1ª Convenção ABEGÁS
Tendências do GNL no
cenário internacional
Ieda Gomes
Vice Presidente, New Ventures, S.
Asia
28 de março de 2008
Gás Natural na Matriz Energética
Mundial
Fonte – BP Statistical REview of World Energy 2007
Reservas Mundiais de Gás Natural
Russia e Oriente Médio contém ~ 80%
das reservas mundiais de GN
Ano Base 2006
Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007
Consumo de GN por região
Rússia e EUA são os maiores consumidores de gás natural
Principais Produtores e Detentores
de Reservas
10 maiores produtores de gás
700
600
10 maiores reservas de gás
400
300
60
200
50
100
40
UK
In
do
ne
si a
M
al
ay
Sa
s ia
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Tu
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m
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an
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n
Ca
na
da
US
A
Ru
ss
ia
0
Tm3
Bcma
500
30
20
10
Fonte – BP Statistical Review of World Energy 2007
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n
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ud
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ra
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UA
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Ru
ss
ia
0
Demanda Regional – preços atuais
Europe
100
90
90
90
80
80
80
70
70
70
60
60
60
50
bcfd
100
50
50
40
40
40
30
30
30
20
20
20
10
10
10
0
2005
0
2010
2015
2020
2005
0
2010
CAGR 1.4%
Other
•
•
•
•
Asia Pacific
100
bcfd
bcfd
US & Canada*
2015
2020
CAGR 1.9%
Res and Com
Industrial
Setor elétrico puxa demanda na América do Norte e Europa
Altos preços do carvão e limites de emissão de carbono favorecem gás.
Crescimento médio na Europa - Alemanha 0.5%, UK 1.4%, Espanha 3.4%, Turquia 5.7%.
Crescimento acelerado na Ásia em todos os setores: Japão 2.5%, Coreia 4%, India 9%, China 10%.
* Fonte – PIRA e BP
2005
2010
CAGR 4.9%
Power
2015
2020
Europe
Asia Pacific
USA & Canada*
100
90
100
90
80
90
80
70
70
80
60
70
50
60
60
50
bcfd
100
bcfd
bcfd
Demanda e suprimento por região
50
40
40
30
20
30
40
20
30
10
10
20
0
10
0
2005
2010
2015
2020
2005
2010
2015
2020
0
2005
Indigenous Production
Alaska, Mac Delta
2010
2015
Indigenous Production
Turkmenistan Pipeline
Indigenous Production
Algerian Pipeline
Libyan Pipeline
Iran Pipeline
Az Pipeline
Russian Pipeline
Expected Demand
• Todas regiões dependem de importações para suprir o deficit, particularmente Asia e
Europa
• Demanda de GNL cresce em todas as regiões
* Provisional – WoodMac data
2020
Destruição da demanda – preços,
atrasos...
WoodMac Evolução das Projeções
Dec 06
Oct 05
Jan 04
Nov 07
Comércio Internacional de GN
dominado por gasodutos
Países exportadores e pressão do
mercado doméstico
• Exportadores com
surplus em relação ao
mercado doméstico
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Austrália - GNL
Qatar – GNL e gasoduto
T&T - GNL
Canadá - gasoduto
Azerbaijão - gasoduto
Turkmenistão - gasoduto
Bolívia – gasoduto
Malasia – GNL e gasoduto
Rússia – gasoduto (GNL)
** potencial para ampliar GNL
• Exportadores com
crescente mercado
doméstico
–
–
–
–
–
–
–
Iran – gasoduto (GNL)
Nigéria - GNL
Indonésia - GNL
Egito – GNL e gasoduto
Argentina – gasoduto
Oman – GNL
Argélia – GNL e gasoduto
Importações de GNL em 2007
Importer
Exporter
38%
36%
Alaska
Australia
Brunei
Indonesia
Malaysia
Total Asia Pacific
mtpa
0.9
15.1
7.6
20.7
22
66.2
Abu Dahbi
Qatar
Oman
Total Middle East
5.7
24.4
8.5
44.1
Algeria
Lybia
Egypt
Trinidad
Nigeria
Equatorial Guinea
Norway
Total Atlantic Basin
Total Exports
Source: Poten, FACTS
18.6
0.6
10.4
14.8
16.1
1.5
0.1
62.2
172.5
Japan
Taiwan
China
India
Korea
Total Asia Pacific
mtpa
66.8
8.3
2.9
8.6
25.9
112.5
Belgium
France
Greece
Italy
Spain
UK
USA
Portugal
Turkey
Dom Republican
Mexico
Puerto Rico
Total Atlantic Basin
Total Imports
2.1
9.9
0.7
2.3
19
1
16.2
1.97
3.4
0.47
2.1
0.6
59.7
172.2
LNG corresponde a 8% da demanda mundial de gás
65%
Por que GNL?
• Alternativa mais econômica para transporte
de gás a longa distância
• Suprimento de consumo de ponta
• Maior flexibilidade para sistemas de
distribuição de gás natural
• Armazenagem sazonal
• Uso decentralizado em regiões remotas,
indústrias e veículos pesados
• Possibilidade de multi-suprimento, quando
comparado a gasodutos
• Mais rapido de implementar vis-a-vis
gasodutos
Cadeia de Valor do GNL evoluindo
para maior flexibilidade
UPSTREAM
LIQUEFAÇÃO
SHIPPING
REGASIFICAÇÃO
VENDAS
MODELO TRADICIONAL
 Vendedores e Compradores
com monopólio de mercado
MODELO EMERGENTE
 Vendas de GNL em
mercados líquidos
 Segurança de Suprimento
 Compradores aptos a pagar
“prêmio”
 Número crescente de
players
 Mercado spot e curto
prazo
 Papel das NOC’s
 Contratos Take or Pay, longo
prazo
 Financiamento de toda a
cadeia
…more complexity and more opportunity
Agentes na Cadeia de Valor do GNL
Traders Vittol, M. Stanley, Merryl Linch
“Developer”
“Integrated
major”
15
GNL - capacidade global
700
CAGR 2006-2020
World: 7 %
CAGR 1970 - 2006
World: 13%
600
Speculative
500
Probable
bcma
400
In
Development
300
200
Firm Supply
100
1970
Source : BP Analysis
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
2015
2020
Produção Mundial de GNL
350 mtpa
Fonte – BP e diversos
Capacidade Adicional de Liquefação
BP participating interest or contractual position
Rasgas T7, Qatargas 3
Qatargas 4, Peru, Brass, Libya exp, Angola
Yemen
Snohvit, Eq. Guinea, NLNG T6
Ras Gas T5
NWS T5, Tangguh, Sakhalin 2
SEGAS T1
150
NWS T4
170
ELNG T2, Ras Gas T4
190
ELNG T1
mtpa
210
Oman Qualhat, Darwin, ALNG T4,
NLNG Plus
230
RasGas T6, Qatargas 2
274
250
130
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
Q3
Q4
Q1
Q2
2004 2005 2005 2005 2005 2006 2006 2006 2006 2007 2007 2007 2007 2008 2008 2008 2008 2009 2009 2010
Source : BP internal analysis based on publicly available data (Sept 2006)
Fluxos de GNL pós 2010
Norway
Russia
Alaska
Sakhalin
Middle East
Algeria
Trinidad
E. Guinea
Egypt
Nigeria
S. America
Angola
S.E. Asia
Australia
Infra-estrutura de GNL em construção
“Over capacity”? 300 mtpa em 2015
North America Regas Capacity
UK Regas Capacity
50
250
200
Teeside
Dragon
Hook
IOG
30
20
bcma
LNG Imports
10
150
100
50
0
2000
2005
2010
-
2015
2000
Continental Europe Regas Capacity
2010
2015
World LNG Vessel Fleet
250
350
300
Other Probables
250
Portugal
Greece
200
Turkey
Italy
150
Belgium
Fleet Projected per Order Book
No of Vessels
200
150
100
France
Spain
50
LNG Imports
100
50
2010
2015
2010
2005
2000
2000
Source : National Grid, PIRA, BP & Industry Estimates
1990
0
-
1970
bcma
2005
1980
bcma
40
Other Probable
Sabine Pass
Golden Pass
Freeport
Cameron LNG
NorthEast Gateway
Canaport, New Brunswic
Baja Energía Costa Azu
Lake Charles
Energy Bridge (Offshore
Everett
Cove Point
Altamira
Elba Island
LNG Imports
Plantas de Liquefação em operação
capacidade nominal)
Algeria
20.8 mtpa
Australia
18 mtpa
Brunei
6.7 mtpa
Egypt
12.2 mtpa
Equatorial Guinea
3.4 mtpa
Indonesia
29 mtpa
Libya
3.2 mtpa
Malaysia
19.8 mtpa
Nigeria
17.8 mtpa
Oman
10.9 mtpa
Qatar
30.2 mtpa
Trinidad & Tobago
15 mtpa
UAE ( Abu Dhabi
5.7 mtpa
Norway
4.1 mtpa
USA
1.4 mtpa
Total
~ 198 mtpa
(
Terminais em operação comercial
Japan
23 terminals
60 mtpa
China
1 terminal + 1 in construction
3.7 mtpa + 3 mtpa
South Korea
5 terminals
22.5 mtpa
France
2 terminals + 1 in construction
12 mtpa
Spain
6 terminals
20 mtpa
Taiwan
1 terminal
5.5 mtpa
USA
5 terminals ( one floating)
22 mtpa
Italy
1 terminal
2.6 mtpa
Belgium
1 terminal
3.2 mtpa
Turkey
1 terminal
2.5 mtpa
Portugal
1 terminal
3.3 mtpa
India
2 terminals + 1 in construction
7.5 mtpa + 5 mtpa
Greece
1 terminal
2 mtpa
D. Republic
1 terminal
0.7 mtpa
Mexico
1 terminal + 1 in construction
3.6 mtpa
Puerto Rico
1 terminal
0.5 mtpa
UK
2 terminals ( 1 floating) + 2 in const.
3.3 mtpa
Total ( 2006)
51 terminals + several in construction
184 mtpa
Mercados Emergentes de GNL
Mexico, Chile, Brasil, Argentina, Holanda, Alemanha, Africa do Sul, Dubai,
Kuwait, Paquistao, Tailandia, Cingapura
Origem e destino das vendas
spot/curto prazo
Asia Pacific domina o consumo
Spot:
Inverno rigoroso em 2006
Problemas com usinas nucleares
no Japão
Entrada da India no Spot
Atlantic Basin domina o suprimento
Spot
Fonte - FACTS
Exemplo de Swap
Asia Pacific
Preço - $ 10
USA
Preço - $ 6
$ 0.50
$ 1.40
Europa
Preço - $ 7
Contrato
Longo prazo
T&T
$ 0.70
Oportunidade Spot
$ 1.50
$ 1.0
Netback T&T
USA: $ 6- 0.5 = $ 5.5
Europa: $ 7 – 1 = $ 6
Oriente Médio
Netback
$ 7 – 0.7 = $ 6.3
Netback
$ 10 – 1.5 = $ 8.5
Exemplo de otimização de fluxos
Conceito de “Trade Web”
Asia Buyer
Buys an additional cargo to meet
unforeseen demand
Spanish Terminal Operator
Date swap with 2 ships
US Terminal Operator
Cover throughput costs
Middle East Seller
Diverts cargo from Europe to Asia
LNG Seller A
Originally, Cargo destined for US
Bought replacement gas in US
Original Trade Flow
Fonte - BP
Optimised Trade Flow
Asia – Preços divulgados pela
imprensa
•
•
Rasgas II (2.1 mtpa) & Qatargas III – proposto (2.3 mtpa) para Kogas:
16% JCC + 0.88 ($US).
Qatar para Chubu Electric (Japão)
17% JCC + (US $1.05 - $1.45)
Fonte – Poten and Partners e diversos
EUA –preços divulgados na imprensa
• Nigeria LNG T7 / Brass
LNG
88.5% to 90% HH $
mmbtu price.
• Yemen LNG
85% HH in $3 to $4
mmbtu HH range.
87.5% HH at $6 mmbtu
HH market price and
above.
• Equatorial Guinea
83.5% HH up to $4.50
mmbtu HH
Source – Poten and partners
Preços indicativos de GNL no mercado spot
• HH mar 08: $ 9.3/mm BTU
• NBP mar 08: $ 10.6/mm BTU
• Gasoduto fronteira
Alemanha: $ 9.06/mm BTU
• Recentes preços spot $/mm
BTU:
–
–
–
–
–
Japão 14-15
India 13-14
Mexico 12
Turquia 18-19
Korea 14 -15.5
• Asia – contratos recentes
indicando 16 a 17% JCC,
sem cap
Conclusões
• Desafios: disponibilidade de suprimentos e altos custos
• Suprimento de GNL apertado nos próximos 5-7 anos
– Atrasos na maioria dos projetos em construção
– Somente 3 projetos FID nos últimos 2 anos – Peru, Angola e Pluto
• Ásia vai puxar a demanda por falta de outras alternativas
• Mercados emergentes dispostos a pagar preços de mercado
– Chile, Argentina, Brasil, Tailândia, Cingapura. Paquistão, India e
China negociando preços > $ 10-12/mm BTU
• Qatar negociando altos preços em troca de firmar parte de seus
suprimentos flexiveis – almeja paridade com petroleo
• Atendimento ao mercado doméstico inibirá projetos de
exportação em diversos paises produtores.
• Altos custos de produção viabilizam novos projetos @ petróleo>$
60-70 por barril
• Indústria começa a buscar soluções flexíveis e mais baratas –
floating LNG
• Viabilização e investimento de produção de gás doméstico será
fundamental para o crescimento da indústria do gás
Back up
Aumento dos Custos de Produção
700
Liquefaction Costs
$/tonne of installed capacity
600
500
400
300
200
100
0
1990
1995
2000
2008
Recenttly
Sanctioned
Based on Actual Final Costs
Projetos tornam-se menos atrativos
2010
2010
New Brownfield*
Year of Startup
New Greenfield*
Based on Estimated Final Costs
* Consultants estimates
Investimento na Cadeia de Valor
GNL
• E&P
– $ 2 a 6 bilhões
• Liquefação
– $ 400-500/ton: brownfield
– $ 600-1000/ton: greenfield
• Navio Metaneiro
– $ 225 a 280 millhões ( 3 a 8 navios por
projeto)
• Terminal de GNL e regaseificação
– $ 500 milhões a $ 1 bilhão
– Custo total de um projeto de GNL - $ 4 a 17
bilhões
Gasodutos vs. GNL
Altos custos de produção ... menores
netback ao produtor
$/mm BTU
2002
2006
Preço no Hub
EUA
4.35
6.0
Regaseificação
0.35
0.50
Shipping
1.25
1.35
Liquefação
1.25
2.0 – 3.0
Transporte
1.0
1.0
Netbacks ao
produtor
0.75
0.15 a 1.15
Fonte – Princeton e BP
Suprimento menor que demanda
mtpa
West of Suez
500
500
350
Asia Pacific
450
450
400
mtpa
400
Capacity
Supply
350
300
300
250
250
200
200
150
150
100
100
50
50
0
0
2005
2008
2010
Capacity
Supply
2005
2008
2010
Fatores geopolíticos ou atrasos em
projetos
• Diversos projetos sofreram atrasos ou
problemas no suprimento
– Gorgon, Sakhalin, T&T, Egito, Iran
• Moratória de novos projetos em Qatar
• Acesso a novos suprimentos tem sido dificil
– Termos fiscais e papel dos Governos
• Projetos mais caros requerem um maior
numero de sócios para diluir riscos
– Processo decisório mais lento e complicado
• Complexidade no trato ambiental - NIMBY
• Governos querem manter gás para mercado
doméstico em lugar de exportar – 1:3
Projetos de Grande Porte necessitam de
reservas substanciais
bcfd
Plateau
1.50
Tail gas
1.00
0.50
Build-up
0.00
5
10
15
10 Mt/a por 20 anos requer
Tail gas e consumo de gás na planta
Reservas totais
20
25
10 tcf
2 a 3 tcf
12 a 13 tcf
38
Floating LNG
Fonte: Excelerate
Mercado e Estrutura de Preços
• Existem 3 estruturas de preços nos mercados de GN
e GNL
• Mercados Spot (mercados líquidos com predominância de
trading): EUA e Canada e parte do suprimento britânico.
– EUA – Henry Hub e Socal ( Califórnia)
– UK – NBP ( National Balance Point)
• Contratos indexados ao petróleo – Europa Continental,
importadores de GNL na Asia, contrato Brasil-Bolívia
– JCC – Asia Pacific
– Brent - Europa
• Mercados regulados pelo Governo – normalmente se aplica
ao suprimento voltado ao mercado doméstico -Oriente
Médio, África, América do Sul, Asia.
– Preços fixos indexados à inflação
Valor hipotético de um contrato de
GNL
• Um contrato de 1 mtpa (1.3 Bcma) por 20
anos:
– 3.5 milhões m3 por dia (~25% do consumo
atual da Comgás)
– 20 mtpa em 20 anos ( 26 Bcm)
– Preço médio do GNL = $ 7/mmBTU
– Transporte por navios de 135000 m3
– Cada carga de GNL vale $ 21 milhões
– Número de cargas/ano: 16
– Valor do contrato (20 anos): $ 7 bilhões
Caracterização das Regiões
Atlantic Basin
• Américas, Europa
Ocidental e África do
Norte e Ocidental
• Mercados mais
líquidos
• Contratos de longo
prazo coexistem com
curto prazo e spot
• Terminais
dimensionados para
GNL de menor PCS
(exceto Espanha, que
é muito flexível)
Asia Pacific
• Australásia e Costa Oeste
das Américas
• Contratos de longo prazo
são a norma. Spot e curto
prazo começam a
despontar.
• Compradores tradicionais –
Japão, Coréia, Taiwan
coexistem com
compradores emergentes India e China
Oriente Médio permite atender tanto Atlantic Basin como Asia Pacific
América do Norte domina a
expansão do GNL
• Demanda de gás nos
EUA
– 700 bcma
• Mais de 50 terminais
propostos ou
planejados
• Capacidade em 2010
– Golfo Mexico – 110
bcma
– Costa Leste – 85 bcma
– Costa Oeste – 35 bcma
– Total – 230 bcma
• Provavel excesso de
capacidade
– 40 – 60 bcma
Baixos preços desencorajam
exportações para USA
51 Terminais Existentes
e Propostos na Europa
Operational 13
Under Construction 6
Proposed Expansion 8
Proposed New Projects 12
Speculative 12
45
43
15 14
44
41
20
42
21 2
1
3
30
31
29
28
47
16
8 22
4
26
9
5 25
7 23
50 Tenerife
51 Gran Canaria
40
18
10
34
33
19 35
36
48
12
17
6 24
32
39
46
38
37
11
13
27
49
Operational
1. Zeebrugge: 4.5 bcma, Belgium (Fluxys/Tractebel)
2. Grain: 4.4 bcma, UK (National Grid)
3. Montoir: 4.5 bcma, France (GdF)
4. Fos sur Mer: 10 bcma, France (GdF)
5. Barcelona: 10 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
6. Cartagena: 7.88 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
7. Huelva: 10 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
8. Bilbao: 3.25 bcma, Spain (BP/Uni Fenosa/Iberdrola/EVE)
9 Sines: 5.2 bcma, Portugal (Galp Atlantico)
10. Panigalia: 3.5 bcma, Italy (ENI)
11. Revithoussa: 2 bcma, Greece (DEPA)
12. Marmara Ereglisi: 5.2 bcma, Turkey (Botas)
13. Aliaga: 6 bcma, Turkey (Colagoglu) (constructed but not operational)
Under Construction
14. Dragon LNG (2007): 6 bcma, UK (Petroplus/BG/Petronas)
15. South Hook (2007): 10.5 bcma, UK (Exxon/QP)
16. Reganosa (2007): 3.5 bcma, Spain (Union Fenosa/Endesa)
17. Sagunto (2006): 8.7 bcma, Spain (Union Fenosa/Iberdrola/Endesa)
18. Fos Cavaou (2008): 8.25 bcma, Spain (GdF)
19. Rovigo (2008+): 8 bcma, Italy (Exxon/QP/Edison)
Proposed Expansion
20. Zeebrugge Phase 1 (2007): 5.5 bcma, Belgium (Fluxys/Tractebel)
21. Grain Phase 1 (2009): 9 bcma
Grain Phase 2 (2011): 6 bcma, UK (National Grid)
22. Bilbao Phase 1 (2009): 5 bcma, Spain (BP, Uni Fenosa, Iberdrola, EVE)
23. Huelva Phase 1 (2006): 1.8 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
24. Cartagena Phase 1 (2006): 1.4 bcma
Cartagena Phase 2 (2006): 1.3 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
25. Barcelona Phase 1 (2006): 2.15 bcma
Barcelona Phase 2 (2007): 1 bcma, Spain (Enagas/Gas Natural)
26. Sines Phase 1 (2007+): 3.3 bcma, Portugal (Galp Atlantico)
27. Revithoussa Phase 1 (2007): 6.4 bcma, Greece (DEPA)
Proposed New Projects
28. Wilhelmshaven (2010+): 10 bcma, German (Eon)
29. Eemshaven (2010+): 5 bcma, Holland (Essent/CoP)
30. LionGas (2010+): 6 bcma, Holland (Petroplus)
31. GATE (2010+): 6 bcma, Holland (Gasunie/Vopak)
32. Brindisi (2009): 8 bcma, Italy (Enel/BG) fully approved
33. Rosignano Marittimo(2009): 4.1 bcma (Edison/BP/Solvay)
34. Livorno(2009+): 3.75 bcma, Italy (OLT Offshore Toscana)
35. Trieste (2010+): 8 bcma, Italy (Gas Natural)
36. Monfalcone(2010+): 8 bcma, Italy (Endesa)
37. Taranto(2010+): 8 bcma, Italy (Gas Natural)
38. Syracuse (2010+): 8 bcma, Italy (Shell/Erg)
39. Porto Empedocle (2010): 8 bcma, Italy (Nuove Energie)
Speculative
40. Gdansk: 5 bcma, Poland (PGNIG)
41. Teeeside: N/A, UK (CoP/Norsea)
42. Canvey Island: 5 bcma, UK (Centrica/Osaka Gas/ Colar Gas)
43. Angelsey: N/A, UK (Cantaxx)
44. CATS: N/A, UK (Excelerater Energy)
45. Combia: N/A, UK (Stag Energy)
46. Gioia Tauro, Calabria: N/A, Italy ( Gioia Tauro Oil)
47. Le Louvre: N/A, France (Le Louvre Port)
48. Krk: 8 bcma, Croatia (Eon)
49. Vassiliko: N/A, Cyprus (Govt./Power Authority)
50. Tenerife: N/A, Spain
51. Gran Canaria: N/A, Spain
Last updated: 2006
Tipos de Contratos de GNL
• Contratos de Longo Prazo – “Sales and Purchase
Agreement”(SPA)
– 2 a 20 anos
– Usualmente 10 a 20 anos
• Contratos de Curto Prazo
– Até dois anos – mas com obrigações de entrega
• Contratos Spot – “Master Supply Agreement”
– Sem obrigação de entrega
– Contém as Cláusulas de um SPA, exceto quantidades,
preços, qualidade e datas de entrega
– “Confirmation notice”
85% do GNL é comercializado em contratos de longo
prazo, pois os projetos de GNL ainda necessitam de
âncoras para serem financiáveis
Definição de mercado spot
• Segundo o GIIGNL
(International Group of
• Liquefied Natural Gas
Importers), mercado spot
refere-se às transações
com contratos inferiores a
4 anos
• O US Department of
Energy classifica o
comércio de GNL segundo:
• Spot – cargas on-off
• Curto Prazo – menos de 2
anos
• Longo prazo – mais de 2
anos
• Spot market e curto prazo
representam
• 15% das vendas de GNL
em 2006
Spot market tem consistido de
excesso de capacidade e desvio de
volumes de contrato de longo
prazo
Fonte – FACTS, GIGNL, USDoE
Formulas de Preço
Fórmula usual na Asia
• P(LNG) = ax + b
– X = cesta de petroleos importados pelo Japáo, ou JCC.
• US$JCC ~ US$WTI – US$1.00 per barrel
• a e b são negociados e refletem a paridade com o
petróleo e os custos de transporte .
• Curvas em “S”
• Tetos e pisos
• Preço tradicionalmente pago pelo Japão
– P(LNGcif ) = 0.1226JCC + 1.2367
• 100% de paridade com petróleo – “a” = 0.17
Formula Usual no mercado americano
• P(LNG) = a*HH