增长领域:气化和液化天然气发电项目

增长领域:气化和液化天然气发电项目

2017年2月15日

在可能成为液化天然气进口国的国家,液化天然气市场已从对液化的关注转向了再气化站。活动正在增加。

这些项目将如何安排和筹集资金?主要风险是什么?我们决定仔细看看。

市场转移

在短短几年内,美国LNG液化行业就取得了令人瞩目的增长。

直到2009年,该行业才基本不存在,当时仅阿拉斯加的Kenai液化天然气项目正在运行,该项目的产能为每年150万吨,没有其他宣布的液化项目正在开发中。

到2016年1月,正在建设的五个项目的总年产能为6200万吨,正在宣布的另外30个项目正在等待最终投资决定,这些项目的总年产能为每年3.2亿吨。

一个月后,美国的第一批LNG调试货物从Cheniere Sabine Pass出口码头出发,驶向一群欢呼的工人,Cheniere高管和政府官员。

鉴于美国LNG液化行业的快速增长很大程度上是基于与全球和亚洲承购方签订的长期合同的实力,急于利用两者之间的差异,因此首批货物已从名为“亚洲视野”(Asia Vision)的船上起飞似乎是适当的。亚洲的液化天然气价格是路易斯安那州亨利中心的五到六倍。然而,《亚洲展望》的发往目的地不是韩国或日本,而是巴西。它的处女航程也许更有效地象征了液化天然气贸易的迅速,发展和全球性,而不是对美国液化天然气出口行业起步的颂歌。

在2013年至2016年之间,天然气价格在国内(从2013年11月在亨利中心的每百万英热单位3.64美元降至2016年6月的每百万英热单位2.59美元)和在国际范围内(从2013年11月在东京降落的液化天然气的每毫米英热15.40美元每立方英热)降至4.55美元mmBtu(2016年6月)。同时,全球标称液化能力已从2009年底的每年2.544亿吨增加到2015年底的每年3.015亿吨,预计到2016年初将在2021年之前再增加44%达到每年4.355亿吨,其中大约一半来自美国在建的液化设施。

结果,新的长期承购合同的市场转向了买方的青睐,而其他液化项目的开发也变慢了。

买方市场现在引起了人们的关注,这些国家在许多国家转向再气化和液化天然气发电项目,其中许多是全球液化天然气贸易的新手,进口液化天然气的能力有限或没有。一年前,只有33个国家进口了液化天然气。到2025年,这一数字预计将增长到50多个,而新的进口商将使全球需求每年增加1.5亿吨。

所有权和融资结构

再气化设施是指陆上或海上码头,称为“浮动存储再气化装置”或“ FSRU”,用于对油轮带来的液化天然气进行气化。

再气化设施所有者通过购买液化天然气和出售天然气或通过向终端用户出售能力来赚取收入。液化天然气发电一体化项目是指既对液化天然气进行气化,又产生电力出售给偷窃者或在现货市场出售的项目。

然后,阈值结构考虑因素是,是否有可能基于其天然气或通行费收入将再气化设施作为独立实体进行融资,或者是否仅可将再气化设施与相关的发电厂一起作为集成的液化天然气转化为资金进行融资。电力项目。

一般而言,再气化设施单独融资的可能性取决于接受国天然气下游市场的实力以及项目贷款人承担项目风险的意愿。因此,新的进口国中的再气化设施更有可能作为发电厂的主力租户或再气化设施完全专用于发电厂的液化天然气发电一体化项目获得资金。

存在三种可能的融资结构。

在最基本的结构中,作为真正的液化天然气发电一体化项目,发电厂和再气化站由同一实体拥有,并由同一出借方提供资金。这是最不灵活的结构,最有可能用于不希望再气化设施向任何其他客户提供天然气的较小项目。

另一种结构包括拥有再气化设施和发电厂的单独的专用车辆,这两个项目由共同的贷方共同资助。从贷方的角度来看,此安排是液化天然气发电的综合项目,但再气化所有者和电力项目所有者将达成公平的收费安排或天然气销售协议。这种结构的变化可能涉及两种特殊用途的工具,即对贷款承担连带责任,或者使用控股公司向两种特殊用途工具之上的一级借贷,或者采用转贷安排。如果再气化设施对未来的客户具有额外的能力,而下游市场目前不存在,则更可能采用这种结构。此类项目的贷款人可能要求再气化设施所有者和电厂所有者的多数所有权和控制权相同。但是,将来,如果下游市场发展,则可以单独为该项目的两条腿进行再融资,并可以分割所有权。

最后,再气化设施和发电厂可以分别拥有和融资。在天然气市场发达的国家中,再气化所有者拥有多个潜在客户的国家更有可能进行单独融资。

在这种结构中,再气化设施和发电厂的股权和控制权不一定相同。此类项目的贷款人将需要评估复杂的项目间风险。如果电厂在其担保日期之前未实现商业运营,则再气化贷款人将需要仔细分析电厂的项目进度表和违约赔偿金。他们还需要考虑更多潜在的再气化客户的市场,并商讨充分的债权人保护措施,以确保在再气化贷方取消抵押权的情况下,要求电厂继续履行其义务。发电厂的放款人将需要对再气化项目的施工进度表和可能的违约赔偿金进行类似的分析,并商定对立的相互保护措施。如果再气化项目未按时完成,发电厂贷款人还需要分析发电厂从另一来源购买天然气或使用另一种燃料(例如柴油)进行操作的能力。

FSRU诉陆基码头

液化天然气发电项目的开发商必须决定是采用陆基码头还是FSRU。

陆基终端更加永久,可以构建以提供更大的存储容量。它们通常还具有较低的持续运营成本。但是,陆上终端的建造成本通常比FSRU高,并且建造周期更长。

另一方面,FSRU可以通过在短短12个月内改装现有LNG油船或通过建造新船来建造,这通常需要24到36个月的建造时间。 FSRU可以更快速地转换燃料,更适合陆上空间限制,并且可能需要更少的许可证。

FSRU是液化天然气世界中增长最快的部门,通常在没有现有天然气市场的新进口国中受到青睐。

2015年,埃及,约旦和巴基斯坦增加了基于FSRU的进口设施,2016年哥伦比亚和波兰也增加了。陆基航站楼。加纳和克罗地亚的航站楼原本计划为陆上航站楼,但据报道,此后改用了FSRU。

考虑到当前对FRSU的需求,即使在没有下游天然气市场的国家中,FSRU也有可能与相关的电力项目分开融资,并且如果发电厂无法实现商业化,则FSRU放贷者将部分依赖于重新部署FSRU的能力。操作。

其他问题

再气化和液化天然气发电项目的发展由于全球可用的液化天然气数量和有竞争力的价格而在不断增长。

但是,再气化和液化天然气发电项目为新的进口国带来了更多好处,包括能够快速增加发电量,缓解风能和太阳能项目引起的间歇性问题以及解决严重依赖柴油的国家的环境问题燃料或煤炭。对于南非和巴拿马等国家,再气化项目被视为发展国内天然气市场的潜在催化剂。

结果,再气化项目通常会得到政府的大力支持,但它们是复杂的项目,对于潜在的发起人或贷方来说,其他考虑因素可能也会发挥作用。

发展下游天然气市场的存在或潜力就是这种考虑之一。

如果采用联合融资结构,则当地律师将不得不权衡适当的税收结构和第三方对终端容量的访问权,并确认许可条件不会阻止资产的交叉抵押。

还需要分析其他问题,包括燃油价格风险,交易对手的信誉,合同条款以及许可和房地产权利。典型的油气项目与液化天然气发电一体化项目之间的区别在于,由于交易对手和共享设施数量众多,分析变得更加复杂。再气化项目和发电厂可能由不同的承包商建造,需要分析指责风险。不可抗力条款必须通过天然气供应协议,终端使用协议和电力购买协议进行追溯,以分析在拒绝天然气供应时是否可能根据电力购买协议或终端使用协议产生罚款。对于发展中国家的项目,审查美元化和外汇规则至关重要。

适当分配了这些风险的再气化和液化天然气发电一体化项目已获得成功的融资。他们可能至少在未来几年内仍将是增长领域。