LNG Business In India

2016

Topics

• Gas Demand / Supply Balance in India.• Sector wise demand & sensitivity to price.• Pricing of LNG ( Henry Hub , NBP, Long term )• Pipeline Infrastructure.• Regasification Terminal Infrastructure  • LNG FSRU

GAS DEMAND AND SUPPLY BALANCE

Business Environment

The share of natural gas in the energy mix of India is expected to increase to 20% in 2030 as compared to 11% in 2010.

The natural gas demand is all set to grow significantly at a CAGR of 6.8% from 242.6 MMSCD in 2012‐13 to 746 MMSCD in 2029‐30.

LNG imports in India are expected to increase from 44.6 MMSCD in 2012‐13 to 214 MMSCD in 2029‐30. The increase of LNG imports would translate to significant increase in LNG tonnage requirements

2010

2030

Coal

Oil

Gas

Hydro

Nuclear

Coal

Oil

Gas

Hydro

Nuclear

Natural Gas Supply/ Demand 

146167

196

244

300

367384 389 394 400

431 437 442 448 454 461 467 471

243265

290326

378409

438465

490516

545571

598626

654684

714746

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Supply (MMSCD)

Demand (MMSCD)

SECTOR WISE DEMAND

Consolidated segment wise demand MMSCD 2012‐13 2016‐17 2021‐22 2026‐27 2029‐30

Power 86.50 158.88 238.88 308.88 353.80

Fertilizer 59.86 96.85 107.85 110.05 110.05

City Gas 15.30 22.32 46.25 67.96 85.61

Industrial 20.00 27.00 37.00 52.06 63.91

Petrochem/Refinery 54.00 65.01 81.99 103.41 118.85

Sponge Iron Steel 07.00 08.00 10.00 12.19 13.73

TOTAL 242.66 378.06 516.97 654.55 746.03

Power and fertilizer sectors is expected to remain highly sensitive to the price at which the entities in these sectors are able to procure gas.

The demand from other consuming sectors (Industrial user segment and city gas distribution) is expected to remain relatively resistant to the price levels at which gas becomes available

Consolidated source wise supply of Natural Gas 

MMSCD 2012‐13 2016‐17 2021‐22 2026‐27 2029‐30

Domestic  Sources 101.1 156.7 182 211 230

LNG Imports 44.6 143.0 188 214 214

Gas Imports 0 0 30.0 30.0 30.0

Total 145.7 299.7 400 454 474

LNG imports in the country would rise steadily. Since domestic gas production has not kept pace as envisaged in the plan , LNG imports needs to be enhanced in order to maintain adequate natural gas supplies.

The steady increase of LNG imports would create demand of LNG tonnage (bringing LNG to India).

Note: 3.6 MMSCD = 1 MMTPA 

Price Sensitivity Analysis for Indian LNG Market 

LNG Price (MMBTU) DEMAND(MMSCD)

UTILIZATION

16‐17 USD 45 Industries , CNG for Transportation

13‐14 USD 91  Additionally Refineries & Industrial Power Generation

11‐12 USD 126  Additionally Peak Shaving Power Plants

8‐10 USD 203  Additionally Base Load Power Plant & Fertilizers

PRICING OF LNG

Gas Pricing  (Index Based )

• In North America Henry hub (A trading location near Louisiana) is considered as the bench mark price for gas market and hence any LNG pricing is reference to Henry hub pricing 

• Typically LNG pricing in UK market was linked to NBP (national balancing point) a virtual trading location for sale and purchase of natural gas.

Latest LNG DES Price (West India ) :  6.45 USD / MMBTU (SPOT LNG )

Long Term LNG Pricing – Relationship With Oil

• LNG pricing linearly linked to crude oil price is the traditional LNG pricing formula in Asia 

• PLNG = A * P Crude Oil   + B 

Where PLNG    = Price of LNG in USD/MMBTUA       = Slope of LineP Crude Oil  = Price of crude oil in USD/ BBLB       =  Constant in USD/MMBTU

• Typically A = 0.125 to 0.16 and B= 0.70 to 0.90

• At A = 0.16 and B = 0, LNG is equivalent to crude oil in USD/MMBTU terms

LNG Pricing – Linear Formula – A typical Case 

LNG Value Chain CostsExploration & Production

Liquefaction Shipping Regasification & Storage

$0.5‐$1.0 /  MMBTU $0.8‐1.20/MMBTU $0.4‐ $2.5 / MMBTU $0.3‐$0.5 / MMBTU

Total Cost = $ 2.00  ‐ $ 5.20    Total with 30% Cost escalation = $ 2.60  ‐ $ 6.30 

PIPELINE INFRASTRUCTURE

Pipeline InfrastructureUniform Coverage of31382 KM / Capacity 782MMSCD by Year 2022

Challenges in creation of Pipeline Infrastructure

• Resistance from farmers & land owners.• Forest & Environment Clearances.• Lack of customers for expensive RLNG in theplanned pipeline routes.

• Political Issues.

REGASIFICATION TERMINALS

LNG Terminals Operational / Under Construction

2014 2017 2020

Operational MMTPA MMTPA MMTPA

Dahej Petronet LNG 10.0 15.0 20.0

Hazira Hazira LNG (Shell/Total)   3.5 5.0 5.0

Dabhol RGPPL 3.3* 5.0 5.0

Kochi Petronet LNG 5.0 5.0 5.0

Total 21.8 30.0 35.0Under Construction 2018 2020

Ennore IOCL / TIDCO 5.0 5.0

Mundra GSPC/Adani 5.0 5.0

Gangavaram Petronet LNG 5.0

Total 10.0 15.0

Grand Total 21.8 40.0 50.021

Probable LNG Terminals 

2020* Remarks

Possible MMTPA

Kakinada GAIL / GDF Suez  /Shell 2017/18  5.0 FSRU

Kodinar HPCL / Shapoorji   2019/20 5.0 Onshore

Jaffarabad Swan Energy 2018/19 5.0 FSRU 

Dhamra  Adani / IOC/ GAIL 2019/20 5.0 Onshore

Kolkata Hiranandani (H Energy) 2018/19 5.0 FSRU

Grand Total 25.0

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Ennore LNG

Dabhol

Kochi

Hazira

Dahej

GAIL & Shell FSRU

Mundra

Adani (Dhamra)

H Energy FSRU

SWAN FSRU

India’s LNG Terminal & Natural Gas Pipeline Infrastructure

Gangavaram 

Conclusion

• The LNG imports are gradually going to tripleover the years ( at present 14. 5 MMTPA) .

• Pipeline infrastructure is key to growth of LNGimports.

• Pricing concerns remains but reliability andenvironmental concerns including supportfrom Government will enhance affordability ofRLNG in the country.

LNG FSRU

STS

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FSRU

• An FSRU is a LNG vessel, moored at a location.• It has the capability to accommodate the berthing of LNG vessels for transferring cargo.

• It stores LNG and then regasifies LNG from storage.

• It conditions the vaporized LNG in order to meet the gas quality conditions specified by the market.

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FSRU

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FSRU

• It connects to the delivering pipeline and meters send‐out and accounts for process boil‐off.

• It provides for the necessary monitoring and control systems to ensure safe and reliable operation

• It has accommodation facilities  for the FSRU crew that work round‐the‐clock.

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Why a FSRU ?

• Ability to provide high pressure gas directly from the ship into land‐based gas distribution networks .

• Reception terminal and the land‐based gasification & distribution facility not required. 

• Ability to provide Gas/Clean energy to small and remote locations .

• Circumnavigates facility planning constraints and allows gas to be provided in locations where safety and environmental considerations apply  Energy / Gas needs but NIMBY (“Not in my back yard”) .

• Possibility to deploy the unit rapidly where needed (Summer/Winter)

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Disadvantages of FSRU• Vulnerable to supply disruptions during heavy weather when LNG tankers are unable to berth at an FSRU.

• Operational risks during bad weather.• Faster deterioration of FSRU when compared with a shore based terminal.

• Periodical maintenance (Dry docking) could disrupt supply of R‐LNG for a couple of weeks. 

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FSRU Issues • FSRU terminals receive same degree of scrutiny from Government regulators as their shore based counterpart.

• Opposition from recreational and commercial fishing interest on grounds that FSRU’s ORV will harm marine flora and fauna.

• Security issues, FSRU could be a target to a terrorist attack.

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LNG Transfer for FSRU in Offshore Environment

• FSRU  : Moored using either a yoke or a turret system 

• (A) Submerged Turret Loading  (deep water)• (B) Yoke Mooring System (shallow water)

• GBS ( For Shallow Depths): Rests on the sea bed  

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FSRU using a Submerged Turret Loading

• Turret permits the FSRU to weathervane as wind and sea conditions dictate.

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Submerged Turret Loading

• LNG is regasified directly on the tanker and transferred from the tanker using the Submerged Turret Loading (STL) buoy system.

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Yoke Mooring System

• YMS is attached to the stationary mooring tower and consists of the jacket, the mooring head and the yoke. The jacket is a tubular steel structure with four legs that attach to four piles driven into the seafloor. The mooring head on top of the jacket supports the tubular steel yoke that connects to the FSRU. The yoke has a ballast system that acts as a counterweight and restores the FSRU to equilibrium. The YMS is the preferred technology choice for mooring vessels similar to the FSRU in shallow waters, i.e. 90 feet.

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Yoke Mooring System

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Cargo transfer from LNGC to FSRU 

• Side by Side mooring.

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Gravity Based Structure (GBS)

• GBS, comprised of concrete structures that sit on the sea bed and contain the LNG storage tanks.

• The concrete caisson will provide the secondary containment in the event of a leak in the primary tank. 

• This application requires that the facility be located in relatively shallow water .

• No requirement for a mooring, as the entire structure rests on and is supported by the sea floor.

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Gravity Based Structure

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LNG Transfer Options for FSRU in Harbour Conditions

Side by side berth using flexible.

Side by side berth using chikson.

Across a berth

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LNG Transfer Options

• Side by Side berth using cryogenic flexible

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LNG Transfer Options

• Side by side transfer using chicksons.

42

LNG Transfer Options

• Across a berth

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Regasification Process

• The equipment for regasifying the LNG, along with gas turbines for electricity generation, are located on the FSRU’s deck. Most common type of LNG Vaporisers in use are as follows :

• 1) Shell and Tube type Vaporizers (STVs),• 2) Open Rack Vaporizers (ORVs),• 3) Submerged Combustion Vaporizers (SCVs),• 4) Combined Heat and Power units with SCVs, and• 5)  Other types, i.e. Ambient air‐Heated Vaporizers.

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Factors for choice of Regasification Technology

• The most significant factors for consideration for an FSRU regasification technology are:

• Availability and quality of seawater,• Size of equipment relative to deck space available

• Capital cost and fuel cost, and• Environmental issues such as air and water emissions

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Source

• Report for Broadwater FSRU project.• Advanced production and loading (STL) website / written material by STL .  

• Lloyds LNG Seminar hand out.

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Question and Answers

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