Gas goes global

Unlike the highly liquid global oil market, natural gas has always been traded regionally. Asia, Europe and North America represent three different gas markets with their own unique dynamics.

Regional gas markets

Asia is very reliant on LNG (liquefied natural gas) imports. Natural gas demand significantly outstrips low levels of domestic production. Prices spiked after the Fukushima Daiichi disaster in 2011 when Japan began importing record volumes of gas for electricity generation to replace the output of nuclear power plants that were shut down.

North American gas production has always been strong, but exploded over the past few years. Hydraulic fracturing (or fracking) activity and the discovery of significant shale gas reserves halved North American gas prices between 2010-11. Prices remain at historic lows today. Henry Hub in Louisiana, where North American gas is physically delivered as well as virtually traded, is the world’s most liquid spot and futures market for natural gas. North America’s well-developed pipeline infrastructure also minimises transportation costs and promotes access to the market. And a high degree of competition lowers the barriers to entry.

Europe’s numerous trading hubs are still developing and are yet to match Henry Hub’s liquidity. Until recently the majority of European wholesale gas buyers maintained long-term contracts with mega-suppliers – namely Russia’s Gazprom and Norway’s Statoil. According to the Oxford Energy Institute, 2015 was the first year that more than fifty-percent of gas trades in Europe took place on the spot market. Demand has yet to return to pre-2008 levels and is still soft across the continent, but prices remain consistently higher than in the US.

Gas producers rely on pipeline infrastructure to connect supply with demand centres. This is why North America’s shale gas revolution and the subsequent decline in natural gas prices have not affected European prices – no pipeline crosses the Atlantic. But, LNG can easily be shipped between the continents. Why then are the world’s two biggest gas markets still disconnected?

Intercontinental LNG trade

LNG (liquefied natural gas) is made by cooling natural gas to -162ºC. This transformation to liquid shrinks the volume of the gas 600 times, making it safe and easy to ship. LNG is colourless, odourless and non-toxic. Nevertheless, the added cost of liquefaction, sea transportation in specialised vessels and regasification at the destination has so far limited global arbitrage opportunities.

Yet, a barrage of new LNG investment over the past few years has lead some to speculate that natural gas markets are globalising. The International Energy Agency claims that global liquefaction capacity will increase by forty-five percent between 2015 and 2021, with most of this growth coming from the United States and Australia. If this glut makes enough cheap LNG available then North American and European gas prices might slowly converge.

In February, the Cheniere Energy LNG terminal at Sabine Pass between Texas and Louisiana was the first to begin exporting. In anticipation of a LNG supply glut Eastern European countries, including Poland and Lithuania, have been building regasification terminals. Lithuania is testing floating regasification technology – offshore plants connected by pipeline to the shore. Spain, being part of a peninsula, is isolated from the European continent’s pipeline network. Historically, this has made it an important destination for LNG cargoes. In fact, the economic downturn since 2008 created an opportunity for Spanish buyers to reload LNG cargoes and sell them in Asia where prices are higher. This churn enhances liquidity. Otherwise, LNG is injected into the network all over Europe. There are important regasification terminals in the Mediterranean: Italy, Greece and France, as well as north-western Europe: the UK, the Netherlands and on France’s west coast.

US LNG producers are increasingly flexible too – offering variable volume contracts or FOB (free-on-board) cargoes. Variable volume contracts permit buyers to increase or decrease the amount of gas they take depending on their needs. They may purchase extra volumes to take advantage of high spot prices – reselling the LNG cargo or trading gas locally. Or they may reduce their volume off-take when local demand is low. FOB means a buyer has not yet been found nor locked into delivery. An LNG cargo leaves the liquefaction terminal and can be bought and resold “on board”. The cargo may eventually be dumped in a spot market at a loss if a buyer can’t be found, but LNG suppliers’ willingness to send out FOB cargoes shows liquidity to be improving.

Not yet a single market

European countries are keen to reduce their dependence on Russian gas for political reasons. However, uncertainty remains as to whether US LNG can compete with Gazprom on price.  Analysts at the Oxford Energy Institute estimate Gazprom’s cost of delivering gas to Germany to be 3.5 USD per mmbtu (million British thermal unit). Whereas the break-even price for the cheapest US LNG supplies is around 4.3 USD per mmbtu – even with Henry Hub still trading at historic lows. Gazprom, Europe’s largest gas supplier, has significant spare production capacity and some of the lowest cost production in the world. Given these conditions, LNG traders are unlikely to win a price war on the continent.

In sum, greater supply and liquidity in the global LNG market offers some opportunities for arbitrage between the continents and provides European gas buyers with options. This does have the potential to disrupt Europe’s monopolies and introduce greater competition into the market.  Yet, LNG and pipeline gas markets are not one and the same. Whilst the price gap persists, gas markets will retain their regional characteristics.


 

COP21 à Paris : les acteurs prennent leur place

Le 30 novembre, des représentants des nations du monde arriveront à Paris avec l’intention d’établir un accord global pour lutter contre le changement climatique. À Copenhague en 2009, le manque d’inputs des participants avant la conférence avait freiné les efforts des négociateurs danois et la COP15 s’était terminé sans accord. Cette fois-ci, les coordinateurs français ont impliqué les participants en amont, en leur demandant de définir des engagements volontaires avant le colloque COP21. Un appel auquel 190 pays ont répondu. Cette approche est flexible et adaptable aux particularités de chaque pays, mais elle engendre un engagement endogène à la fois. Des études en sciences politiques stipulent que l’on est plus susceptible de respecter des règles lorsque l’on a aidé à les mettre en œuvre.

Ainsi, les propositions des grands pollueurs, la Chine et les Etats-Unis, restent à ce jour les plus importantes et reflètent aussi une nouvelle situation politique. Des politiques visant à mieux respecter l’environnement sont devenues plus facile à justifier. En 2030, les chinois prévoient d’atteindre leur pic de consommation de charbon, le combustible fossile le plus polluant, et diminueront leurs émissions de CO2. En parallèle, cela permettra à la Chine de réduire sa pollution atmosphérique extrême afin de limiter les maladies respiratoires associées. Par ailleurs, le « Plan d’Energie Propre » du Président Obama réduira les émissions du secteur électrique américain d’un tiers par rapport au niveau de 2005. Cela équivaudra à retirer 166 millions de voitures du marché. Pourtant, les Etats-Unis réduiraient quand même les émissions GHGs grâce à l’explosion de la production de gaz de schiste.

Parmi les propositions de pays participants à la COP21, nombreuses sont celles visant à diminuer les émissions par le biais des énergies renouvelables.  En Allemagne, les énergies renouvelables sont la fondation même de la transition énergétique. Les autres pays européens briguent également un mix énergétique dominé par les énergies renouvelables. Cela encourage la recherche et le développement des technologies de l’énergie propre, plus efficaces et abordables. L’infrastructure, les outils financiers, les solutions techniques sont aujourd’hui manquants et leur mise en pratique requiert du temps et des fonds. Ainsi, l’on atteindrait une économie européenne plus verte, plus durable, plus noble, mais à l’horizon 2050.

D’ici là, l’Europe doit s’attaquer au charbon: le pire ennemi de la lutte contre le changement climatique. Sa combustion produit le double d’émissions par rapport au gaz naturel, en revanche le charbon est peu coûteux et peut suppléer l’intermittence des énergies renouvelables.

Le gaz naturel, pour sa part, répond également à l’abondance de demandes et à l’intermittence de l’éolien et du solaire sur le réseau électrique. En réalité, l’infrastructure énergétique actuelle répond aux besoins des centrales de charbon et de gaz et est déjà en place à des coûts non récupérables pour les investisseurs. Ainsi, il n’est pas possible d’adapter toutes les infrastructures, ni les mécanismes du marché, aux besoins des énergies renouvelables d’un seul coup sans gros choc économique. Le gaz naturel est le substitut le plus évident du charbon restant, nous permettant de switcher assez efficacement vers un combustible à l’intensité en CO2  moindre. Chaque 1% de la production globale de charbon substituée par le gaz naturel, peut nous faire économiser les mêmes émissions des GHGs  que s’il y avait une augmentation de 11% de la production énergétique des énergies renouvelables.[i]

Le gaz naturel peut nous accompagner pendant la transition vers un futur vert, car celui-ci n’arrivera pas tout de suite. Pourtant sans une augmentation importante du prix du CO2, le gaz naturel restera probablement plus cher que le charbon en Europe. Ces conditions économiques empêchent que la consommation du charbon diminue plus vite. Cela met en danger la capacité des européens à atteindre leurs objectifs de réductions des émissions GHGs.

Ceci est encore plus important dans les pays défavorisés car l’énergie est le moteur du développement économique. L’électrification de l’Afrique sub-saharienne et de l’Asie du Sud améliorera les vies de milliards de personnes. En Europe et en Amérique, l’industrialisation nous a permis de mener à une qualité de vie incroyable par rapport à nos ancêtres. Pourtant, si les pays moins développés à ce jour suivent le même chemin, l’effet sur la planète et le climat sera apocalyptique. Cependant il est extrêmement injuste et impossible de nier leur droit au développement.

C’est pour cette raison que l’Inde est un participant crucial pour la COP21. Ce pays sera le moteur de la croissance pendant les prochaines décennies, comme la Chine l’a été durant les précédentes. L’Inde sera aussi plus peuplée que le Chine dans quelques années. Le charbon constitue environ 40% du mix énergétique tandis qu’environ 25% de la population vit toujours sans électricité. Le charbon de bois et le bois, étant peu coûteux, ils restent des sources d’énergie très importantes. Leur combustion produit du monoxyde de carbone qui est fatal pour les humains à l’inhalation. De plus, un mélange des GHGs très puissants est émis lors de la combustion, y compris les particules, le dioxyde de soufre et le CO2.  Les indiens ont besoin d’une énergie moderne et propre.

A ce jour, la plupart de pays développés est parvenue à découpler la croissance économique et la croissance de consommation énergétique. Au cours du siècle dernier, celles-ci ont augmenté en tandem lorsqu’un pays s’est industrialisé. L’Inde doit se développer en délaissant les combustibles fossiles pour passer directement aux énergies propres: il faut un saut technologique. 

Les indiens ont annoncé leur intention de produire 40% de leur électricité de façon renouvelable d’ici à 2020. À part la Chine, l’Inde était la seule à bloquer un accord global à la COP17 de 2011. Son engagement récent rend la probabilité d’obtenir un accord à Paris très probable, mais l’aspect financier reste important. Le saut technologique nécessaire pourra se réaliser grâce à l’importation des nouvelles technologies et grâce aux investissements étrangers. À Copenhague, 100 milliards de dollars, chaque ans jusqu’à 2020, étaient consacrés aux pays défavorisés pour soutenir le développement des énergies propres, efficaces et renouvelables. Cela doit être encore ratifié à Paris. La Grande Bretagne et la France sont parmi les pays qui ont déjà augmenté leurs engagements financiers. On peut donc s’attendre à des résultats tangibles.

L’épineuse question qui reste concerne les pays qui ne bénéficient pas de l’influence des grands moteurs de croissance économique, surtout les îles nations qui souffrent déjà face à l’élévation du niveau de la mer et l’augmentation de cyclones plus violents. Est-ce que les représentants du monde se soucieront d’eux à la COP21?


 

[i] According the BP’s 2014 Annual Energy Outlook

 

What the frack?

The US shale revolution is a hot topic these days. It’s one reason  America recovered faster than Europe following the 2008 global financial crisis. But what is shale gas and shale oil? And what’s all the controversy about?

Fracking 101

Hydraulic fracturing, abbreviated to “fracking,” technology is not new. It’s been around since at least the 1920s. It simply got cheaper and easier to do in the last ten years. Basically, instead of drilling multiple wells to extract gas or oil from underground rock formations, water or a mix of chemical lubricants is injected into the ground at very high pressure to shatter or “frack” the surrounding rock and increase yield from the well. This can be done several times at different intervals along the well shaft. The gas then travels up the well shaft and is collected at the surface.

Fracking can also be carried out horizontally as sketched in the diagram below. Rather than drilling several vertical wells down into the same shale rock layer, the well turns a corner and follows the hydrocarbon producing rock.

fracking-diagram

Shale gas is the same organic compound we refer to when we say natural gas – primarily methane. Shale actually refers to the porous rock within which gas is trapped. Generally shale, but sometimes sandstone. It’s like a solid sponge which shatters under the high-pressure injections of water and releases gas.

The most profitable shale “plays” (industry-speak for a geological area containing underground shale gas reserves) are described as “wet” because they also contain crude oil. This liquid hydrocarbon is called shale oil or light, tight oil being trapped in the porous rock and very high quality crude.  [i]

The shale gas revolution

Small and medium-sized producers began fracking in the United States several years ago. Enormous shale plays were discovered in Pennsylvania (Marcellus), Texas (Eagle Ford), and North Dakota, Montana (Bakken). All very profitable whilst international oil prices were high. Since the US gas pipeline network is so well developed it was easy to market the associated natural gas.

The gas market was flooded with diverse new supplies – decreasing gas prices at physical trading hubs substantially. This was a huge boon for industry. Cheaper energy has made US exporters more competitive whilst Europe continues to struggle with higher gas prices and economic recession.

It was heralded as a golden age of gas. This was good news for US greenhouse gas emissions too. Emissions have decreased since gas became more competitive with cheap, but polluting coal in the electricity sector. Additionally, some fuel-switching has occurred with natural gas replacing petrol in a limited number of cases in the transportation sector. This is no small achievement. The US transportation sector is overwhelmingly the greatest source of greenhouse gas emissions in the world.

Could the shale gas revolution happen in Europe?

Two factors allowed US production to take off the way it did. Firstly, in the United States mineral wealth is privately owned. Meaning whatever you dig up and find in the subsoil beneath your property belongs to you. This is why we have the stereotype of a Texan oil baron. A lucky farmer that strikes oil on his ranch keeps one hundred percent of the profits. (Best practice is to hide your find from your neighbours for as long as possible, lest they get digging as well).

In Europe governments retain mineral and mining rights. There is much less incentive for small-time producers to drill for hydrocarbons outside of the United States. Despite your capital investment, the profitability of the project is unpredictable.

Second, the industry was almost completely unregulated when it got started. The wells were already pumping gas and turning a profit before proper regulatory oversight came into play.

Fracking companies have been targeted with accusations of poisoning aquifers. Aquifers are a subsoil layer that must be drilled through to reach shale rock formations below. This is also referred to as groundwater – frequently a natural source of water for rural and urban communities.

There have been cases of the chemicals used during fracking processes leaking into the groundwater in parts of America. Very toxic lubricants were used to make the wells more productive in the early days. Nowadays shale gas producers are willingly reporting the chemicals they are using, (previously considered a commercial secret,) to try and regain the American public’s confidence. And a properly reinforced well should not be leaking into an aquifer for any reason. It’s eventually been made harder for frackers to get the right permits to go ahead with new projects.

Proper geological imaging to ensure wells are drilled far from sensitive fault lines, as small earth tremors have been linked to fracking processes, and regulations regarding water use in drought-prone areas have emerged too.

There are shale basins in Europe, notably in France, Poland and the UK, quite close to dense population centres. If proper regulation oversees the production process chemical leakage and earth tremors are totally avoidable. Nevertheless, the conditions that shaped a shale gas revolution in America are still unlikely materialise in Europe.


[i] This should not be confused with oil shale, which is kerogen. Kerogen rock needs to be heated up to extract crude oil. This is a very different and more expensive industrial process.