kina og Asia tilbake til «normal» import neste år, får 200 lass LNG kanskje 50 prosent lengre reisevei. Dette omfang levert frå gulfen til Europa krev 10 båtar; den lengre reisevei til Asia legg beslag på 5 ekstra båtar. Altså minimal impact samanlikna med den netto tilvekst på kanskje 180 skip innen utgangen av 2025. Større fart på Asia vil leggja beslag på ein million m3 av den nye fraktkapasiteten på 36 millionar m3. Så kan ein spekulera i kva effekt ein ekstra mild eller kald vinter vil bety med hensyn til seglingsdistansar.

Basert på desse forutsetningar vil LNGC-flåten slita med ein overkapasitet på 29,2 prosent ved utgangen av 2025.
Ps. Ei feil i forrige innlegg: Det var sjølvsagt WilForce som fekk kontrakten på usd 150k pr dag. WilForce har passert Venezuela og nærmar seg gulfen og Freeport.

Er ikkje heilt enig med deg her Lynmann, du sier det vil være en overkapasitet på LNGC på 29,2% ved utgangen av 2025

Man må også ta med dette i regnestykket:
In the coming years, the global supply of LNG is set to increase by more than 50% on the basis of projects that
have already reached FID, of which at least 40 mtpa of capacity has reached FID in 2023 alone, equal to
approximately 10% of total 2022 LNG production.

In understanding the current 51% order book-to-fleet ratio (by volume) it is critical to understand that the order book has overwhelmingly been built on the basis of long-term contracts to service new liquefaction facilities, with the timing and quantity of their deliveries intended to match
the commencement of new production.

Among LNG carriers currently on the water, the older, less efficient vessels in the charter market are expected to
face growing competitive pressure over time, particularly among the steam turbine vessels that continue to make
up over 30% of the global fleet by volume.

Du har sjølvsagt rett i at det kjem store mengder ny LNG til markedet, som vil fylla dei mange nye båtar.
Men først etter 2025.
Figur 1 her viser kva du har i vente: Ny frakt som først kjem 1-2 år etter at dei mange nye båtane kjem på vatnet.
www.shell.com/energy-and-innovation/natural-gas/liquefied-natural-gas-lng/lng-outlook-2023.html#iframe=L3dlYmFwcHMvTE5HX291dGxvb2tfMjAyMy8

Innen den tid ser du at det vil gradvis byggja seg opp ein stor ubalanse gjennom ein overkapasitet på nærmare 30 prosent.
Ratane på Fearnpulse reflekterar kva som er i ferd med å skje.

Ein nyoverhalt og fullasta WilForce nærmar seg Panamakanalen i morgon.
Nymalt også? Det kan du finna ut via webkameraet til Pancanal.
WilPride fylte i gulfen 11. oktober og er no på veg tilbake. 35 dagar vil rundturen ta. Tre turar: 105 dagar.
Det er store mengder energi som båtane våre flytter på.
Starta WilPride jobben ved nyttår, kunne båten ha dekka Bergen sitt årsbehov, 2.8 TWh ved tre turar med gulfen som leverandør. Fullført jobben innen midten av april.

No er Bergen dekka bl.a. ved hjelp av struping av Vøringsfossen.
Dei som har køyrt R7 har kanskje passert Sysendammen. Via tunellar på 30 kilometer endar vatnet opp som mat for fire turbiner på 1.100 MW.
Sidan 1980 har fantastiske Sima kraftstasjon årleg sendt 2.8 TWh ut på nettet.

Kapasiteten er identisk med kraftstasjonen som var WilPride sitt mål denne helg, Sagunto like nord for Valencia.
Sjølv om Spania har mange soltimar, produserar dette anlegget, Central termica de Morvedre, meir energi enn 20 solparkar. Kapasiteten er omtrent som gjennomsnittet for spanske kjernekraftverk. Me er utruleg heldige i Norge som er utrusta både med vannkraft og fossil energi!

Ellers er det fint å registrera at fyllingsgraden i EU på veg inn i november ligg på fantastiske 98,9 prosent.
Forventa gasspris for Q3/ 2024: Stabilt på same nivå som for 6 mndr sidan.
www.ice.com/products/27996665/Dutch-TTF-Gas-Futures/data?marketId=5733529&span=2