font_preload
Energetyka Gaz 1 lipca, 2016 godz. 13:15   
REDAKCJA

Nadchodzą ciekawe czasy? Rośnie atrakcyjność LNG na spocie (ANALIZA)

LNG Al Nuaman Gazowiec Al Nuaman

ANALIZA

Andrzej P. Sikora, Mateusz P. Sikora

Instytut Studiów Energetycznych Sp. z o.o

Gaz System poinformował o udanym odbiorze pierwszego w polskiej historii skroplonego gazu ziemnego LNG zakupionego przez PGNiG w formule spot. Technicznie, odbiór skroplonego gazu ziemnego i zatłoczenie go do zbiorników, trwało zaledwie 21 godzin [1]. Norweski metanowiec „Arctic Princess” opuścił już Świnoujście i kieruje się do norweskiego terminala LNG Hammerfest gdzie ma dopłynąć około 3 lipca br. [2].

Najważniejszą zmienną, która wpłynie na to kiedy i jak często, kolejne, zakupione w formule spot metanowce, mogą pojawić się w polskim terminalu to przede wszystkim cena surowca
i KLIENT odbiorca, który zamówi dodatkowe ilości gazu.

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 (Tab. 1.), Stanach Zjednoczonych i Rosji(!) (Tab. 2.) spowoduje znaczną nadwyżkę zainstalowanej mocy i według przywołanego scenariusza jej wzrost wyniesie około 8% rocznie do 2020 (Rys. 1.).

wykres
Rys. 1. Światowy popyt na LNG oraz nadwyżki zainstalowanej mocy skraplającej gaz ziemny [mln t].

Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych; Źródło: U.S. Department of Energy, Źródło: Boston Consulting Group, Goldman Sachs, International Energy Agency and QNB Economics forecasts.

Jest oczywiste, że Katar obawia się utraty wpływów na rynku LNG, a jest to dziś przecież największy światowy eksporter skroplonego gazu ziemnego. Raport QNB słusznie podkreśla, że niskie ceny ropy naftowej i w konsekwencji niskie ceny gazu ziemnego opóźnią budowę infrastruktury będącej obecnie w fazie wczesnych projektów bądź w fazie projektów inżynierskich. Zakłada on jednocześnie, że projekty będące aktualnie w budowie zostaną ukończone, co w konsekwencji wpłynie na nadpodaż LNG na świecie. Co ważne, prognozowany wzrost zapotrzebowania na około 6% rocznie do 2020 nie pozwoli na utrzymanie równowagi rynkowej.

 

Project

Moc

(mln m3/d)*

Planowane oddanie do użytku

Gorgon

59,47

2016

Gladstone LNG

14,16

2016

Australia Pacific LNG

14,16

2016

Ichthys

33,98

2017

Prelude

14,16

2017

Wheatstone

33,98

2017

Razem

167,07

 

Tabela 1. Projekty terminali LNG w Australii 2016-2017, Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych;

Źródło: www.energyanalyst.co.uk (dostęp 28.06.2016)
*liczone wg wzoru 1 bn cfd = 28316846,6 m³)

 

Operator

Lokalizacja

Moc

(mln m3/d)*

Planowane oddanie do użytku

Gazprom

Baltic

36,81

2021

Gazprom

Sakhalin 3

19,82

2021

Gazprom

Murmansk

45,31

Shelved zawieszony

Gazprom

Shtokman

28,32

Shelved zawieszony

Gazprom

Vladivostok Phase I

19,82

Delayed opóźniony

Gazprom

Vladivostok Phase II

19,82

Delayed opóźniony

Razem Gazprom

169,90

Novatek

Yamal I

19,82

2017

Novatek

Yamal II

19,82

2018

Novatek

Yamal III

19,82

2019

Novatek

Gydan

56,63

2018-25

Razem Novatek

116,10

Rosneft

Pechora Phase I

8,50

2018

Rosneft

Pechora Phase II

5,66

rozważany

Rosneft

Sakhalin

19,82

Nie wcześniej niż 2020

Razem Rosneft

Rosneft

33,98

Razem Rosja

319,98

Tabela 2. Projekty terminali LNG w Rosji 2017-2030, Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych,

Źródło: http://www.energyanalyst.co.uk (dostęp 28.06.2016)
*liczone wg wzoru 1 bn cfd = 28316846,6 m³)

Oznaczać to może, iż w najbliższych latach znacznie więcej transakcji może być zawieranych w formule spot niż w formule kontraktów długoterminowych i tu należy wypatrywać szansy dla polskiego terminala w Świnoujściu. QNB zauważa, że światowy rynek LNG bardzo się zmienił i znacznie rozwinął, a od 1990 roku popyt na LNG wzrastał w tempie 6,2% rocznie, czyli ponad cztery razy szybciej niż popyt na ropę naftową. Dodatkowo, udział LNG sprzedawanego w formule spot lub krótkoterminowej (kontrakt krótszy niż 4 lata) wzrósł z 25% w 2012 do 29% w 2014 roku. Pytanie tylko jak przekonać inwestorów i banki do inwestycji w drogą infrastrukturę krytyczną nie posiadając kontraktów długoterminowych, a tylko kontrakty spot lub krótkoterminowe?

 

Data wypłynięcia

Terminal

Kraj dostawy

Nazwa metanowca

Ilość (m3)*

Cena w punkcie wyjścia $/mmBtu

2/24/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Brazylia

Asia Vision

56438,03

3,35

3/15/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Indie

Clean Ocean

80520,32

3,77

3/26/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Brazylia

Gaslog Salem

92605,32

3,62

3/28/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Zjednoczone Emiraty Arabskie

Energy Atlantic

96023,39

3,95

4/08/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Argentyna

Stena Clear Sky

88575,17

4,10

4/15/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Portugalia

Creole Spirit

104773,93

3,41

4/25/2016

Sabine Pass LNG Terminal

Argentyna

Gaslog Salem

90103,16

3,85

 

Tabela 3. Eksport gazu LNG z U.S. Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych;

Źródło: U.S. Department of Energy

* liczone dla wzoru m³= ft³/35,315 [3]

U.S. Department of Energy zaktualizował i opublikował ceny eksportowe amerykańskiego skroplonego gazu ziemnego LNG za okres do końca kwietnia 2016 roku. Nadal jeden milion brytyjskich jednostek termicznych (mmBtu) gazu ziemnego pochodzącego z formacji niekonwencjonalnych, dostarczony z terminala LNG Sabine Pass kosztował poniżej
4 dol./mmBtu, a średnio wyniósł 3,72 dol./mmBtu (Tab. 3). To około 137,64 dol./1000m³.

Najciekawszą dla nas informacją to cena surowca w pierwszym ładunku LNG wysłanym z USA do Europy. Dodarł on pod koniec kwietnia br. do Portugalii, a skroplony, amerykański gaz ziemny kosztował 3,41 dol./mmBtu czyli około 126,17 dol./1000m3. Tańszy był tylko pierwszy transport do Brazylii, gdzie cena wyniosła 3,35 dol./mmBtu czyli około 123,95 dol./1000m3. Oczywiście, należy do tych kwot doliczyć, koszt frachtu oraz opłaty regazyfikacyjne, ale już dziś widać, że amerykański gaz LNG może być konkurencyjny. Dodatkowo jego cena jest bacznie śledzona przez Rosjan i Gazprom. Przypomnijmy, że średnia cena importowanego przez Ukrainę z Zachodu gazu ziemnego wyniosła w kwietniu FOB 177,6 dol./1000m3 i spadła w porównaniu do marca o 10 dol [4].

 

wykres

Rys. 2. Spread cenowy między cenami gazu ziemnego na Henry Hub i w Europie,

Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych, Źródło: www.ICIS.com.resources (dostęp 28.06.2016)

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 [5] 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 [6] zapisanej w kontrakcie (2011r.) między Cheniere i Shell oraz fracht, a dodatni spread cenowy wyniósł 0,119 dol./mmBtu (Rys. 2).

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.

Prezes PGNiG Grzegorz Piotr Woźniak powiedział pod koniec kwietnia br., że Polska płaci dziś najwięcej za gaz ziemny pochodzący z Rosji [7]. Oczywiście nie mógł poinformować ile dokładnie, gdyż tego zabraniają mu klauzule prawne. 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. 4).

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) [8].
Czyli około 1,1 €/MWh [9].

„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” [10]

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./
1000m
3

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

 

[1] http://biznesalert.pl/arctic-princess-rozladowal-gaz-skroplony-swinoujsciu/
[2] https://www.vesselfinder.com/pl/vessels/ARCTIC-PRINCESS-IMO-9271248-MMSI-257739000
[3] http://www.metric-conversions.org/pl/objetosc/stopy-szescienne-do-metry-szescienne.html, http://www.unm.edu/mseme/mats/gas.measurement.pdf
[4] http://www.cire.pl/item,131019,1,0,0,0,0,0,ukraina-w-kwietniu-taniej-kupowala-gaz.html
[5] http://af.reuters.com/article/commoditiesNews/idAFL8N19F1B7
[6] http://www.lngworldnews.com/shell-takes-first-sabine-pass-cargo-under-long-term-deal/
[7] http://tvn24bis.pl/surowce,78/piotr-wozniak-byl-gosciem-programu-bilans-w-tvn24-bis,638667.html
[8] http://www.polskielng.pl/biuro-prasowe/aktualnosci/wiadomosc/artykul/201452/
[9] http://biznesalert.pl/rz-pgnig-bedzie-na-razie-jedynym-klientem-gazoportu-w-swinoujsciu/
[10] http://biznesalert.pl/niska-cene-ukraina-wznowi-zakupy-gazu-gazpromu/