LNG na świecie - podsumowanie 2020 roku.

Rys. 1 Światowy handel LNG (mln t LNG), Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych na podstawie danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit.

Oczywiście na ostateczne dane będziemy jeszcze musieli poczekać, ale wynik na poziomie około 360 mln ton LNG jest bardziej niż zadowalający. Nadal głównym rynkiem gdzie kierowane było LNG jest Azja, pojawiło się tam około 258 mln ton LNG, w Europie około 87 mln ton LNG, natomiast do regionu Ameryki Łacińskiej trafiło około 13 mln ton LNG (Rys. 2).

Rys. 2 Światowy handel LNG w podziale na regiony (mln t LNG), Opracowanie: Instytut Studiów Energetycznych na podstawie danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit.

Pomimo, że kolejny rok z rzędu Japonia odbiera mniej LNG to nadal utrzyma pozycję lidera (Rys. 3), trafiło do niej około 74 mln ton LNG (spadek o około 2-3 mln ton w porównaniu do 2019 r.). Odwrotny trend widać natomiast w Chinach, które corocznie zwiększają odbiór LNG. Według naszych obliczeń w 2020 r. trafiło tam około 65 mln ton LNG (wzrost o około 2-4 mln ton w porównaniu do 2019 r.). Analitycy prognozują, że przy takim tempie wzrostu do 2022 roku Chiny prześcigną Japonię jako największy nabywca LNG na świecie. Trzecie miejsce zajęła Korea Południowa z wynikiem 41 mln ton LNG, również odbierając około 1 mln ton LNG więcej w porównaniu do 2019 r. W Unii Europejskiej krajem odbierającym najwięcej LNG pozostała Hiszpania (pamiętajmy, że to wciąż największy europejski eksporter) odbierając około 15,5 mln ton LNG. Francja odebrała około 14 mln ton LNG, a Wielka Brytania około 13,5 mln ton LNG. Rekordy zanotowały także Polska i Litwa (Podsumowanie ISE dot. LNG w Polsce w 2020¹).

Rys. 3 Wybrane kraje importujące LNG w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Jak co roku, walkę o pierwsze miejsce w eksporcie LNG toczą ze sobą dwie światowe potęgi, Katar i Australia (Rys. 4). Według pierwszych danych wydaje się, że kolejny raz wygrał Katar eksportując około 79 mln ton LNG (wzrost o około 2 mln ton LNG w porównaniu do 2019 r.), Australia eksportowała około 75 mln ton LNG (spadek o około 1,5 mln ton LNG w porównaniu do 2019 r.), a trzecia Malezja około 24 mln ton LNG (spadek o około 1 mln ton LNG w porównaniu do 2019 r.). Wstępne dane pokazują również, że niewielki wzrost zanotowała Rosja, eksportując ok. 30 mln ton LNG oraz Stany Zjednoczone Ameryki (USA) eksportując ok. 46 mln ton LNG. Ciekawa z perspektywy Polski Norwegia eksportowała tylko około 3,5 mln ton LNG i jest to spadek o prawie 1 mln ton LNG w porównaniu do 2019 r.

Rys. 4 Wybrane kraje eksportujące LNG w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Analizując dokładniej dane szczególnie interesujące z perspektywy Europy, czyli LNG z Rosji i LNG z USA, można zauważyć wpływ pandemii na spadek cen, drastyczne obcięcie popytu czyli zmniejszenie zapotrzebowania powodowane zawieszaniem przemysłu (w tym restrykcje przygotowane na walkę z pandemią), kolejną ciepłą zimą w Europie i praktycznie już na wiosnę 2020 wypełnionymi podziemnymi magazynami gazu². W Rosji (Rys. 5) szczególnie widać to w czerwcu, natomiast w USA (Rys. 6) gdzie odbicie zajęło znacznie więcej czasu, prawie 3 miesiące. Dodatkowo, przypomnijmy, iż w czerwcu informowaliśmy, że w terminalach w USA od kwietnia anulowano łącznie około 200 dostaw. USA zaczęto nawet nazywać tzw. "swing supplier", ponieważ kontrakty zawarte przez amerykańskie firmy pozwalają na tzw. "scrapping deliveries" czyli zrezygnowanie z dostawy co pozwala szybko reagować na niestabilność rynków.

Rys. 5 Szacowany eksport LNG z Rosji w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Rys. 6 Szacowany eksport LNG z USA w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Widać to bezpośrednio w wolumenie eksportu terminala Sabine Pass, obecnie największego terminala skraplającego gaz ziemny w USA (Rys. 7), oraz terminala Yamal LNG, największego terminala skraplającego gaz ziemny w Rosji (Rys. 8). Oba kraje od lat rozbudowują swoją infrastrukturę eksportującą i obu zależy na tym by eksportować co raz więcej, a Rosjanie muszą dodatkowo bronić swojej pozycji w Europie.

Rys. 7 Eksport LNG z terminala Sabine Pass w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Rys. 8 Eksport LNG z terminala Yamal LNG w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Warto zestawić powyższe dane z eksportem z Kataru (Rys. 9) i Australii (Rys. 10). Porównanie do USA i Rosji pokazuje, że dwie światowe potęgi mniej odczuły spadek cen i eksportu. Jest to głównie spowodowane tym, że w obu przypadkach dostawy są realizowane w ramach długoterminowych kontraktów historycznie indeksowanych do cen ropy (Rys 11.). Obecnie kraje importujące starają się negocjować zmiany indeksowania np. do bardziej płynnych rynków/giełd jak np. holenderski TTF. Nie oznacza to, że Katar odpuścił rynek spot. Na zmniejszenie podaży w miesiącach pandemii i szok na rynkach azjatyckich Katar nie reagował, a nawet zwiększył eksport. Katar sprzedaje agresywnie i podpisuje kontrakty terminowe po szokująco niskich cenach, kontrolując około 21% światowych dostaw LNG.

Rys. 9 Eksport LNG z Kataru w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Rys. 10 Eksport LNG z Australii w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Dostawy w ramach kontraktów długoterminowych były dla Kataru, ale również dla wielu innych sprzedawców, rozwiązaniem pozwalającym zabezpieczyć finansowanie infrastruktury krytycznej. Wspominaliśmy już³, że sprzedawcy nadal potrzebują pewnych długoterminowych zobowiązań, aby zapewnić bankom finansującym, a przede wszystkim akcjonariuszom bezpieczeństwo finansowe, a kupujący nadal potrzebują pewnego zabezpieczenia dostaw, aby złagodzić obawy regulacyjne dotyczące na przykład niepewności gospodarek.

Rys. 11 Przykładowe ceny ropy typu Brent w 2020., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Refinitiv Eikon

Założenia definiujące każdą z tych koncepcji zarówno dla kupujących (cena, pewność, termin) jak i dla sprzedających (szukamy nabywcy) desperacko ewoluują, a teraz jest idealny czas, aby spróbować pójść dalej. Przeniesienie punktu ciężkości z "ile" i "jak długo" na "kiedy" i "jaka pora roku" zapewnia lepsze rozwiązanie tego dylematu, tego co obecnie jest największą bolączką kontraktów LNG. Przeniesienie obecnych (zwyczajowych) kontraktów LNG na wyższy poziom ich rozwoju (vide ropa naftowa) wiąże się z lepszym ich definiowaniem, dookreśleniem i doprecyzowaniem tzn. kiedy - a dokładniej o której porze roku - posiadanie kontraktu LNG jest absolutną koniecznością, a kiedy bardziej opcją, czy zabezpieczeniem. W naszej ocenie najważniejszym wydaje się być wprowadzenie sezonowych kontraktów LNG. Takiego nowego rodzaju kontraktu LNG , który wspiera cele zarówno kupujących, jak i sprzedających, jednocześnie zmniejszając wzajemne ryzyko. W kontrakcie sezonowym na LNG zostanie zawarta długoterminowa umowa, w której obie strony uzgodnią określony okres w roku, w którym LNG jest najbardziej i najmniej ceniony. Oznacza to, że wycenią ryzyko. Dla większości kupujących na Półkuli Północnej Ziemi okres ten przypadałby na czwarty i pierwszy kwartał roku, kiedy pogoda może zwiększyć konsumpcję od dwóch do trzech razy w stosunku do średniej rocznej. Dokładne dostosowanie punktu rozpoczęcia i zakończenia sezonowego kontraktu LNG zależałoby od poszczególnych rynków, przy zastosowaniu różnych kryteriów, takich jak na przykład profile "stopniodni" ogrzewania i chłodzenia lub na przykład waga wielkości populacji w stosunku do całkowitego zużycia gazu. Sezonowe różnice w umowach nie są bezprecedensowe. Niektórzy kupcy z Azji wcześniej negocjowali roczny wolumen o dużej sezonowości w stosunku 60-40 lub 70-30 w okresie zimowym (Korea Południowa) lub latem (Tajwan), co wiązało się również z zamianą uzgodnień dotyczących podnoszenia cen LNG poza sezonem. Jednak kontrakty tak zawarte nadal wymagały podnoszenia (równoważenia) wolumenów przez 12 miesięcy w roku, podczas gdy obecnie sugeruje się, że umowa będzie obowiązywać tylko przez określony czas w roku.

Podkreślamy że nadal 75% z całego wolumenu LNG jest sprzedawana w formule długoterminowej, a tylko 25% w formule spot. I jako Europejczycy musimy pamiętać, że tylko około 15% z tych kontraktów jest kierowanych do Europy, a aż prawie 65% na rynki azjatyckie (Rys. 12).

Rys. 12 Kierunek transportów LNG zakupionych w formule spot w 2020 r., Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych Argus, S&P Platts, Refinitiv Eikon, Thomson Reuters, IHS Markit

Dokładniejsza analiza cen LNG w 2020 r. została już przez nas opisana w podsumowaniu ISE dla LNG w Polsce⁴. Jedna uwaga, bo ostatniego dnia 2020 r. cena spot azjatyckiego LNG - benchmark Japonia-Korea Marker - po raz pierwszy od kwietnia 2014 r. wzrosła powyżej 15 dol./mmBtu. Skupmy się jeszcze na jednej bardzo ważnej z perspektywy LNG zmiennej czyli logistyce. Dostępności metanowców LNG. Według danych Poten & Partners w 2020 roku pływało 529 metanowców i był to przyrost o 26 nowe jednostki w porównaniu do 2019 roku (Rys. 14)

Rys. 14 Dostępność floty metanowców z prognozą na 2021, Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie danych Poten & Partners

W 2021 roku szacuje się kolejny wzrost o nawet 10% nowych jednostek transportowych. Tu również należy pamiętać, że znaczna ilość metanowców jest z góry przypisana do poszczególnych tras, czy portów skraplających i regazyfikujących. Oznacza to, że prawie nigdy lub bardzo rzadko są wykorzystywane do innych transportów np. w ramach transakcji spotowych. Bardzo dobrze obrazuje to grafika zbierająca miesięczny eksport ładunków LNG (Rys. 15).

Rys. 15 Miesięczny eksport ładunków LNG z prognoza do 2022 r., Źródło: Poten & Partners

Idealnie widać jak nadejście zimy i niższych temperatur zwiększyło ilość transportu pod koniec 2020 r. Oczywiście, tak jak w przypadku cen LNG, widać systematyczną sezonowość, ale należy pamiętać, że dostępność infrastruktury pływającej jest również ograniczona i nie przekroczy swoich limitów. Powoduje to, że jedną z kluczowych zmiennych staje się koszt frachtu (Rys. 16).

Rys. 16 Ceny frachtu z prognoza do 2023 r., Źródło: Poten & Partners

W okresie największego zainteresowanie na LNG cena frachtu przekracza nawet 120 000 USD/dzień. Pod koniec grudnia w dostawach w basenie Pacyfiku trzeba było płacić nawet 195 000 USD/dzień kiedy jeszcze tydzień wcześniej cena wynosiła tylko (a może aż bo pamiętamy ceny pięciokrotnie niższe) 115 000 USD/dzień (Rys. 17). Ceny frachtu mogą więc w ciągu kilku dni skoczyć o 15-35%. Pamiętajmy, że w środku pandemii COVID-19, tzn. w połowie roku 2020 frach spadł nawet poniże 30 000 USD/dzień.

Rys. 17 Ceny frachtu w 2020 r. (bez ostatnich 10 dni grudnia 2020), Źródło S&P Global Platts

Pozostajemy optymistycznie nastawieni na nowy 2021 rok licząc, że mimo światowego kryzysu prognozowany wzrost obrotu LNG dojdzie nawet do 5%. Światowe zdolności skraplania wzrosną o około 15 mln ton w 2021 r. po uruchomieniu Train 3 Corpus Christi w USA, ponownym uruchomieniu Train 1 Damietta w Egipcie oraz Prelude FLNG firmy Shell i drugiego FLNG⁵ firmy Petronas. Istnieje duże prawdopodobieństw, że firmy sprzedające LNG oraz końcowi odbiorcy nauczeni doświadczeniem 2020 r. lepiej przygotowali profile zapotrzebowania w "postcovidowej" rzeczywistości. Ważne by nastąpił wzrost wolumenów podpisywanych nowych kontraktów LNG, bo są one niezbędne by rozbudowywać infrastrukturę skraplającą, regazyfikujuąca oraz metanowce do transportu. Są niezbędne, aby LNG zajęło podobną pozycję w handlu "commodity" jak ropa naftowa.

Przypisy:

¹ Sikora A., Sikora M., "Polskie LNG - podsumowanie 2020 roku", CIRE, 30.12.2020 - https://www.cire.pl/item,209568,13,0,0,0,0,0,polskie-lng---podsumowanie-2020-roku.html

² Sikora A., Sikora M., "Polskie LNG w drugim kwartale 2020″, CIRE, 2.07.2020 - https://www.cire.pl/item,200830,13,0,0,0,0,0,polskie-lng-w-drugim-kwartale-2020.html

³Sikora 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

⁴Sikora A., Sikora M., "Polskie LNG - podsumowanie 2020 roku", CIRE, 30.12.2020 - https://www.cire.pl/item,209568,13,0,0,0,0,0,polskie-lng---podsumowanie-2020-roku.html

⁵ Więcej o FLNG w Sikora A., Sikora M., "Perspektywy dla pływających terminali skraplających LNG", CIRE, 9.11.2020 - https://www.cire.pl/item,207027,13,0,0,0,0,0,perspektywy-dla-plywajacych-terminali-skraplajacych-lng.html