Sikora: Czy dostawy LNG z USA zwiększą konkurencję na rynku gazu? (ANALIZA)

13 października 2016, 07:30 Energetyka

ANALIZA

dr Andrzej  Sikora

Instytut Studiów Energetycznych Sp. z o. o.

W najnowszym raporcie dotyczącym rynku skroplonego gazu ziemnego, Qatar National Bank (QNB) prognozuje, że na rynku LNG przynajmniej do 2020 roku będzie panowała nadpodaż. Uruchomienie nowych projektów LNG w Australii, Stanach Zjednoczonych i Rosji spowoduje znaczną nadwyżkę zainstalowanej mocy i jej wzrost prognozowany jest na około 8% rocznie do 2020.

Jak wynika z danych Energy Aspects Ltd. już od 2017 roku, obok katarskiego, nigerskiego czy algierskiego LNG, mogą pojawić się znaczne ilości amerykańskiego skroplonego gazu ziemnego pochodzącego z formacji łupkowych. Pierwszy transport amerykańskiego, „łupkowego LNG” dotarł do Brazylii. Tym samym, flagowy projekt Cheniere Energy Inc., Sabine Pass, stał się pierwszym terminalem LNG, z którego wypłynął w świat gaz ziemny pochodzący z amerykańskich niekonwencjonalnych złóż. Według International Gas Union około 20% światowego LNG trafi do Europy, a Wood Mackenzie Ltd. twierdzi, że ponad 55% z całego „łupkowego” LNG będzie wysłane do Europy od 2020 roku(1). Warto popatrzeć na mapę. Czas dostawy LNG z projektowanego w Maine Searsportw USA do Kłajpedy to tylko 9 dni, a z Kataru to ok 20 dni. (Pierwszy transport 20 listopad do 11 grudzień, a droga wodna wokół Europy liczy około 14 tys. km. Trasa prowadzi przez m.in. Kanał Sueski, Cieśninę Gibraltarską, Kanał La Manche i Cieśniny Duńskie.)

Czy dostawy LNG z USA mogą stanowić realną alternatywę dla dotychczasowych dostawców w regionie?

Z badań Instytutu Studiów Energetycznych prowadzonych w lipcu i sierpniu 2015(2) roku wynika, że dla zakontraktowanych wolumenów LNG, dla budowanych i planowanych terminali skraplających w Stanach Zjednoczonych, mniej więcej do 2020 roku wielkości te są niemal tożsame, bowiem dotyczą one praktycznie w całości jednostek, które są w trakcie budowy (100% pewności). Warto zauważyć, że te terminale mają już zakontraktowane, z reguły na 20-25 lat (3), 97,5% budowanych mocy skraplania. Wolne pozostało zaledwie około 1,7 Mtoe (ca. 2 mld m3/rok) w instalacji Sabine Pass. Długoterminowe kontrakty zabezpieczają też 90% mocy w jednostkach z dokumentacją FEED. Lepiej (w sensie dostępnych mocy) wygląda sytuacja dla terminali będących w trakcie procesu opracowania FEED – zarezerwowano dotychczas około 25% planowanych mocy (16 Mtoe). Podobnie (30% mocy) wygląda też stan kontraktacji dla terminali znajdujących się w fazie przygotowania do FEED. Co ciekawe, podpisano już długoterminowe kontrakty na dostawy rocznie prawie 22 Mtoe (25 mld m³/rok) LNGz terminali dopiero proponowanych, co może świadczyć o dużej determinacji kupujących lub bardzo korzystnej ofercie ze strony podmiotów oferujących surowiec, które chcą w ten sposób zwiększyć szanse na realizację projektów.

Czy LNG z USA może być konkurencje cenowo dla dostaw gazu gazociągami?

Warunki do zakupu amerykańskiego gazu LNG dla Europy stają się coraz bardziej korzystne, a ekonomicznym uwarunkowaniem powinien być dzień 22 czerwca br. Ogłoszony 42 dniowy przestój zatłaczania gazu ziemnego do największego w Wielkiej Brytanii magazynu Rough (4) spowodował skok kwotowań notowanego na brytyjskiej giełdzie NBP kontraktu Winter 16 (zima 16) do poziomu 6,411 dol./mmBtu. Cena była na tyle wysoka, że pozwoliła nie tylko pokryć klasyczną opłatę dla eksportu czyli: 115% ceny gazu na Henry Hub lecz także 2,25 dol./mmBtu opłaty technicznej za skroplenie gazu ziemnego (5) zapisanej w kontrakcie (2011r.) między Cheniere i Shell oraz fracht, a dodatni spread cenowy wyniósł 0,119 dol./mmBtu.

Oczywiście, powyższa informacja powinna być traktowana tylko jako przykład i bardzo ważna ciekawostka, lecz wprost pokazuje jak zwiększą się: po pierwsze konkurencja i rywalizacja między dostawcami LNG, a po drugie jak ogromny wpływ na europejską cenę gazu ziemnego od Gazpromu może mieć i już ma amerykański gaz ziemny.

Z analizy Instytutu Studiów Energetycznych wynika jednak, iż Polska płaci dziś za gaz z Rosji nie więcej niż 200 dol./1000m3 i nie mniej niż 190 dol./1000m3. Oznacza to, że przy cenie w na poziomie 3,5 dol./mmBtu (około 129,5 dol./1000m3) za amerykański gaz i przy cenie 200 dol./1000m3 za gaz rosyjski „polska różnica” wynosi około między 70,5 a 60,5 dol./1000m3 (Tab. 1).

Pamiętając, że sama opłata techniczna za skroplenie wynosi dziś 2,25 dol./mmBtu, a to około 83,25 dol./1000m3, czyli znacznie przewyższa uzyskaną różnicę na cenie samego surowca. Dodatkowo, odbierając LNG w Świnoujściu trzeba doliczyć jeszcze polskie stawki za regazyfikację skroplonego gazu ziemnego, które zostały przyjęte 2 czerwca br. przez prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.

Stawka za świadczenie usług długotrwałych określona została na poziomie 0,0086 zł/kWh (stawka opłaty stałej) oraz 0,0005 zł/kWh (stawka opłaty zmiennej) (6). Czyli około 1,1 €/MWh (7).

„Kontraktowa cena rosyjskiego gazu dla Ukrainy w trzecim kwartale 2016 roku wyniesie 167,57 dolarów za 1000 m³, poinformował prezes Gazpromu Aleksiej Miller podczas konferencji po posiedzeniu akcjonariuszy koncernu. Według niego Gazprom wystawił już Naftogazowi wstępny rachunek za paliwo.[…] W czerwcu Naftogaz zwrócił się do Gazpromu z wnioskiem o wznowienie dostaw gazu na Ukrainę w okresie od drugiej połowy 2016 do kwietnia 2017 roku. Ukraińska spółka zaproponowała Gazpromowi aby podpisać aneks do kontraktu gazowego, który obowiązywałby przez najbliższe trzy kwartały i uwzględniał ekonomicznie uzasadniony poziom ceny paliwa, jakim jest według Ukraińców ,,cena na hubie minus koszty przesyłu” (8)

By amerykański gaz mógł pojawić się w Polsce jego cena w punkcie Henry Hub powinna być znacznie poniżej 2 dol./mmBtu lub jak pokazał przykład brytyjski, niskie dziś europejskie ceny na giełdach musiałby się odbić. Ważne jest również polityczne nastawienie Gazpromu, oraz przede wszystkim to jak nisko może zejść ze swojej ceny, by blokować konkurentów z gazem LNG w Polsce i europejskich portach. Kto dziś pamięta lata 2002-2004, gdy w Polsce płaciliśmy za 1000 m³ gazu z kierunku wschodniego (bo to nie był tylko gaz rosyjski…) około 110 USD….

 

dol./ mmBtu	dol./ 1000m3	200 dol./1000m3	195 dol./1000m3	190 dol./1000m3	180 dol./1000m3	177,6 dol./1000m3
2	74	126	121	116	106	103,6
3,5	129,5	70,5	65,5	60,5	50,5	48,1
3,8	140,6	59,4	54,4	49,4	39,4	37
4	148	52	47	42	32	29,6
4,2	155,4	44,6	39,6	34,6	24,6	22,2
4,5	166,5	33,5	28,5	23,5	13,5	11,1

 

Tabela 1. Analiza ceny amerykańskiego gazu oraz różnicy w odniesieniu do ceny rosyjskiego gazu, Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych

Czy problemy w negocjacjach dot. TTiP nie przeszkodzą w ew. szybkim zawieraniu umów?

W mojej ocenie TTiP nie zostanie podpisany szybko, a już na pewno nie za kadencji prezydenta Obamy. Obecnie w krajach Unii Europejskiej znajduje się 20 terminali regazyfikacyjnych, o łącznej mocy bliskiej 200 mld m3 rocznie (Rys.1.). Moc ta jest wykorzystywana jedynie w niewielkiej części (zwykle do 30%), gdyż wszystkie terminale regazyfikacyjne są budowane z dużą nadwyżką mocy. Wielkość importu gazu skroplonego w ostatnich latach przedstawia Tabela . Import LNG do Europy prowadzony jest z krajów Zatoki Perskiej, Algierii, Trynidadu i Nigerii.Jeśli chodzi o Stany Zjednoczone na wschodnim wybrzeżu znajdują się cztery terminale importowe, o łącznej mocy regazyfikacyjnej 41 mld m3/rok, a cztery terminale eksportowe (skraplające, moc ok. 30 mld m3/rok) są w fazie budowy (Rys.2.) (9) . Ponad 30 kolejnych terminali eksportowych jest obecnie na różnych etapach poprzedzających budowę (od „rozważanych” po organizację finansowania). Historyczne wielkości importu LNG przez Stany Zjednoczone przedstawia Tabela . Natomiast 4 zawiera terminale eksportowe – budowane lub planowane – znajdujące się na wschodnim wybrzeżu (czyli potencjalnie umożliwiające eksport do Europy).

Rys. 1 Terminale regazyfikacyjne LNG w Europie

Źródło: Breaking Energy, http://breakingenergy.com/2014/08/04/in-ukraine-crisis-wake-geopolitics-and-a-case-for-european-lng-import-terminals/

 Tabela 2 Wielkość importu gazu skroplonego przez kraje UE (mld m3/rok)

Rok	2000	2005	2010	2015	2020
Import	30	42	78	42	80

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych: Eurostat, IHS

Rys. 2. Terminale LNG w Stanach Zjednoczonych
Źródło: Oil&Gas, http://www.oilandgas360.com/cameron-lng-set-become-largest-u-s-export-facility/

Tabela 3 Wielkość importu gazu skroplonego przez Stany Zjednoczone (mld m³/rok)

Rok	2000	2005	2010	2015	2020
Import	2,7	7,4	5,0	0,9	1,8

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych: Energy Information Authority

Jak już wspominano pojawiająca się nadwyżka w bilansie gazowym Stanów Zjednoczonych (ok. 100 mld m³ w roku 2020) będzie (prawdopodobnie) eksportowana właśnie w postaci LNG.

 Tabela 4 Terminale eksportowe (skraplające) LNG na Wschodnim Wybrzeżu USA

Terminal	Moc skraplania (mln. ton/rok)	Moc skraplania (mld m3/rok)
W budowie
Sabine Pass LNG	18,0	24,8
Cameron LNG	12,0	16,6
Freeport LNG	13,2	18,2
Cove Point LNG	5,3	7,3
Proponowane, mające zgodę FERC*
Corpus Christi LNG	13,5	18,6
Magnolia LNG	8,0	11,0
Jordan Cove	6,0	8,3
Oregon LNG	0,5	0,7
Sabine Pass LNG (Phase III: Trains 5-6)	9,0	12,4
Lake Charles LNG	5,5	7,6
Golden Pass LNG	15,6	21,5
Gulf LNG	11,5	15,9
CE FLNG	7,2	9,9
Mississippi River LNG	2,0	2,8
Calcasieu Pass LNG	10,0	13,8
Gulf Coast LNG	45,0	62,1
South Texas FLNG	8,0	11,0
Main Pass Energy Hub FLNG	24,0	33,1
EOS LNG	12,0	16,6
Barca LNG	12,0	16,6
Delfin LNG	13,0	17,9
Waller Point LNG	1,5	2,1
Texas LNG	2,0	2,8
Gasfin LNG	1,5	2,1
Annova LNG	7,0	9,7
Monkey Island LNG	12,0	16,6
Proponowane, brak zgody FERC
General American LNG	4,0	5,5
Live Oak LNG	5,0	6,9
Rio Grande LNG	27	37,3
Port Arthur LNG	10	13,8
G2 LNG	14	19,3
Cameron LNG T4-5	8,0	11,0
Alturas LNG	1,5	2,1

(*)FERC: Federal Energy Regulatory Commission

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych: Energy Information Administration, marzec 2015

Skalę inwestycji w Stanach Zjednoczonych najlepiej pokazuje Rys. – ok. 3/4 rozważanych na całym świecie do budowy terminali skraplających znajduje się właśnie tam. Oczywiście nie należy oczekiwać realizacji wszystkich tych projektów.

Rys. 3 .Sumaryczne moce skraplające terminali LNG w podziale na regiony świata (mln ton/rok)
Źródło: International Gas Union, World LNG Report – 2015 Edition

Widać wyraźnie, iż potencjał konsumpcyjny rynku europejskiego jest zdecydowania większy i jego otwarcie przyniesie większe korzyści firmom amerykańskim, niż zniesienie barier w USA dla słabujących firm z Europy. Ale należy podkreślić, iż zdecydowana większość (96%) skroplonego gazu z budowanych obecnie amerykańskich terminali eksportowych jest już zakontraktowana na rynki wschodnioazjatyckie (głównie Japonia, brak kontraktów do Chin). Objęcie krajów UE umową o wolnym handlu mogłoby być zachętą do skierowania do Europy części gazu z dotychczasowych kontraktów (co może być interesującą alternatywą dla eksporterów w obliczu potencjalnych problemów gospodarki chińskiej i zmniejszonego zapotrzebowania na gaz w Japonii, w przypadku pełnego powrotu do energetyki jądrowej). Z drugiej strony, „bezproblemowy” eksport LNG do Europy mógłby przyczynić się do powstania dodatkowych terminali eksportowych LNG, budowanych z myślą o rynku europejskim.

W rezultacie umowa TTIP mogłaby znacząco wzmocnić „czysty” efekt gazowej rewolucji łupkowej w USA, doprowadzając do napływy większych ilości gazu do Europy, co przyczyniłoby się do zmniejszenia różnicy w cenach między USA i UE oraz większej dostępności gazu w Europie (a pośrednio poprawiłoby sytuację Polski w negocjacjach z dotychczasowymi dostawcami gazu). W rezultacie nie należy się spodziewać, iż gaz ziemny znacząco zwiększy swoją rolę w generacji energii elektrycznej w Polsce – przy prognozowanych cenach węgla i gazu (także w postaci LNG) koszt generacji gazowej może zrównać się z energetyką węglową dopiero gdy cena uprawnień do emisji CO2 znajdzie się na poziomie 40-50 EUR/tonę. Dlatego też wpływ tańszego gazu ziemnego (amerykańskiego LNG) na polską energetykę (inwestycje w generację gazową) będzie prawdopodobnie mniejszy niż można było wstępnie oczekiwać. Jak z tego wynika, umowa TTIP nie będzie miała również większego wpływu na sektory energochłonne.

 (1) Sikora A., Sikora M., „Polska powinna włączyć się w wyścig po LNG z USA” (Poland should stand in line for U.S. LNG), Biznes Alert, 4.03.2015

(2) Sikora A., Sikora M., „LNG wyrusza na poszukiwanie nowych rynków” (This puts much more LNG at sea, literally, in search of markets), CIRE, 21.01.2016

(3) Jedyny krótszy okres to 2 letni kontrakt na sprzedaż LNG do Indii z terminalu Sabine Pass T2.

(4) http://af.reuters.com/article/commoditiesNews/idAFL8N19F1B7

(5) http://www.lngworldnews.com/shell-takes-first-sabine-pass-cargo-under-long-term-deal/

(6)  http://www.polskielng.pl/biuro-prasowe/aktualnosci/wiadomosc/artykul/201452/

(7) https://biznesalert.pl/rz-pgnig-bedzie-na-razie-jedynym-klientem-gazoportu-w-swinoujsciu/

(8)  https://biznesalert.pl/niska-cene-ukraina-wznowi-zakupy-gazu-gazpromu/

(9) Jeden działający terminal eksportowy – Kenai LNG – znajduje się na Alasce.