Brace for take-off!

Flg fra Lloyds List:

SPOT earnings of liquefied natural gas carriers have risen to their highest in around three years amid winter demand from Asia and rising exports from Australia and the US, underscoring the sector’s resumption of the up cycle.

Charter rates for 160,000 cu m vessels were at $58,000 per day at the end of last week, up by more than a third from the month-ago level, Clarksons data showed. Stifel said rates in some markets were already above $60,000 per day.

Having endured weak market conditions in 2015-2016, owners with significant exposure to spot markets are expected to start enjoying profits if earnings can stay above the $60,000 per day mark.

LNG demand from northeast Asian importers has picked up earlier than usual, prying open the arbitrage window and suggesting that further rate gains in the coming weeks are likely, analysts said.

With East Asia spot LNG prices at $8.70 per million British Thermal Units versus $5.80 in Europe’s National Balancing Point, theoretically rates would rise to $120,000 per day before the arbitrage window is closed, Clarksons Platou said in a note. “The few remaining open vessels globally is likely to further fuel sharp increases in headline rates in the coming weeks.”

Stifel said: “LNG charter rates have gradually begun to move up due to a tightening supply of vessels but the pace of that acceleration in rate improvement has quickened sharply over the past few weeks.

“We anticipate this surge in rates could continue into the winter as seasonal demand rises and in conjunction with a number of liquefaction terminals coming online in the fourth quarter.”

After Australia’s Wheatstone project saw off its first shipment on Tuesday, Sabine Pass Train 4 and Cove Point Train 1 in the US, Yamal Train 1 in Russia, and the floating liquefaction vessel Hilli Episeyo off Cameroon are due to start exporting in coming weeks.

Those projects have a total production capacity of 20.9m tonnes per annum, which would require an additional 23 LNG carriers, based on Stifel estimates.

On the demand side, China’s LNG imports were up 43% on year during January-September while South Korea’s rose by 20%, suggesting buoyant global trades.

Painting a rosy outlook for LNG shipping markets despite larger newbuilding tonnage hitting the waters, Clarksons Platou said LNG trade had grown by 12% in the year to date versus net fleet growth of 7.5%.

Jeg ser du opererer med forskjellige rater på de forskjellige typer skip, Sonatrach. Er det noen grunn til at ratene er forskjellige, eller oppgir du bare ekvivalenten til MEGI av spotratene?

Boil-off vil ha betydning på rundt 1k per dag, noe som ikke rettferdiggjør en forskjell på nærmere 20k i spotmarkedet. Dersom det er slik at MEGI får enda bedre betalt, i tillegg til å være billigere i drift, er jo dette rett og slett supert. Men jeg klarer altså ikke finne noe fakta på at dette stemmer.

Vært helt fantastisk om du kunne gitt meg en liten oppklaring :)

Hei Addyfred,

Det er mange faktorer som spiller inn her. Charterer leter ette beste "Unit Freight Cost". Dvs billigste måte å frakte 1 Mmbtu (eller m3 eller tonn) LNG på. Det er tre ting som hovedsaklig spiller inn.

1) Fuel forbruk. Her er MEGI ca 30-35 mt/fuel bedre per dag enn TFDE. Litt avhengig av hva slags fart I knop man regner. Det tilsvarer rundt 10-12K Usd/dag med dagens fuel priser.

2) Deretter har du som du nevner Boil-off. De fleste TFDE har en garantert (BOG) rate på 0.10% - 0.135%. Noen så høyt som 0.15%. BOG beregninger er veldig kompliserte, fordi det som ser ut som en besparelse ikke nødvendigvis er en besparelse og vice versa. Dersom du sparer BOG, må dette kompenseres med HFO (fuel) og da kommer produktpris inn LNG vs HFO. Regner Charterer innkjøpspris eller salgspris på LNG? Som regel er det gunstigst for Charterer å hyre inn det skipet med den laveste BOG'en.

3) Lasteevne. La oss si at et standard TFDE LNG skip i dagens marked har en unit freight cost fra USG til Japan på $2.75/Mmbtu.
Hvis vi da sammenligner Awilco sitt skip på 156,000 m3 med et MEGI skip på 182,000 m3 kan man grovt forenklet si at MEGI skipet kan laste 26,000 m3 mer en Awilcoskipet. 26,000 m3 x 23,4 = 608,400 flere Mmbtu å fordele fraktkostnadene på.

Dvs at for Awilcoskipet vil $2.75/Mmbtu bety at total frakt (inkludert BOG, HFO, Havneutgifter og eventuelle kanalutgifter) utgjøre $10,038,600 Usd. Deler man dette på lastevolumet (Mmbtu) til MEGI skipet blir Unit Freight Cost $2.36/Mmbtu. Forskjellen her ($0.39) kan sees på som en besparelse for befrakteren, eller en mulighet for reder til å be om høyere frakt for å stille skipene likt.

$2.75/Mmbtu USG - Japan er oppgitt av en megler, så jeg vet ikke tallbakgrunnen her (en vei eller full retur), så jeg kan ikke gjøre om besparelsen til Usd/dag. Da må jeg sette meg ned å finregne! Men grovt forenklet så representerer vel et MEGI skip 15-25K/dag i høyere verdi i markedet avhengig av hvordan man snur og vrir på tallene (rater, fuel, produktpriser, etc......).

Takk for et fantastisk svar, Sonatrach :)
Du befester nok en gang posisjonen din som den mest kunnskapsrike her inne på tråden!

Jeg var faktisk ikke helt klar over at de som chartrer båt også må stå for fuelcost osv. Jeg hadde en anelse - men bare det.

Ha en god videre børsdag!

Takk.

Ved time charter party (TCP) betaler befrakter for fuel & port costs. Ved voyage CP betaler reder og må regne det inn i frakten.
Det er derfor vi omregner voyage CP til TCE (Time Charter Equivalent), slik at vi kan sammenligne epler med epler.

Takk til Sonatrach!

Har vært mye snakk om FLNG som et vekst verktøy innenfor dette shippingsegmentet for Fredriksen, hva tror du om det og hvordan tror du dette eventuelt kan bli seende ut?

Noen synspunkter eller forventninger til Q3? Jeg regner med de har gått med tap siden det er først nå i høst at ratene har kommet opp oppdragene avtales noen uker før de startes. Skal man kjøpe mer nå eller blir det billigere å vente?

http://www.gaslogltd.com/assets/files/presentations/2017/Q3%202017%20GasLog%20Ltd.%20Earnings%20Presentation.pdf

GasLog med overskudd, uten sammenligning for øvrig.

Fjellmann1:

Jeg forventer at underskuddet i 3Q er vesentlig redusert fra Q2. Med de 2 skipene de har beholdt og ratene de har oppnådd skal Q4 gi pluss i boka. Jeg håper på spennende guiding og kanskje annonsering av at 1 eller 2 nybygg har blitt fixet fra levering.

Jeg tror kursen går opp etter Q3 21 November, men der har jeg tatt feil mange ganger før når det gjelder andre selskaper som "skulle" opp. Aksjemarkedet slutter aldri å overraske meg.

Jeg har sett på ratene for hele Q3, og kommet frem til gjennomsnittlig rater i spotmarkedet vest for Suez på $42,5k.

Øst for Suez $37,3k.

Dersom man kunne fått mer info vedr. BE og annen driftskost. kanskje en kunne regnet seg frem til et forsiktig estimat? Jeg har lest BE på 45k for Flex tidligere, men dette kan selvsagt være feil. BE på innleide skip kan muligens også være noe over hva tilfelle er for skip man eier selv? Det eneste jeg kan finne på BE fra Flex, er at de skal være lavest i markedet.

Håper noen av dere kan bidra litt, slik vi får fullført regnestykket!

BE på et innleid skip er hyren man betaler til reder dersom man har videreutleid skipet.
Dersom skipet ikke er videreutleid vil fuel kostnader komme i tillegg.

For Flex sin del er begge skipene de har leid inn videreutleid til en høyere hyre enn de er innleid for for hele Q4 og et stykke inn i Q1.

Dersom skipene er leid inn for 40K/day og utleid for 50K/day er fortjenesten 10K/day for hele Q4 x 2 skip.

Dersom man har leid inn et TFDE skip og det ligger å venter på oppdrag er BE hyren + fuel. Fuel til ankers er ca 12 mt/day til ca $400/mt. Eventuelt + posisjonering dersom man finner oppdrag et sted. Da kan forbruket bli alt fra 60-130 mt/day avhengig av fart etc.

Ser at Arctic handler stort i dag i forkant av Q3 resultater 21 November. Det ser jeg på som en sterk positive!

Helt nydelig Sonatrach!

Det er også oppløftende å se hva ledelsen i ALNG sier i forbindelse med deres Q3 i dag:


"Oslo (TDN Finans): Awilco LNG observerer at det nå blir sluttet reiser for oppunder 100.000 dollar pr dag i spotmarkedet for LNG-skip, og at markedet nå er svært mye bedre.

Det sier konsernsjef Jon Skule Storheill i Awilco LNG i forbindelse med selskapets kvartalspresentasjon fredag.

-Det er blitt gjort slutninger for fremtidige reiser til oppunder 100.000 dollar pr dag, og selv har vi gjort slutninger på rundt 70.000 dollar for korte turer på 20 til 25 dager, sier han. (...)"


Ser ut som noen rundt Flex-aksjen har fått med seg hva som her ble sagt, og kjøper! Ser for meg noe lignende kommentarer fra Flex-ledelsen på tirsdag også. Da våkner nok flere til liv og innser at syklusen for alvor er på riktig spor :)

http://www.flexlng.com/wp-content/uploads/2017/11/FLEX-LNG-Company-Presentation-Nov-2017.pdf

Ny presentasjon ute på nye hjemmesider.

Cheniere hadde seg en liten handletur før helgen.

De har forlenget, fixet og/eller tatt på subs flg skip:
- Golar Snow ($80K/day)
- Golar Tundra
- Marangas Troy
- WilForce
- Adam LNG
- Energy Atlantic

Interessant, Sonatrach. Har du en kilde?

Kan ikke oppgi dessverre. Broker chat.......

FLNG:VENTER BEDRE RESULTATER I 4.KV -KALLEKLEV

Oslo (TDN Finans):Flex LNG venter bedre resultater i fjerde kvartal av 2018 grunnet relevering av to skip, samtidig som gjenværende to skip har blitt chartret ut til bedre rater.
Det sier finansdirektør Øystein Kalleklev i Flex LNG i forbindelse med selskapets kvartalspresentasjon tirsdag.
Videre opplyser Kalleklev at rederiet venter TCE i fjerde kvartal på om lag 40.000 dollar pr dag.
HH, finans@tdn.no
TDN Finans, +47 21 95 60 70

Hei,
Noen som har estimat på break even rater for FLNG??

De har altså låst inn to båter på rundt 40 000 dagen i Q4 og forventer å gå i pluss, hvis jeg forstår dette riktig.
Etter å ha skummet igjennom tallene får jeg at Break even i q3 var ca. 34 500 dagen (Voyage related cost delt på 4 båter) - men det er jo på innleide skip som nå er redusert til to. Jeg får også en snitt TC på drøyt 26 000 dagen i Q3 dersom man deler TC-inntekter på 4 båter og antall dager. De sier i presentasjonen 22 500 USD.


Hvis kostnadene blir de samme i Q4 kan de tjene ca. 2,7 mUSD før adm kost. Det er kjempebra.!

Så over til BE-rater og fremtiden:
Ved kostpriser på 30000 og TC rater på 50000 og 6 skip i drift vil de kunne generere nær 50 m USD i årlig drift.
Korriger meg gjerne dersom dere har synspunkter på mine tanker.

Uansett - dette er lovende og 20 kroner er innen rekkevidde i 2018.

Tror de opererer med cash break-even rater på ca. 40 000 USD dagen i følge noen kilder jeg har snakket med.

2 Båter blir levert i midten av januar.

Tipper de blir leid ut i 6-12 måneder til rundt +75 000 USD dagen. Dette blir de peeng av!

Neste triggerpunkt: Kontrakt på nybåtene og leveranse av nybåtene.

Fra side 11 i Q3 pres:

Expected Q4 TCE of ≈ $ 40k

Ok

Kveldens paretoanalyse sier;  With financing in place, cash break-even will be USD ~40,000/day for the new vessels

Bra analyse og nyttig info fra Arctic:

Arctic Buy

Market Cap: NOK 4029m

Price/Target: NOK 10.9/NOK 20.0

P/E 17: n.m.

P/E 18: 13.4x

EV/EBITDA 17: n.m.

EV/EBITDA 18: 7.9x

 

Q3/17: First read – FLEXible and attractive financing secured

·           Q3/17 earnings as expected – FLNG reported Q3/17 revenues of USD 9.8m, EBITDA of USD -4.1m and EPS of USD -0.01 vs Arctic estimate of USD 8.9m in revenues, EBITDA of USD -3.6m and EPS of USD -0.01.

·           Charter in tonnage – Two of the original four chartered in LNGCs were re-delivered during the quarter, while FLNG extended two of their TC-in vessels through Q1/18. While this was already known, FLNG announced securing profitable employment for these two vessels, though without mentioning any specific rate. Chartering in these units has so far resulted in losses in both Q2 and Q3, but it has undoubtedly helped FLNG establish a presence in the market and build an operational track record.  

·           First NB’s closing in on delivery – FLNG has 6x high-end LNG carriers scheduled for delivery over the next two years. 2x vessels will be delivered in Jan/18 from DSME, 2x SHI vessels are set for delivery in Q2 and Q3/18, while the remaining 2x from DSME are scheduled in Q2 and Q3/19.

·           Over delivering on financing – FLNG announced this morning having secured a USD 315m term loan facility (TLF) for the first 3x newbuildings, with an interesting and flexible structure. The tenor of the TLF is five years from the date of the last NB financed, and has a price of 285bps margin above Libor. The repayment profile is 20yrs for the first two years (facilitating a breakeven around USD 40k/day), and 18yrs thereafter. FLNG also has the option to swap vessels as collateral without having to refinance or incur associated costs, should FLNG be able to obtain alternative financing for individual vessels elsewhere. This is essentially a rolling financing for their NB’s hitting the water and trading spot. The USD 315m TLF equates to ~51% leverage on the cost price of the first 3x NBs, but 58% leverage on the last price FLNG paid for the 2019 deliveries. The TLF financial covenants are linked to balance sheet requirements (book equity greater than 25% of total assets and free cash higher than USD 15m and 5% of NIBD) rather than earnings, and the loan tranches can also be increased by up to USD 120m should longer term employment be secured for a vessel financed under the facility. Additionally, the USD 270m Sterna facility will be kept in place until 12 months after delivery of the final NB, and thereafter USD 30m will remain as working capital until maturity of the TLF. 

·           A word on chartering and strategy – FLNG will continue to evaluate chartering in third-party tonnage, but their primary commercial focus is clearly securing employment for their half a dozen newbuildings. No news was given in today’s report, but our view continues to be that FLNG will be a play on the tightening LNG shipping market, both through spot and LT charter exposure. FLNG also continues to actively look at further accretive opportunities, and is constantly evaluating opportunities in the charter, newbuilding and second-hand market – also with an eye on the FSRU space, but emphasis that it will not be on a speculative basis.

Arctic Buy reiterated.

Fra TradeWinds:

CHENIERE SNAPPER OPP MINST 7 LNG SKIP!

Is the rise in the trading of LNG cargoes set to change to way LNG carriers are fixed? Pictured, the Dynagas-controlled Clean Horizon Photo: ABB

Cheniere swoops in for LNG carrier charter haul

Rates firming as tonnage enquiries rise, vessel availability slims and a new dynamic grips the market

US LNG producer Cheniere Energy is being linked to a slew of LNG carrier fixtures, raising hopes that firming charter rates may strengthen further over the winter period.

 

Brokers report that Cheniere, which is understood to have floated initial enquiries for two existing LNG carriers and two newbuildings for a mix of hire periods, appears to have taken at least seven LNG ships on charter, although the details have yet to be clarified fully.

They say the vessels have been fixed for periods of 30 to 60 days, allowing them to undertake one to two voyages depending on discharge destinations.

Daily charter rates are said to vary, with some achieving levels in the $70,000-per-day range — a new high for this year.

 

Those tracking the business name the 160,000-cbm Golar Snow (built 2015) and 170,000-cbm floating storage and regasification unit Golar Tundra (built 2015) as being among those vessels rumoured to have been fixed to Cheniere.

In addition, they list the 159,924-cbm Energy Atlantic (built 2015), 159,800-cbm Maran Gas Troy (built 2015), Awilco LNG’s 156,600-cbm Wilforce (built 2013), TMS Cardiff Gas’ 159,800-cbm Corcovado (built 2014) and the Dynagas-controlled, 161,870-cbm Clean Horizon (built 2015).

 

Market observers say it is unusual to see such a clutch of LNG spot fixtures for a single charterer. But they add that the activity is an example of the new dynamic in LNG shipping as the market moves to a greater trading focus.

“I think it is going to be quite a ride for everyone,” one observer said.

 
Brokers trying to follow the activity this week say Cheniere, which traditionally has not commented on its LNG chartering activity, may want to make sure it has winter cover on tonnage as the market tightens in the Atlantic region.

Cheniere, which was reported earlier this month as being in talks with three shipowners over a seven-year time charter, is ramping up its LNG exports as it brings a fourth liquefaction train onstream at its Sabine Pass LNG production plant in Louisiana.

 

Others speculate that Cheniere could be lining up tonnage for customer Gail (India), which may not have put in place vessels for its initial shipments from Sabine Pass.

Gail signed a 20-year sale-and-purchase agreement for 3.5 million tonnes per annum of LNG in 2011 and, while it has since concluded a number of cargo swap arrangements, it has only fixed one vessel to lift these volumes.

Woodside ReesWithers ligger i Sabine Pass as we speak...

Er det ett av de innleide skipene til flex? Blir raten offentliggjort?

Ja de gjenværende innleide er Reeswithers og Pskov iflg siste selskapspresentasjon. Jeg følger dem bare på marinetraffic, kjenner ikke raten.

De er på TC til en bedre rate ut enn inn, så de tjener penger hver dag enten de ligger til ro eller forflytter seg.

Jeg tror Fredriksen er i dette segmented utelukkende for å irritere Trøim og Golar.

Det betyr med andre ord at rateutviklingen ikke har noen som helst betydning for INNTJENINGEN i FLNG i Q4, men får betydning når de får egne skip fra Q1 18.

Presisert etter innlegg nedenfor

Rateutviklingen vil vel ha noe å si for de bokførte verdiene (verdien på skipsstålet av kommende skip)?

Det har du selvfølgelig rett i.

Da er det bare å vente på eventuell melding fra Flex på ny charter. Regner med at aksjen ikke tar av før det, men da er d bare å handle på fortsatt hyggelig inngangsverdier. Som det går fram av diverse fora er mange tatt på senga fordi ingen forventet den drastiske ökningen av Lng skulle skje så kjapt, men med politikere som ønsker å legge ned kull er det mer eller mindre skyfritt for Lng de kommende åra. Det har jo vært mye snakk om at vi ser en oppgangs syklus som vil bestå i minimum de neste 2 år, men jeg tror dette vil vare minimum de neste 7-8 år.
Vi ser at det meste innen store energi kapasiteter som kraftverk, skipsfart, transport, husholdninger osv blir driveren framover. Verden vil ha mere ren energi så kull og olje vil lide en sikker død. Og selvsagt så framsnakker oljeindustrien om at det vil gå generasjoner før vår avhengighet minsker, men dette er å snakke for sin syke mor, olje og kull skal ut.

Mener vi vil passere 20 innen kort tid

Nordea hever kursmålet til 20kr idag.

FLNG: NORDEA HØYNER KURSMÅL TIL 20 (18)
Oslo (TDN Direkt): Nordea Markets oppjusterer kursmålet på Flex LNG-aksjen til 20 kroner fra tidligere 18, ifølge en oppdatering tirsdag.

"Vi hever i dag kursmålet på Flex LNG til NOK 20 (18) grunnet gode rater som følge av en økende kinesisk import av LNG. Importveksten er både strukturell, da det har vært en kraftig økning av gass i energimiksen, og sesongmessig ettersom flere byer nord i Kina bytter fra kull til gass om vinteren. Spotratene for moderne LNG-fraktere (av typen TFDE) nærmer seg 100.000 dollar pr. dag, mens for LNG-fraktere av typen MEGI (slik som Flex har) er ratene rundt USD 110.000 pr. dag", skriver meglerhuset.

HH, finans@tdn.no

TDN Direkt, +47 21 95 60 70