ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRERynek Gazu
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


PARTNER SERWISU




Polskie LNG w trzecim kwartale 2020
06.10.2020r. 05:44

Andrzej Sikora, Mateusz Sikora, Instytut Studiów Energetycznych Sp. z o. o.
Według wyliczeń Instytutu Studiów Energetycznych (ISE) w trzecim kwartale 2020 roku PGNiG odebrał w terminalu w Świnoujściu 7 transportów LNG, o łącznym wolumenie około 0,54 mln ton LNG (około 0,75 mld m sześć.). Oznacza to, że przez 9 miesięcy 2020 roku PGNiG odebrał w terminalu w Świnoujściu 28 transportów o łącznym wolumenie około 2,2 mln ton LNG (około 3 mld m sześc.).
Był to również pierwszy kwartał od 2018 roku, w którym nie pojawił się w polskim terminalu żaden metanowiec z amerykańskim LNG. Jednocześnie, był to pierwszy kwartał w którym PGNiG odebrał transport LNG z Nigerii (około 0,06 mln ton LNG), wcześniej w marcu odebrano transport z Trynidadu. W terminalu pojawiło się również więcej LNG z Norwegii, dwie dostaw o łącznym wolumenie około 0,125 mln ton LNG. Warto tu podkreślić, że ostatnie norweskie ładunki były regazyfikowane jeszcze w styczniu 2020 roku (Rys. 1).

(1200x783)

Rys. 1 Odbiór LNG w Terminalu Świnoujście, Opracowanie: Analiza Instytut Studiów Energetycznych na podstawie publicznie dostępnych danych

Odebrane w 3 kwartale 2020 roku wolumeny są mniejsze niż te w pierwszym półroczu,1 ale nadal zadowalające. Są one porównywalne do 3 kwartału 2019 roku kiedy to PGNiG odebrał około 0,52 mln ton LNG (0,72 mld m3), a przecież mówimy o czasie zdominowanym przez pandemię COVID-19, znacznie obniżony popyt na gaz ziemny oraz szalejące w Stanach Zjednoczonych huragany połączone z zaplanowanymi serwisami instalacji skraplających. Odczuły to przede wszystkim amerykańskie firmy sprzedające i eksportujące LNG, największe spadki zanotował, należący do Cheniere Energy, Inc., największy skraplający terminal w USA, Sabine Pass (Rys. 2).

(1200x916)

Rys. 2 Eksport LNG z USA, Źródło: Wood Mackenzie

Według naszej oceny wewnętrzne prognozy PGNiG na 2020 rok mogły zakładać więcej dostaw w trzecim kwartale, szczególnie z kierunku amerykańskiego. W 2019 roku planowano przecież odebrać w 2020 roku łącznie 39 transportów LNG 2. Polski terminal LNG odbierał już 11 ładunków w trakcie jednego kwartału więc zakładany plan jest nadal możliwy do realizacji. Dodatkowo, najnowsze dane pokazują, że poziom zatłaczania gazu ziemnego do amerykańskiej infrastruktury eksportowej wydaje się wracać do "normalności" czyli poziomów z początku 2020 roku (Rys. 3).

(1200x608)

Rys. 3 Poziom zatłaczania gazu ziemnego do terminali eksportowych LNG w USA, Źródło: S&P Global Platts

Dane Reuters 3 pokazują, że chiński import LNG prawdopodobnie wzrośnie o 10% notując nowy rekordowy wolumen w 2020 roku. Firmy chińskie odbierają dostawy ciągle jeszcze taniego surowca, aby pokryć rosnące zapotrzebowanie w przemyśle i silny popyt mieszkaniowy. Analitycy i chińscy handlowcy szacują, że import LNG osiągnie w tym roku rekordowy poziom 65-67 milionów ton LNG, co stanowi o jedną dziesiątą więcej niż w 2019 roku, a przy takim tempie wzrostu do 2022 roku Chiny prześcigną Japonię jako największy nabywca LNG na świecie.

(1200x440)

Rys. 4 Import LNG w Chinach w 2020, Źródło: Thomson Reuters.

Popyt na gaz w Chinach, pomimo COVID-19, wzrósł szybciej niż oczekiwano, napędzany głównie przez sektor przemysłowy, który od maja powrócił do poziomów z 2019 r. Firmy rezerwowały więcej dostaw LNG gazu z Kataru, Rosji i Australii, głównie w formule spot, wykorzystując rekordowo niskie ceny.

(1200x527)

Rys. 5 Import LNG w Chinach w 2020, Źródło: General Administration of Customs China.
Uwaga: Chiński urząd celny nie podał oddzielnych danych dla stycznia i lutego 2020 r.

Australijski Departament Przemysłu, Nauki, Energii i Zasobów podał w raporcie "Resources and Energy Quarterly" 4, że eksport LNG spadł o 12% r/r jednocześnie zauważając presję na wielkość eksportu LNG w kraju w ostatnich miesiącach 5. Fala inwestycji LNG w Australii spowodowała, że ponad 200 miliardów dolarów zainwestowano w siedem nowych projektów LNG, z których wszystkie rozpoczęły się w latach 2014-2019. Rozwój tych projektów sprawił, że roczna produkcja LNG w Australii osiągnęła 88 milionów ton. Jednak w raporcie stwierdzono, że dostawy LNG z Australii między czerwcem a sierpniem były o 12% niższe rok do roku. W rezultacie oczekuje się, że średni wskaźnik wykorzystania mocy produkcyjnych Australii nieznacznie spadnie w 2020 r. Według raportu, niektórzy kupujący skorzystali ze swoich praw do ograniczenia zakontraktowanych zakupów o około 10% w 2020 r., a niektóre z już zakontraktowanych dostaw zostały zastąpione przez tańsze ładunki spot.

(1200x635)

Rys.6. Australijskie projekty LNG obszary wydobycia, Źródło: Australian Government. Department of Industry, Science,Energy and Resources. Resources and Energy Quarterly - September 2020

Kwartalnik podaje, że eksport LNG z Australii spadnie z 79 milionów ton LNG w latach 2019-20 do 76 milionów ton LNG w latach 2020-2021, co odzwierciedla wpływ COVID-19 na popyt, a także pojawiające się kwestie techniczne. Prelude FLNG - wysłał swój pierwszy ładunek w czerwcu 2019 roku, ale nie osiągnął jeszcze pełnej zdolności znamionowej 3,6 mln ton rocznie - został tymczasowo zamknięty z powodu problemów technicznych w lutym 2020 roku. We wrześniu Shell wskazał, że proces wznowienia operacji już się rozpoczął, ale nie ogłosił jeszcze oficjalnej daty wznowienia produkcji. Produkcja terminala Gorgon również została zakłócona, a zatrzymanie instalacji Train 2 przedłużono do października po wykryciu pęknięć w wymiennikach ciepła. Po okresie niepewności uniknięto postoju całej instalacji. Zamiast tego zatrzymywano ją stopniowo. Obecnie oczekuje się, że Train 1 i 3 zostaną wyłączone w celu przeprowadzenia inspekcji odpowiednio w październiku 2020 r. i styczniu 2021 r. W przypadku wykrycia dalszych pęknięć istnieje ryzyko przedłużonych przestojów.)

Departament prognozuje także, że eksport LNG wzrośnie do około 80 mln ton LNG w latach 2021-2022, ponieważ wpływ COVID-19 i problemy techniczne ustąpią czy złagodnieją. W raporcie stwierdzono, że wstrzymanie produkcji w instalacji LNG w Darwin odbije się na wielkości eksportu w 2022 roku oraz podkreślono, że złoża Bayu-Undan są już praktycznie wyczerpane, wskazując na konieczność nowych odkryć lub intensyfikacji produkcji.
Departament w swojej analizie stwierdził, że perspektywy kolejnej fali inwestycji w australijskie projekty LNG są nadal niejasne, ze względu na słabe warunki rynkowe skutkujące redukcjami wydatków kapitałowych, odpisami i odroczeniami procesów FID, a na przykład projekty Darwin i North West Shelf będą wymagały jako uzupełnień surowca z nowych zagospodarowywanych złóż gazu już od 2021 r.6

(1200x620)

Rys. 7 Eksport rosyjskiego gazu ziemnego do Europy, Źródło: S&P Global Platts

Trzeci kwartał 2020 roku to walka USA, Rosji a przede wszystkim Niemiec, także Polski i pragmatycznej Danii (w zależności od punktu widzenia) o dokończenie budowy, uzyskanie niezbędnych ubezpieczeń, uruchomienie lub sankcje i nawet porzucenie wraz z wypłatą ewentualnych odszkodowań ukończonego (zaawansowanego) w 95% do 2019 roku projektu Nord Stream 2. Sytuacja jeszcze zaogniła się po próbie otrucia Aleksieja Navalnego i jego z sukcesem przeprowadzonej kuracji w Niemczech. Nowy bałtycki gazociąg Nord Stream 2 z Rosji do Niemiec nie jest jeszcze ukończony, ale pragmatyczna Duńska Agencja Energii wydała już zgodę na jego eksploatację - uzależnioną oczywiście od spełnienia kilkunastu warunków. Polska sugeruje porzucenie projektu jako zbędnego z punktu widzenia UE. Stanowisko Niemiec na tym etapie można powiedzieć ewoluuje, łącznie z próbą "przypodobania" się USA i zgodzie na znaczne finansowanie budowanych terminali LNG w Niemczech.

Platts Analytics 7 właśnie przesunął prognozowaną datę oddania do eksploatacji o jeden kwartał na drugi kwartał 2021 roku. Opóźnienie otwarcia rurociągu nie ogranicza oczywiście zdolności Rosji do eksportu gazu do Europy, chociaż może podnieść koszty. Rosja będzie potencjalnie musiała w większym stopniu polegać na tranzycie ukraińskim, gdzie obecna umowa ogranicza jego wykorzystanie do 40 mld m3/rok. Dodatkowe wolumeny spowodują wyższe opłaty tranzytowe, dlatego należy zakładać, że Rosja będzie korzystać głównie z gazu ziemnego zmagazynowanego już w swoich magazynach w Europie by uniknąć przekroczenia limitów ustalonych w ukraińskich kontraktach na 2021 rok.

(1200x609)

Rys. 8 Czyżby szczyt kontraktowania LNG został już osiągnięty?, Źródło: S&P Global Platts

S&P Global Platts zadaje świetne pytania, bo "[...]rynek LNG potrzebuje różnych opcji. Sprzedawcy nadal potrzebują pewnych długoterminowych zobowiązań, aby zapewnić akcjonariuszom bezpieczeństwo finansowe, a kupujący nadal potrzebują pewnego zabezpieczenia dostaw, aby złagodzić obawy regulacyjne dotyczące na przykład niepewności gospodarek. 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 definiowaniem tzn. kiedy - a dokładniej o której porze roku - posiadanie kontraktu LNG jest absolutną koniecznością, a kiedy bardziej opcją, czy zabezpieczeniem. Najważniejszym wydaje się być wprowadzenie sezonowych kontraktów LNG. Ten nowy rodzaj kontraktu LNG 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 okres ten przypadałby na czwarty i pierwszy kwartał, 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 waga 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) lub latem (Tajwan), co wiązało się również z zamianą uzgodnień dotyczących podnoszenia cen LNG poza sezonem. Jednak kontrakty te 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.

Sezonowanie w kontrakcie rocznym były w przeszłości dobrą opcją, ale teraz jest to raczej niewykorzystana okazja, ponieważ łatwiej jest obecnie rozliczyć dostawy na rynku gotówkowym szczególnie gdy nie są one potrzebne do szybkiego wykorzystania (vide dostawy z Norwegii do Polski). Jeszcze niedawno (2-3 lata temu) dostawy spot praktycznie nie wchodziły w grę, gdyż nie było dostępu do europejskich terminali importowych LNG lub podziemnych magazynów."
A kto pamięta jak czekaliśmy swapów - dziś zwyczajowo wykorzystywanych.

Osobną analizę cenową postaramy się zrobić na koniec roku, tym bardziej, że koniec kwartału przynosi także wzrosty cen surowca gazowego 8 oraz fakt, że nie mamy już tak znacznego różnicowania ceny (spreadu) Henry Hub w stosunku do innych punktów handlu gazem. Ceny dostaw LNG na kluczowy rynek importowy Azji Północno-Wschodniej w ostatnich miesiącach rosły i oczekuje się, że będą rosły przez zimę. 24/09/2020 kontrakt Platts Market On Close na listopad został wyceniony na poziomie 4,924 dol./MMBtu. Aż o praktycznie 20% zwiększone zostały dostawy gazu ziemnego do amerykańskich zakładów skraplających, a ten wzrost był spowodowany głównie zwiększonymi przepływami do Freeport LNG, położonego na południe od Houston. Terminal Cameron LNG, który został zamknięty 26 sierpnia przed uderzeniem huraganu Laura, pozostał w trybie offline. Przewiduje się, że będzie zamknięty do końca października z powodu uszkodzenia infrastruktury energetycznej i konieczności pogłębienia kanału pozwalającego obsługiwać terminal. Cove Point nie działał pięć dni z rzędu (praktycznie do końca września) w związku z planowanymi tam pracami konserwacyjnymi. Dominion odmówił podania czasu trwania przerw w realizacji dostaw (coroczna konserwacja obiektu w 2019 roku trwała 24 dni).
Jak podał Platts Analytics wartość netback 9 dla LNG z amerykańskiego Henry Hub (US Gulf Coast) wobec holenderskiego TTF wzrosła 22 września do rekordowego poziomu 1,26 dol./MMBtu, a następnie 24 września spadła do 93 centów/MMBtu. Netback LNG z JKM osiągnął rekordowy poziom 1,57 dol./MMBtu 21 września, po czym spadł do 1,14 dol./MMBtu 24 września.

Warto wziąć pod uwagę, że jeszcze na początku roku dyskutowaliśmy bardzo wysoki poziom ostatecznych decyzji inwestycyjnych (FID) LNG jaki był oczekiwany w 2020 roku. Decyzje te zostały przesunięte na rok 2021 a i nawet jeszcze później ze względu na pandemię, ale przede wszystkim na otoczenie niskich cen ropy i słaby popyt. Wewnętrzne analizy ISE zakładają, że po rekordowym poziomie FID w 2019 roku nadal istnieje ryzyko, że obecna podaż przewyższy spodziewany wzrost popytu, co w efekcie doprowadzi do nadwyżki utrzymującej się do połowy dekady (2025). Można założyć, że ceny kontraktów długoterminowych będą nadal indeksowane cenami ropy naftowej, chociaż będzie rosnąć udział innych mechanizmów indeksowych, w tym do notowań cen w hubach w Ameryce Północnej (w szczególności dotyczyć to będzie eksportu LNG z USA) i potencjalnie innych miejsc jak TTF i innych wskaźników cenowych. W rezultacie obecnie nadal prognozujemy, że azjatyckie ceny spot będą dalej znacząco wyższe niż dla innych rynków. Wygaśnięcie w nadchodzących latach długoterminowych europejskich kontraktów na dostawy gazu umożliwi nowym graczom - zwłaszcza z sektora LNG - wejście na rynek europejski. Rosja ze względu na swój budżet będzie nadal zmuszona dominować podaż gazu ziemnego w Europie w nadchodzących latach, do poziomu 170-200 mld m3/rok, dostarczanego nie tylko poprzez połączenie kontraktów długoterminowych, krótkoterminowych aukcji i sprzedaży przez europejskie huby, ale także przez znaczące dostawy LNG. Oczywistym jest, że norweski eksport pozostanie zasadniczo stabilny, a elastyczne złoża w Norwegii, takie jak Troll i Oseberg, odegrają kluczową rolę w zapewnianiu elastyczności na europejskim rynku gazu. Kwestią dla Polski bardzo ważną jest zagospodarowanie przez Total już od 2022 roku duńskiego złoża Tyra. Ma to coraz większe znaczenie, biorąc pod uwagę spadek wydobycia z aktywów takich jak gigantyczne złoże Groningen w Holandii (powinniśmy już jednak liczyć się z wygaszaniem złoża). Europa będzie nadal odgrywać kluczową rolę równoważącą na światowym rynku LNG, biorąc pod uwagę jej nowe i wolne moce regazyfikacyjne oraz duże magazyny. Spodziewamy się, nawet 30% dostaw gazu do Europy będzie w postaci LNG.

Przypisy:

1Sikora 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

2 Sikora A., Sikora M., "Polskie LNG w pierwszym kwartale 2020″, CIRE, 31.03.2020 - https://www.cire.pl/item,195902,13,0,0,0,0,0,polskie-lng-w-pierwszym-kwartale-2020.html

3 https://www.reuters.com/article/idUSKCN26G0W

4 https://www.industry.gov.au/data-and-publications/resources-and-energy-quarterly-september-2020

5 https://www.offshore-energy.biz/australia-lng-exports-to-drop-by-17-billion-for-2020-21/

6 https://uk.reuters.com/article/australia-mining/rpt-australia-trims-resources-revenue-outlook-on-weaker-coal-lng-exports-idUKL4N2GO0FQ

7 https://blogs.platts.com/2020/06/23/lng-long-term-contracts-seasonal/

8 https://www.europeangashub.com/ttf-prices-whats-going-on.html

9 Tutaj: wartość jednostki gazu ziemnego liczona jako cena sprzedaży produktu pomniejszona o wszystkie koszty wytworzenia.

KOMENTARZE ( 2 )

Rozwiń (Pełna treść komentarza)
Autor: Energetyk 06.10.2020r. 21:23
Artykuł bardzo profesjonalny, ale chętnie bym poczytał o cenach gazu LNG i możliwym wpływie na transformację... pełna treść komentarza
Odpowiedzi: 1 | Najnowsza odpowedź: 08-10-2020r. 00:18 ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 2 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie




cire
©2002-2020
Agencja Rynku Energii S.A.
mobilne cire
IT BCE