LNG spot markedet har potensiale til å nå ca $350,000/dag om man tar med alle parameter i beregningen. Over 350K kan det bli så dyrt at man heller velger å ikke frakte lasten. Dersom vi ikke treffer $350,000 denne vinteren vil det ihvertfall skje neste vinter. Men det vil kun skje blant de råeste befrakterne. De fleste feiger ut innen man ber om $350K/day.

Noen som forstår hvorfor ikke denne tar mer av hvis det er så fantastiske utsikter?

De fleste skip er under bygging.

Noen som er inne i Golar LNG?

De fleste analytikere og bransjefolk indikerer et meget stramt LNG market fremover, noe som også sjefen for Flex har gitt uttrykk for i flere sammenhenger. Men hvorfor ikke kursen går mer er for meg også merkelig, nå har de jo stor forteneste på skipene som seiler da ratenr er i snitt nærmere 130K . Med utgangspunkt at de har en breakeeven på 50K og som ratene er indikert i 2019 så må jo dette være segmentet i shipping som har størst potensiale av alle i shipping sektoren. Men her er det bare til å være tolmodig, neste år så kommer det to nye skip til i flåten og med snitt rater over 120K for 2019 så må dette bil bra.

Ok så de har ikke båter nok til å ta del i ratefesten, der er det de andre som gjør?

Noen som har innsyn i hva ratene ligger på per i dag? De er vel kommet en del ned fra 200k?

Equinor og Flex LNG er på listen over de 11 nordiske aksjene Kepler Cheuvreux mener vil gjøre det best i 2019, går det ifølge TDN Direkt frem av en analyse onsdag.

Meglerhuset omtaler Equinor som en av de beste «risk/reward»-aksjene i nordisk olje og gass.

I sin begrunnelse viser Kepler Cheuvreux ifølge nyhetsbyrået til en totalt resatt kostnadsbase, stødig vekst fra neste generasjon av prosjekter og solid kontantstrøm.

Kjøpsanbefalingen følger med et kursmål på 262 kroner.


- Ren eksponering

I LNG-shipping forventer meglerhuset et strammere marked i minst to år fremover, ifølge TDN Direkt med henvisning til «den uvanlige veksten i kondenseringskapasitet».

- Flex LNG har en veldig ren eksponering til dette blomstrende markedet, heter det i analysen.

Meglerhuset øyner ifølge nyhetsbyrået spotrater på 89.000 dollar dagen i 2019, stigende til 145.000 dollar dagen i 2020.

Kjøpsanbefalingen følger her med et kursmål på 22 kroner.

Ser pene oppsider

Equinor faller marginalt til 196,75 kroner på Oslo Børs onsdag formiddag, mens Flex LNG stiger 0,7 prosent til 14,30 kroner.

Kepler Cheuvreux øyner dermed en oppside i de to aksjene på hhv. 33 og 54 prosent.

Det er fordi de fleste shippinginvestorer er uvitende og ikke har peiling på LNG. De velger heller å tviholde på aksjene og sine sure tap i Avance, BW LPG, Solstad etc selv om det ikke finnes utsikter til at de skal tilbake til gamle topper de neste 5 årene.Det var sågar noen som satt stille i båten og ble med SKaugen hele veien ned i dass til tross for mine utallige advarsler.Hadde disse nevnte investorene bare lettet litt på beholdningen sin og heller blitt med på tidenes LNG supercycle, så kunne de dratt tilbake til gamleaksjene og doblet beholdningene sine om 2-3 år uten å ha gått glipp av noe!

Siste rapport indikerer 160k for
https://cdn2.hubspot.net/hubfs/4375355/Research/Tankers/fw_week_49_2018.pdf

Flex faller mye idag. Er det noen som vet om det har kommet noen opplysninger om fallende rater i dag?

Jeg skylder på generelt dårlig OSEBX klima....... Flex er utsolgt i Q4. Det er plenty laster tilgjengelig i Januar.
Aksjekursen i dag er ikke noe bedre enn da ratene var 40K/dag i spot. De sluttes fortsatt til rundt 150K/day.

Hadde VLCC eller Cape Size markedet hatt de same forutsetningene som LNG markedet har nå ville FRO/GOGL mangedoblet seg.

Spotratene har iflg. Fearnleys Weekly Report Week 50 falt til USD 130k/dag for 155-165'cbm fra USD 160k pr dag for en uke siden og fra årshøyeste for noen uker siden på USD 195k (Øst) og USD 175k pr dag (Vest av Suez). Ett års TC har falt til USD 95k/dag fra USD 105k for en uke siden og årstopp på USD 110k pr dag for noen uker siden. Dermed er det sesongmessige fallet i ratene i gang og kan pågå en til to måneder, antar jeg.

Kilde:
https://cdn2.hubspot.net/hubfs/4375355/Research/Tankers/fw_week_50_2018.pdf

Jeg vet ikke om det tynger sentimentet for LNGC nå, men det bestilles friskt nybygg LNGC for levering i 2021 og senere. Og akkumulerte bestillinger i 2018 er nå høyere enn f.eks. DnB har lagt til grunn i sine estimater. Når denne strømmen av nybygg kommer i markedet i 2021/22, venter DnB også at det vil bygges begrenset med ny terminalkapasitet for LNG - slik at det kan ventes svekkede markedsrater i 2021/22.

Her fra DnB 13.12.18:
LNG: Samsung reports yet another 2021 order, taking 2018 fresh contract count to 60
As reported by Tradewinds today, Samsung Heavy Industries has secured another LNG carrier order for two newbuildings at USD187m for delivery in March 2021.

Based on the Clarkson Research orderbook, we count this as contracts number 59 and 60 for the 2018 total. The fleet of vessels larger than 140k cbm was 335 at the start of the year, hence this year’s contracting level is 18% of the fleet. Contracting in the larger segment is 9.9m cbm so far in 2018, well ahead of our estimate of 7.8m cbm, and bodes for weaker markets in 2021 and 2022, when we expect additions of liquefaction capacity to be limited.

A special attribute to the LNG space compared to other shipping segments is the large differentiations in vessel design and propulsion efficiency. A vessel built just more than ten years ago is likely to be a 140k cbm steam vessel, which will see higher fuel consumption and gas burn-off than a 160k cbm TFDE vessel built five years ago. A 160k cbm TFDE vessel will see higher fuel consumption and gas burn-off than a 175k cbm MEGI/XDF vessel ordered today.

By 2021e, an accumulated 15% of existing SPAs will be due for renewal. These contracts have been served by contracted vessels, typically older steam vessels, many of which enter the market at the same time as the current orders will be delivered. While there exists some trades that could favour older tonnage (short-haul intra-Asia, for instance), we believe the modern tonnage will compete favourably to older tonnage, both for spot and term business. However, with low no or low leverage – and hence lower cash break-even rates – these vessels could potentially stick around, further loosening the market balance.

I sommer ble kinesiske energi tilbydere tvunget av staten til å være i forkant av denne vinteren, slik at man ikke skulle ende opp i samme situasjon som i fjor vinter, der kina manglet energi og myndighetene måtte lette på utslipps restriksjonene. Nå faller prisen for asiatisk gass, dvs en lavere spread. Dette gir seg nå utslag i at f.eks mer amerikansk gass finner veien til Europa, med de utslag en kortere reisevei har for tonmile, etterspørsel etter båter og rater. Vinteren så langt har vel heller ikke vært spesielt kald i Asia.

Hva betyr det å være i forkant?

Det er begrenset lagringskapasitet for LNG ift forbruket slik at i forkant kan bety at de har sikret seg fraktkapasitet for vinteren. Det kan bety at spotratene ikke kommer til å reflektere realisert snittrate i vinter.

Hva skjer med kursen, ser ut som om ikke Flex tener penger i dagens marked. Eller er det skattemessige salg?

Jeg synes også det er rart. Men uansett blir dette kvartalet bra, for de har vel hatt totalt fire skip i drift i hele kvartalet til gode rater. De to siste, Ranger og Rainbow, som ble levert hhv Q2 og Q3. To av skipene i spot og to på kontrakter til gode rater til Q1 og Q2 (Rainbow og Endeavour).

Charter rates for LNG tankers are beginning to fall from 2018 highs that reached as much as US$195,000 a day, as more vessels come down the slipway and expand the global fleet.

In a sharp drop, rates had declined at the end of November to around US$160,000 a day, according to Reuters. One shipbroker said the spot rate in early December for a newbuild vessel was as low as US$140,000 a day because more vessels were becoming available on the charter market.

And it’s possible the rate could fall further, industry sources said, with up to 10 LNG carriers coming on the spot charter market during December as floating cargoes are unloaded.

Rates are also volatile, with big troughs between the highs and lows. In June, for example, they ran at around US$90,000 a day in the Atlantic basin and at US$70,000 a day in the Pacific, according to energy consultant Wood Mackenzie.

LNG charter rates closely reflect the spot LNG trade, usually following the price of the super-cooled gas. As Reuters explained, “[the price] has fallen since September due to sluggish demand from Asian buyers.”

There is also a close relationship between charter rates and tanker movements. Reuters added “Due to inflated shipping rates, not many spot Atlantic cargoes travelled east in recent months. Some companies had to arrange cargo swaps in order to reduce costs.”

And explaining the fewer movements lately between the Atlantic and the Pacific basin, one LNG trader told Reuters “Shipping rates are very high [so] there is not much room for work at the moment.”

However, it is expected that most of the demand for LNG shipments in early 2019 will come out of Asia Pacific where ExxonMobil, BHP and Australia Pacific LNG will be chartering vessels to load up from Australia-based plants and sail for gas-hungry Asian markets, in particular China which has become the world’s biggest buyer of LNG.

Although charter rates have been falling, they are still well above those applying in 2017. In Q1 2017 they averaged below US$100,000 a day.

Meantime the global fleet of LNG carriers will continue to grow. At last count, in mid-September, no less than 33 new vessels had been ordered in 2018 so far, according to Wood Mackenzie’s principal analyst for LNG shipping and trade, Andrew Buckland. That compares with 19 in 2017 and just six in 2016.

New vessels are hitting the water faster than ever before. At the end of Q3 2018, 36 tankers had been added to the global fleet of LNG carriers, with three being scrapped. Another 22 are due for delivery before the end of 2018.

Sounding a cautionary note, Mr Buckland said “Owners need to be careful they don’t over-order. There is still a huge number of ships ordered in the 2011-2014 LNG newbuilding boom to be delivered to the fleet. And there is a long history of new ships arriving before new supply.”

On the bright side, he added that there is a new wave of LNG supply projects coming on stream between now and 2020, most of which will require the gas to be shipped. Also, terminals are opening at a rapid rate, for instance in China, which will facilitate deliveries.

The steady stream of orders for new LNG carriers is largely attributable to falling construction prices. “In real terms newbuilding prices have never been lower [and they] look even more attractive when you consider how much more you get for your money with the latest ship designs,” Mr Buckland pointed out. “The temptation for owners is to order sooner rather than later while the newbuilding price remains low.”

The newbuilds are so much more advanced in terms of design and technology that they are making ships ordered even three or four years ago outdated, Mr Buckland explained. That is especially true of propulsion. The new generation of gas-injection, slow-speed engines now offers fuel savings of over 20 tonnes a day compared with even the latest dual-fuel diesel and tri-fuel diesel-electric engines. The savings over the older steam-powered ships are even bigger – up to 75 tonnes a day.

Also, the newbuilds are bigger. “Ship orders now are typically sized at 170,000 to 180,000 m3 compared to 155,000 m3,” he noted.

Som dere ser så kommer det flere skip på vannet, men skip som var ny for tre fire år siden er utdaterte. Flex har den meste avanserte flåten og de nyeste skipene, så etterspørselen etter deres skip vil være stor. De fleste analytikere og bransjefolk indikerer et meget stramt LNG market fremover, noe som også sjefen for Flex har gitt uttrykk for i flere sammenhenger.

Da ser det ut som superprofitten er blitt til svært bra profitt for en stund. Ratene i vår og sommer lå nær break even, men det var en del ventetid mellom laster som gjorde at realisert rate pr tilgjengelig skipsdag lå under BE med fulle kostnader i perioder. Tidligere beregninger viser at selv om det leveres mange skip nå, øker produksjonen ca 20% raskere i 2019 og 20 før det kan bli for mange skip i 21. Om det ikke blir forsinkelser er usikkerheten om det blir nok kjøpere. Får de solgt gassen blir det fine rater gjennom vår og sommer også før ny bonansa til høsten.

Latterlig å se hvor mange skip som er blitt bestillt plutselig, men litt for sent vil jeg tro.
De rederne som har bestillt nå kan sies å være de som møter opp helt på tampen av kvelden, dritings, og spyr ut hele lokalet. Da er festen slutt.
But again, hva er vel shipping uten disse.

Har troen på at veksten i LNG blir høyere enn det analytikerne spår. Vi må vekk fra kull og over på gass ASAP skal vi klare å redde verden

Om festen er slutt allerede i 2021 og at vi da er nede på break-even rater igjen, så er vel kanskje dagens prising av LNG-selskapene helt fair?

Å være i forkant kan bety flere ting.

En del er som du sier, at de store kinesiske energi selskapene har inngått større kontrakter for levering frem i tid. En annen del er som det står i triton sitt innlegg, der det nevnes at det ble booket en del båter til lagring i høst. Når da etterspørselen kanskje ikke blir så sterk pga en varmere vinter enn i fjor, så blir gjerne disse flyttende lagrene tilgjengelige i markedet igjen, med de implikasjoner det har.

Trenden med at det blir bestilt lng skip over en lav sko startet i vår og fortsatte tungt gjennom sommeren. Jeg tror fortsatt 2019 blir et bra år for lng rederne, men at markedet bygges sakte men sikkert i stykker, burde kanskje ikke overraske noen?

Og, ikke minst, hva er fester uten sånne folk?;) God helg!

Fra Triton 14.12.2018 kl 22:24
"Som dere ser så kommer det flere skip på vannet, men skip som var ny for tre fire år siden er utdaterte. Flex har den meste avanserte flåten og de nyeste skipene, så etterspørselen etter deres skip vil være stor. "

-----
Her har den teknologiske utviklingen gått fort innen LNGC-skip. FLEX har topp moderne flåte nå. Fortsetter utviklingen slik at også FLEX om noen år har "gamle skip", eller vil FLEX sin flåte være topp moderne noen tiår framover?

Det er lang levetid på LNGC'er. FLEX avskriver dem over 35 år, og de kan godt gå 40 år før de blir moden for pensjonering hvis da ikke den teknologiske utviklingen innen skipsdesign løper fra dagens nybygg. LNGC har betydelig lengre teknisk, økonomisk levetid enn skip i mange andre shippingsegmenter. Det er betydelig mindre påkjenning og slitasje på LNGC sammenlignet med f.eks. VLCC. Jeg har oppdatert min DCF pr. nå, og har langsiktig rate på USD 80k pr dag ved 100% utnyttelsesgrad (realpris, og dette gir 10% p.a. i realrente i internrente for et nybygg som kontraheres i dag og starter driften om 3 år), men superprofitt med realrate USD 110k pr dag i 2019 og 2020 ved 100% utnyttelsesgrad, for FLNG sine fartøyer. Det gir DCF pr aksje på NOK 22,50 ved USDNOK 8,35. OpEx USD 15k pr. dag. Aktivert vedlikehold etc USD 1,5 mill. pr år pr LNGC. Diskonteringsrente 9,2% p.a. realrente. 40 år teknisk, økonomisk levetid.

Dcf på 22.5kr???
Skipene har breakeven på rundt 45k.
Jeg tror LNG aksjene synker pga alle nybyggene som bestilles.

fjellmann1 15.12.2018 kl 23:50
Break even kan defineres på flere måter. Kan du spesifisere hvilke utgiftskomponter etc. som ligger i break even på USD 45k pr dag?
Hva er egentlig spørsmålet ditt rundt mitt DCF anslag på NOK 22,50 pr aksje?

Hehehe, kan du si. God helg ja

Jeg tror heller det ligger mer i synkende rater som følger av synkende etterspørsel. Dette kan man også se på lng spot.
Utenom dette er det jo handelskrigen som demper humøret og fallende børser generelt verden om bidrar og til fallet.

Det trengs flere skip fremover for å greie etterspørselen etter LNG.

Go West: Pacific Coast LNG plans get fresh look as market shifts
Julie Gordon
5 MIN READ
VANCOUVER (Reuters) - The scramble for new projects to export liquefied natural gas (LNG) is shifting to the Pacific Northwest, where longstanding proposals are getting a renewed look as rising shipping rates make the region’s easy access to Asia more appealing, with gas price shifts sweetening the deal.

In October, Royal Dutch Shell and its Asian partners approved construction of a $30 billion export terminal in British Columbia, surprising investors by saying the plant would deliver the super-cooled fuel to Asia at a more competitive price than new U.S. Gulf Coast projects.

Since then, costs have shifted further in Canada’s favor. LNG shipping rates hit record highs in November, due to a tanker shortage, boosting costs for multi-week journeys from the U.S. Gulf Coast to Asia, while natural gas priced in Texas has surged as much as 51 percent as Canadian gas prices fell.

More than 30 North American LNG export facilities are in various stages of development or construction to meet growing demand. Global LNG demand is expected to double to 550 million tonnes per annum (mtpa) by 2030, as countries like China move away from coal to cleaner fuels.

Investors have traditionally favored Gulf Coast projects, which led to the first wave of U.S. builds. However, Shell’s cost estimates, shifting market conditions and a months-long suspension of LNG deliveries to China due to the U.S.-China trade war have made the Pacific Northwest more attractive.

“Canada is really attractive to investors right now. And it may win funding over some of these U.S. facilities that don’t quite have everything together yet,” said Charlie Cone, analyst with energy data firm Genscape.

Pacific Coast projects were expected to cost more than rival U.S. Gulf construction. But Shell said it would be able to ship LNG to Asia for about $7 per one million British Thermal Units (mmbtu), based on a $2 per mmbtu feed gas price, lower than analysts' assumptions. (tmsnrt.rs/2SKor4b)

“They may be fortunate. They may have picked their time very well,” said Howard Rogers, senior research fellow at the Oxford Institute for Energy Studies (OIES), who estimated Canadian LNG break-even costs around $10 per mmbtu, compared to roughly $7.50 per mmbtu for new U.S. Gulf terminals.

Should Shell’s estimates bear out, it could bolster the outlook for other proposed West Coast projects, including Canadian terminals backed by oil majors like Chevron and ExxonMobil, along with U.S. projects based in Oregon and Alaska.

Shell Canada President Michael Crothers said access to cheap feed gas made LNG Canada attractive, while slowing construction in Canada’s oil patch, hampered by low prices and infrastructure woes, has freed up contractors and workers.

“When you look at what’s happening in Western Canada, we’re actually in a bit of a lull, which is very helpful in terms of us getting access to the very best labor,” he said.

Canadian feed gas is selling at about $3 less than the U.S. Henry Hub spot price, up from an average $1.69 below Henry Hub in the first half of 2018.

The ongoing U.S.-China trade war may add another temporary advantage to Canadian ventures. The two nations have agreed to a 90-day pause in the dispute, though China has not yet resumed major purchases of U.S. LNG products. (tmsnrt.rs/2n9bQKn)

An LNG tanker shortage is putting pressure on per-day shipping costs, making Gulf ventures more costly. It takes 25 to 30 days to move LNG from the U.S. Gulf to Asia via the Panama Canal, compared with just 10 days from the West Coast.

LNG shipping rates in the Atlantic basin hit $140,000 a day last month, up from around $80,000 a day this time last year, and around $40,000 a day in previous years - so one shipment that would have cost $1.2 million now costs $4.2 million.

While the current climate is making West Coast projects look promising, and one other Canadian terminal is set to start construction early next year, many proposals still face regulatory hurdles and investment decisions could be years off.

Alaska LNG, which boasts the shortest shipping distance to northeast Asia as well as cheap feed gas, is eyeing early 2020 for its go-ahead. The $40 billion project’s preliminary sales and financing deals with China are still intact, despite the trade tiff.

“The global LNG market is on a significant growth trajectory. We’re going to need a number of these large projects to satisfy the demand,” said Keith Meyer, president of project developer Alaska Gasline Development Corp.

($1 = 1.3306 Canadian dollars)

Greit med selgere her i dag.
Teknisk ser den ikke så frisk ut for øyeblikket.

RSinvest;
skal si du jobber hardt nå... Må le, da det innleggene dine ser patetisk ut.. Hvis du tror at dine innlegg på HO betyr noe for at kursen har korrigert litt så er du jaggu naiv.. Lykke til :-)

Hva mener du? Du vet jeg er long i FLNG eller?
Hvordan synes du det tekniske ser ut??

Er det noen som er god på TA her. Jeg tror støtten ligger på ca 12,5. Er det noen som har en annen oppfatning?

Slik børsene er nå, kan du nok trygt se bort fra alle tekniske støttenivå. Her er 10 kroner mulig i løpet av kort tid.

Jeg eier ikke aksjen akkurat nå, men vurderer ny inngang. 10 kr virker absolutt overdrevet selv med dette børsklimaet.

"Jeg tror LNG aksjene synker pga alle nybyggene som bestilles. "

Javel? Har det plutselig kommet et ras med bestillinger som har endret nybyggbildet siste ukene?

Jeg tror at kursen synker pga el niño som medfører en mildere vinter enn normalt kombinert med den heftige importen (lagringen) i høst. Kombinert gir det lavere behov for lng-frakt.

Der ratene normalt daler fra ca februar av så er dalingen allerede et faktum. På sikt bør lng være meget bra og jeg har ikke solgt mine (men jeg vurderte å redusere for noen uker siden og angrer nå). Ratene kan nå 200k neste sesong. Spesielt dersom India gjør som Kina og satser hardt på utfasing av kull mot gass.

Tror også lpg kan være interessant kommende år, men det er en annen diskusjon.

12,50/12,60 området ville jeg sagt var neste. Nå er det ikke en naturlov at den må ned dit før den snur, men når man ser til USA i kveld så.. Evt. om den forbanna oljeprisen kunne kommet seg over 63 igjen hadde og hjulpet oss på OSE.

I morgen er vi i alle fall nærmere 11-tallet enn 13-tallet.