Polskie LNG w trzecim kwartale 2021

Rys. 1
Odbiór LNG w Terminalu Świnoujście

Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych

W porównaniu do trzech kwartałów 2020 r., kiedy PGNiG odebrał 28 transportów o łącznym wolumenie ok. 2,2 mln ton LNG (ok. 3 mld m sześc.)¹, odnotowujemy zmniejszenie dostaw o 2 transporty i ok. 0,12 mln ton LNG. Natomiast w porównaniu do trzeciego kwartału 2020 r. zauważalny jest wzrost o 1 transport - czyli wzrost o ok. 0,6 mln ton LNG. Warto także podkreślić, że od września 2020 r. do końca września 2021 r. nie pojawił się w polskim terminalu inny gaz LNG niż ten sprowadzany z USA i Kataru – a dokładnie rok temu pisaliśmy, że trzeci kwartał 2020 r. „był to również pierwszy kwartał od 2018 r., w którym nie pojawił się w polskim terminalu żaden metanowiec z amerykańskim LNG”². Oznacza to, że od roku w polskim terminalu LNG odebrano odpowiednio ok. 1,26 mld m sześc. (0,92 mln ton LNG) i 2,64 mld m sześc. (1,91 mln ton LNG) z USA i Kataru.

Z jednej strony, to pozytywny sygnał, który pokazuje, że umowy długoterminowe i krótkoterminowe są realizowane, a partnerzy wywiązują się z zaplanowanych dostaw. Z drugiej strony, można to interpretować bardziej wymagająco, a nawet krytycznie:
- czyżby nie znaleziono na rynku ekonomicznie interesujących ofert w np. kontraktach spot – śledząc rynek surowców, ciężko nam w to jednak uwierzyć (oczywiście nie można wykluczyć, że PGNiG kupowała, a następnie odsprzedawała transporty LNG – i mamy nadzieję, że tak się dzieje);
- czyżby nie znaleziono chętnych na odbiór gazu LNG po stronie firm/krajów trzecich (np. Ukraina) – mowa tu o okresie, kiedy zapełniane są magazyny gazu ziemnego przed zimą oraz szeroko komentowanych obniżeniach zatłaczania gazu z kierunku rosyjskiego;
- czyżby nie było wystarczających zasobów infrastrukturalnych (mocy skraplania lub mocy magazynowania – statystyka pokazuje, że co najmniej 2-3 transporty powinny się dodatkowo zmieścić).

Rys. 2
Anulacje transportów LNG w 2020 i 2021 r. w USA

Źródło: Global LNG Hub

Zestawmy powyższe dane z informacją, że w 2020 r. odwołano w USA aż 180 ładunków LNG (Rys. 2). W efekcie zmniejszyło to podaż amerykańskiego LNG o 13,5 mln ton LNG. W 2021 r. anulowanych transportów LNG z USA było na razie tylko 7, z czego 2 w styczniu (w wyniku braku wolnego metanowca), a 5 z powodu ataków mrozów w Stanach Zjednoczonych³. Dodatkowo, na przykładzie zatłaczania gazu do instalacji skraplania Cheniere Energy: Sabine Pass i Corpus Christi widać, że osiągają one od maja najwyższy poziom wykorzystania (Rys.3). Wiąże się to również, ze zgodą na zatłaczaniem gazu do instalacji Train 6 w terminalu Sabine Pass znajdującej się obecnie w procesu commissioningu.

Rys. 3
Dostawy gazu ziemnego do instalacji skraplania Cheniere Energy Sabine Pass i Corpus Christi (Bcf/d)

Cheniere Energy, po pełnym uruchomieniu dziewiątej instalacji skraplania (łącznie w swoich dwóch terminalach) oraz jako największy eksporter LNG w USA, zapewnił już sobie moce skraplające na poziomie ok. 45 mln ton LNG rocznie.

Tabela 1
Projekty instalacji skraplających LNG w USA

Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych

Warto podkreślić, że nadal w USA (Tabela 1) i na świecie (Tabela 2) planuje się „olbrzymie ilości” nowych mocy skraplających. Decyzje Final Investment Decision (FID) dla planowanych projektów należy uważać za ambitne, szczególnie, że obecnie wydaje się, iż na rynku nie ma wystarczająco dużo miejsca dla wszystkich graczy oraz nie dysponuje się wystarczającymi zasobami np. statków, pozwalającymi spotkać się popytowi i podaży LNG.

Tabela 2
Projekty wybranych instalacji skraplających LNG na Świecie

Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych

Rekordowe ceny gazu ziemnego na referencyjnej giełdzie gazu ziemnego TTF nie są w stanie znacząco zwiększyć przekierowania dostaw LNG do Europy (Rys. 4). Sytuacji nie ułatwia fakt, że 30 września 2021 r., że Indeks S&P Global Platts JKM pobił rekord notowań i wyniósł 34,47 dol./MMBtu (w styczniu 2021 r. rekord wynosił 32,5 dol./MMBtu⁴). Rynek potwierdza zwiększony popyt ze strony krajów Azji, Chin, Japonii i Korei Południowej oraz bezprecedensowy popyt na LNG w krajach Ameryki Łacińskiej, Azji Południowej i na Bliskim Wschodzie (kieruje się tam obecnie głównie dostawy spot) gdzie przekierowano tego lata ok. 21 mln ton LNG, czyli o 6,7 mln ton LNG więcej niż średnia za okres od kwietnia do września w dwóch poprzednich latach. Z obliczeń ISE wynika, że tylko ok. 31 ładunków LNG przybiło we wrześniu 2021 r. do portów w Wielkiej Brytanii, Holandii, Francji, Hiszpanii i Włoszech, oznacza to spadek o ponad 35 proc. w porównaniu z tym samym miesiącem ubiegłego roku (przy dramatycznie niskich stanach zapasów magazynowych w UGS, ograniczaniu dostaw z Rosji, wyłączeniu Groningen i remontach instalacji na złożach norweskich).

Zebrane przez ISE dane⁵ pokazują, że na koniec września zachodnioeuropejskie magazyny gazu są zapełnione tylko w 74,7 proc., co jest najniższym wynikiem od ponad dekady, w porównaniu z pięcioletnią średnią sezonową przed pandemią wynoszącą 87,4 proc. W perspektywie krótkoterminowej jest więc bardzo mało prawdopodobne, aby Europa mogła kupić znacznie więcej gazu ziemnego (mamy stały poziom wydobycia, a ogólnoświatowy niedobór jest już znaczący, co również powoduje wzrost cen w Azji Północno-Wschodniej i Ameryce Północnej, gdzie kierowane są w większości dostawy.)

Kontrakty terminowe na gaz ziemny są obecnie ponad sześć razy droższe niż w tym samym okresie zeszłego roku. Europa ma trudności z importem wystarczającej ilości gazu, aby uzupełnić wyczerpane magazyny przed zimowym szczytem sezonu grzewczego. Prawa rynku działają, tylko trudno wskazać, kto na końcu dnia będzie odpowiedzialny, kto zarządzi tematem, kiedy okaże się, że niewidzialna ręka rynku doprowadziła do zimnych mieszkań i i aplikowanych „stopni zasilania”.

Rys. 4
Ceny LNG oraz ceny gazu ziemnego spot na wybranych rynkach

Źródło: JOGMEC

Warto także przywołać dane zebrane przez European Gas Hub (Rys. 5) oraz S&P Global Platts (Rys.6)

Rys. 5
LNG na wybranych światowych rynkach

Źródło: European Gas Hub

Rys. 6
LNG na wygranych światowych rynkach

Źródło: S&P Global Platts

Obie grafiki obrazują aktualny dziś trend oraz charakteryzują wiele zmiennych – tak ja na przykład wspomniane wyżej przekierowania LNG w kierunku Azji oraz „nowych rynków”, wzrosty cen surowców, zwiększone zapotrzebowanie na gaz ziemny. Nie wspominamy tu już nawet o wzroście cen ropy naftowej np. Brent i WTI (do poziomów 78-80 dol./bbl), cen węgla czy cen emisji CO2 (60 EUR/EUA). A rok temu zastanawialiśmy się przecież jak będzie wyglądał sektor energetyczny w post-COVIDowym świecie. Odbicie przerosło wszystkie oczekiwania.

Wracając na europejski kontynent, zbliża się nam zimowy okres grzewczy, a 30 września 2021 r. holenderski kontrakt front-month był notowany na poziomie 91,85 EUR/MWh, w porównaniu z 20 EUR/MWh jeszcze w kwietniu (Rys. 7), by pierwszego października osiągnąć 100 EUR/MWh.

Rys. 7
Kontrakt TTF front-month

Źródło: Bloomberg, ICE

Dodatkowo według informacji z giełdy ICE cena gazu ziemnego w Europie powróciła do poziomu powyżej 1000 USD za 1000 m sześc., a podczas sesji 29 września 2021 r. przekroczyła 1040 USD. Najgorsze, że nie można wykluczyć, że w przypadku mroźnej zimy i fizycznego braku gazu na rynku cena tego surowca może nadal rosnąć, osiągając nowe rekordy.

Rys. 8
Poziom gazu w podziemnych magazynach w Europie

Źródło: Refinitiv, GIE

Europejskie podziemne magazyny gazu ziemnego są obecnie zapełnione w ok. 3/4, w porównaniu z 94 proc. w tym samym czasie w zeszłym roku. Zapasy pełnią rolę bufora w okresach dużego popytu i ograniczonej podaży. Obserwowane obecnie niskie poziomy, na krótko przed zakończeniem fazy uzupełniania zapasów na europejskim rynku gazu, wprowadzają niepokój na giełdach. Zimowy sezon gazowy, kiedy to ceny są zazwyczaj wyższe i coraz więcej gazu jest wytłaczanych z magazynów w celu zaspokojenia popytu, rozpoczyna się 1 października i trwa do końca marca.

Sytuacji nie pomogło, a wręcz spotęgowało działanie rosyjskiego Gazpromu, który sukcesywnie ograniczał i ogranicza tylko do wypełniania zobowiązań z kontraktów długoterminowych zatłaczanie gazu ziemnego do Europy (Rys. 9 i Rys. 10). Ograniczenia wskazują na brak chęci uczestnictwa w bieżącym rynku spot (nie wynikają z przyczyn technicznych, a czystej rozgrywki politycznej, grania na zwyżkę ceny, a po części także związanej z blokowaniem oraz opóźnianiem zakończenia budowy i dopuszczeniem gazociągu Nord Stream 2. Rosja wyraźnie chce pokazuje, że dysponuje możliwościami by szachować Europę. Działania Gazpromu będą miały konsekwencje w kolejnych miesiącach – co najmniej do końca zimy 2021/22. Jak zachowa się Gazprom w trakcie zimy, czy zdecyduje się przekierować większe ilości gazu do Europy w sytuacji np. bardzo niskich temperatur? Czy może to jest moment, kiedy w Rosji zostanie złamany eksportowy monopol Gazprom, na przykład na rzecz Rosnieft? Innych?
Według danych Gas Storage Poland, polskie magazyny gazu są zapełnione w 96 proc., a PGNiG deklaruje gotowość systemu do okresu zimowego. Należy jednak pamiętać, że Europa to gazowy system naczyń połączonych i braki na innych rynkach mogą skutkować koniecznością pomocy sąsiadom dzięki wprowadzonym mechanizmom solidarnościowym i także ograniczeniom na rynku polskim. W trzecim kwartale 2021 PGNIG podpisało umowę (to zmiana umowy zawartej w 2018 r.), na mocy której będzie kupować więcej skroplonego gazu ziemnego z amerykańskiej instalacji skraplania Venture Global LNG. Zgodnie z umową PGNiG przez 20 lat w formule FOB kupi kolejne 2 mln ton. W efekcie zakontraktowany wolumen PGNiG od Venture Global LNG wzrośnie do 5,5 mln ton LNG (to ok. 7,4 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie). Dostawy mają się odbywać z Calcasieu Pass i Plaquemines LNG firmy Venture Global, a pierwsze dostawy powinny rozpocząć się w 2023 r. Przypomnijmy, że PGNiG niedawno podpisało umowę czarterową z norweską firmą Knutsen na dwa nowe tankowce o pojemnościach 174 000 m sześc., dzięki czemu łączna liczba czarterowanych przez PGNiG statków wzrośnie do czterech a południowokoreański Hyundai Heavy Industries rozpoczął już budowę pierwszego zbiornikowca LNG w tej partii.

Warto jeszcze na koniec zwrócić uwagę na chiński import gazu ziemnego rurociągami (Rys. 11), który ustanowił w sierpniu nowy rekord 3,79 mln ton, co oznacza wzrost o 3,4 proc. w porównaniu z poprzednim rekordowym poziomem 3,67 mln ton w lipcu.

Rys. 11
Zatłaczanie gazu ziemnego do Chin

Źródło: Zatłaczanie gazu ziemnego przez Chiny, Źródło: S&P Global Platts, China’s General Administration of Customs

PetroChina planuje zwiększyć import gazu z Rosji przez rurociąg Siła Syberii do 43 mln m sześc./d do końca 2021 r., z obecnych 28 mln m sześc./d. Władz chińskie podkreślają, że ma to pomóc zaspokoić wzrost popytu podczas Zimowych Igrzysk Olimpijskich (planowanych na początek lutego 2022 r.). Z wyliczeń Platts Analytics wynika, że całkowity import chińskiego gazu rurociągowego, w tym wolumeny z Azji Środkowej i Birmy, wyniosą średnio 162 mln m sześc./d między październikiem 2021, a marcem 2022, co oznacza wzrost o 19 mln m sześc./d w porównaniu z okresem zima-wiosna 2020-21.

I widać, że to Europa – Unia Europejska przegrywa wojnę energetyczną z Azją, z Chinami szczególnie. Sytuacja „hiper wysokich”, można powiedzieć stratosferycznych cen na europejskich rynkach energii elektrycznej i gazu ziemnego (teraz też węgla!) uwypukla ryzyko, jakie dla Unii Europejskiej stanowi bardzo duża zależność energetyczna od importu. Import gazu, ropy i węgla wiąże się z wydatkami miliardów euro. Oznacza również ponoszenie całkowitego kosztu krajów produkujących i eksportujących (ROSJA, Algieria, także Norwegia, czy USA) oraz kosztów konfliktów geopolitycznych, które – jak uczy historia – przyjdą.
Ta zależność energetyczna wpływa również bezpośrednio na ceny paliw w transporcie (benzyna, olej napędowy, LPG itp.) oraz pośrednio na koszty przemysłu i odbiorców energochłonnych (także ciepłowni!).

Rozwiązanie problemu zależności energetycznej w Europie nie jest łatwym zadaniem, a „Fit for 55” w naszej ocenie ten problem nie tylko pomija, ale pogłębia. Europa musi mieć stanowczą, solidną i trwałą długoterminową wizję – dziś wydaje się być nią wodór, a mamy nadzieję za chwile fuzja jądrowa. „Fit for 55” podkreśla, że rozwiązaniem tej zewnętrznej zależności jest energia odnawialna, produkowanie własnej energii z OZE, a nawet jej eksport, co ma doprowadzi do czystej przyszłości bez importu energii lub użytkowania paliw kopalnych już w perspektywie 2050 r.

Rządy krajowe muszą wesprzeć Unię Europejską dla wymyślenia i budowy tej długoterminowej strategii. Oczywiście, że należy promować zużycie energii odnawialnej w transporcie i przemyśle, dwóch sektorach o najwyższej emisji gazów cieplarnianych. Oczywiście, że należy zaplanować i wykonać infrastrukturę niezbędną do produkcji głównego nośnika energii bliskiej przyszłości, zielonego wodoru. Dziś nie dość, że przegrywamy wojnę rynkową w zakupach zanieczyszczających paliw kopalnych, które Europa importuje po zbyt wysokich kosztach to nie mamy alternatywy, dostępnego łatwo surowca, efektywnej technologii, która byłaby do zastosowania na tzw. wyciagnięcie ręki.

¹ Sikora A., Sikora M., „Polskie LNG w trzecim kwartale 2020″, CIRE, 6.10.2020 –
https://www.cire.pl/item,205303,13,0,0,0,0,0,polskie-lng-w-trzecim-kwartale-2020.html
² Ibid.
³ Sikora A., Sikora M., „Polskie LNG w pierwszym kwartale 2021”, CIRE, 2.04.2021 –
https://www.cire.pl/item,214905,13,0,0,0,0,0,polskie-lng-w-pierwszym-kwartale-2021.html
⁴ Sikora A., Sikora M., „Polskie LNG w pierwszym kwartale 2021”, CIRE, 2.04.2021 –
https://www.cire.pl/item,214905,13,0,0,0,0,0,polskie-lng-w-pierwszym-kwartale-2021.html
⁵ Porównaj: www.gie.eu

Andrzej Sikora, Mateusz Sikora – Instytut Studiów Energetycznych sp. z o. o.