24 lutego br. wraz z wysłaniem pierwszego transportu z terminalu Sabine Pass rozpoczął się eksport amerykańskiego gazu skroplonego (LNG). W pierwszym kwartale zaczęły także działać dwa duże terminale australijskie. Rośnie dostępność LNG na światowych rynkach. Do 2020 roku, dzięki nowej infrastrukturze eksportowej, zlokalizowanej przede wszystkim w Australii i Stanach Zjednoczonych, globalny potencjał eksportu LNG ma wzrosnąć o 40%. Pojawienie się nowych graczy i większa ilość surowca na rynku będą najprawdopodobniej skutkować ewolucją zasad handlu LNG: zwiększać elastyczność kontraktów i przyczyniać się do zmian w formułach cenowych.
Tymczasem, wraz z wyhamowaniem tempa wzrostu popytu na LNG w Azji, rośnie znaczenie Europy jako rynku zbytu dla gazu skroplonego. Stanowi to szansę na wzrost dywersyfikacji dostaw oraz obniżenie cen gazu w UE. Jest to szczególnie ważne dla państw bałtyckich i Polski, do niedawna zdominowanych przez dostawy rosyjskiego gazu. W ostatnim półtoraroczu uruchomiono nadbałtyckie terminale umożliwiające import LNG: w litewskiej Kłajpedzie oraz polskim Świnoujściu.
Rosnąca dostępność LNG jest konkurencją dla tradycyjnych dostawców gazu na rynku unijnym, w tym rosyjskiego Gazpromu. Zarazem wyzwaniem zarówno dla nowych, jak i tradycyjnych eksporterów są spadające ceny gazu w UE – na giełdach i w kontraktach długoterminowych - co prowadzi do intensyfikacji konkurencji. Może ona przyczynić się w szczególności do zmian sposobu działania Gazpromu w celu obrony udziałów w rynku: zwiększania elastyczności funkcjonowania i zaangażowania na europejskich giełdach oraz świadomej konkurencji cenowej. Europejska strategia Gazpromu oraz jej konkretne efekty będą zatem – równolegle z poziomem cen i unijnym popytem na gaz oraz skutecznością polityki dywersyfikacji UE (w tym właśnie opublikowanej strategii LNG) i poszczególnych państw członkowskich – istotnymi czynnikami wpływającymi na możliwość zwiększenia udziału LNG w unijnym koszyku dostaw gazu.
Więcej LNG: ile, jak i skąd
Rosnące obecnie możliwości eksportu gazu skroplonego to druga fala skokowego wzrostu dostępności LNG na świecie – poprzednia miała miejsce w latach 2009-2010, kiedy nowe terminale (w dużej mierze katarskie) dodały około 100 mld m3 do istniejących możliwości eksportowych. Pierwsza fala LNG przyczyniła się do przyspieszenia liberalizacji europejskiego rynku gazu, wzrostu roli giełd i cen spotowych. Nastąpił krótkotrwały wzrost udziału LNG w strukturze europejskiego importu gazu, ale nie doszło do trwalszych zmian źródeł dostaw surowca w skali UE. Obecna fala zaczęła rosnąć w 2015 roku i przyniosła wzrost możliwości eksportu LNG na świecie o około 33 mld m3. Do 2020 roku mają one wzrosnąć o 40% (o około 177 mld m3) – zob. Aneks. Prawie połowa nowych terminali ma być oddana do użytku w latach 2016-2017, choć możliwe są opóźnienia w związku z wyjątkowo niskimi cenami surowca. Ponad 90% nowych mocy eksportowych będzie ulokowanych w Australii (2/3 całości) i USA [1]. Tylko w pierwszym kwartale 2016 roku uruchomione zostały 3 duże terminale o łącznym potencjale eksportowym wynoszącym około 55 mld m3. Pierwsze cargo z Australia Pacific LNG wypłynęło 9 stycznia, z Sabine Pass (USA) 24 lutego, a z Gorgon LNG (Australia) 21 marca.
Nowe terminale zwiększają różnorodność źródeł dostaw LNG. Dzięki nim do końca dekady Australia ma zająć pierwsze miejsce w globalnym eksporcie gazu skroplonego i zepchnąć Katar na drugą pozycję. Terminale umożliwiają też rozpoczęcie eksportu Stanom Zjednoczonym, które zajmą trzecią pozycję na światowym rynku.
Faktyczny poziom eksportu będzie zależał od szeregu czynników – w tym popytu i cen gazu na świecie. Tylko niektórzy eksporterzy (głównie amerykańscy[2]) mogą jednak powstrzymywać się od eksportu w przypadku niekorzystnych warunków rynkowych. Większość będzie sprzedawać LNG, by choć w części pokryć koszty poniesionych inwestycji. Przewiduje się, że szybko rosnąca podaż w najbliższych latach przewyższy popyt na surowiec. Wyhamowanie popytu w Azji (w Chinach w 2015 roku po raz pierwszy spadł import LNG, prognozowane jest ograniczanie importu przez Japonię) oraz nadpodaż przyczynią się m.in. do wzrostu roli krótkoterminowego handlu LNG, większej konkurencji pomiędzy LNG z różnych źródeł oraz między LNG a gazem rurociągowym[3]. To z kolei może obniżyć już i tak niskie (m.in. w związku z niskimi cenami ropy) ceny surowca i wpłynąć na strategie eksporterów. Tracący pozycję lidera Katar już teraz dostosowuje się do zmieniającej się sytuacji rynkowej[4]. Przykładem jest m.in. obniżenie przez katarski RasGas cen LNG dla indyjskiego Petronet o prawie połowę oraz zmiana samej formuły cenowej[5] czy korzystne warunki podpisanego ostatnio długoterminowego kontraktu katarsko-pakistańskiego[6].
Wzrost w najbliższych kilku latach eksportu australijskiego i amerykańskiego LNG to wzrost globalnej roli „zachodnich” dostawców i praktyk handlowych. W szczególności eksport z USA wiąże się z pojawieniem się innych zasad sprzedaży LNG: amerykański surowiec zamiast do ropy indeksowany jest do cen gazu na amerykańskiej giełdzie Henry Hub, a w kontraktach nie ma restrykcji geograficznych[7]. Umożliwia to sprzedaż surowca prawie na całym świecie w zależności od warunków na rynku, konkretnych potrzeb i możliwości. Inne niż powszechnie stosowane do tej pory zasady sprzedaży amerykańskiego LNG wydają się dawać większą elastyczność i możliwość reakcji na zmienne warunki, co może przyczyniać się do ich popularyzacji. Tym samym mogą się one przyczynić do ewolucji zasad handlu surowcem oraz większej płynności i konwergencji światowych rynków gazu.
Wielkie nadzieje UE
Zmiany na światowym rynku LNG, skokowo rosnące możliwości eksportu oraz ograniczony obecnie wzrost popytu na gaz (w tym LNG) w Azji zwiększają znaczenie europejskiego rynku zbytu. Jest to szansa na dostawy relatywnie taniego LNG dla europejskich konsumentów. Dotyczy to także państw Europy Środkowej, związanych długoterminowymi kontraktami i dążącymi do ich uelastyczniania i/lub uzupełniania zakupami na giełdach. Sprzyja to realizacji celów unijnej polityki energetycznej definiowanych od 2014 roku (po kryzysie ukraińskim) – w tym dywersyfikacji źródeł dostaw m.in. poprzez zwiększenie importu LNG, co było postulowane w dokumencie KE o Unii Energetycznej z lutego 2015 roku i jest celem unijnej strategii LNG z lutego 2016 roku[8].
Unijny import LNG malał od rekordowego 2011 roku – w 2014 roku importowano tylko 41 mld m3 przy 191 mld m3 dostępnych mocy regazyfikacyjnych, wykorzystując je w 21,5%[9]. Było to związane przede wszystkim z silną konkurencją ze strony rynków azjatyckich i relatywnie wysokimi cenami LNG, ale też niewystarczającą integracją terminali z siecią gazową całej UE. Obecne uwarunkowania rynkowe (nadpodaż, niskie i wciąż spadające ceny) i polityczne (zainteresowanie dywersyfikacją) zwiększają szanse na faktyczny wzrost zarówno wielkości importu, jak i roli LNG w UE. I choć pierwszy transport LNG z nowych terminali w USA czy Australii nie trafił na rynek europejski[10], to dostawy LNG z innych źródeł rosną. W 2015 roku import LNG do Europy (w tym Turcji) wzrósł o 15,8%[11], a prognozy m.in. IEA wskazują, że do roku 2020 ma wzrosnąć ponaddwukrotnie – do około 90 mld m3, co zaspokajałoby około 18,2% całości popytu (w 2014 roku – 8,4%)[12].
Możliwości absorpcji rosnących ilości LNG przez UE zależą m.in. od połączenia istniejących i budowanych terminali z wewnętrzną siecią gazową. Cele związane z integracją rynku, zrewidowana m.in. pod tym kątem lista projektów wspólnego zainteresowania (PCI) oraz unijna strategia LNG mają na celu zwiększenie możliwości przesyłania surowca z nie w pełni wykorzystywanych obecnie terminali regazyfikacyjnych (w Hiszpanii, Francji, Wielkiej Brytanii) do odbiorców w całej UE, w tym tych najbardziej zainteresowanych alternatywnymi źródłami dostaw. Widać m.in. starania, by umożliwić przesył LNG z Hiszpanii, w której znajduje się ok. 30% całych unijnych mocy regazyfikacyjnych (ok 60 mld m3 w 2015 roku – zob. Aneks), do sąsiadującej Francji (projekt MidCat) i dalej np. do Włoch czy projekty mające ułatwić dystrybucję LNG z nowych terminali nad Bałtykiem do innych krajów Europy Środkowej i Wschodniej (korytarz Północ-Południe).
Przypadek Europy Środkowej i Wschodniej
Zmiany na rynku LNG nakładają się na ważne zmiany w krajobrazie infrastrukturalnym państw Europy Środkowej i Wschodniej, dotychczas silnie zależnych od dostaw rosyjskiego gazu. Nad Bałtykiem są już dwa terminale LNG – pływający terminal na wybrzeżu litewskim koło Kłajpedy (otwarty w grudniu 2014) oraz polski terminal w Świnoujściu (otwarty w grudniu 2015 roku, w którym komercyjne operacje zapowiedziano od lipca 2016 roku). Nowa infrastruktura umożliwia faktyczną dywersyfikację zarówno źródeł, jak i szlaków dostaw surowca. Pozwala na dostarczenie rocznie w sumie 7 mld m3 LNG (5 mld m3 w Świnoujściu[13], 2 mld m3 w Kłajpedzie) oraz wzrost konkurencji na rynku regionalnym.
Dzięki uruchomieniu dostaw LNG Litwa prognozuje, że w 2016 roku co najmniej połowę potrzebnego gazu będzie importować z Norwegii, co zakończy wieloletnią dominację gazu rosyjskiego na litewskim rynku[14]. Zarazem budowa terminalu umożliwiła Litwie uzyskanie w latach 2014-2015, wcześniej bezskutecznie negocjowanej, obniżki cen od Gazpromu[15]. Nowy kontekst rynkowy odbił się też na innych zasadach dostaw dla litewskich odbiorców: większość importu realizowana jest dziś na zasadach krótko- lub średnioterminowych, a sam Gazprom – wobec braku nowego kontraktu długoterminowego – zdecydował się sprzedać część gazu przez aukcje po konkurencyjnych cenach[16]. Dostawy LNG przez terminal litewski umożliwiły też dywersyfikację źródeł surowca Estonii (kupowała ona gaz z litewskiego terminalu już w 2015 roku) i otwierają taką możliwość Łotwie. Podobnie uruchomienie terminalu w Świnoujściu, zbiegające się w czasie z większą dostępnością taniego LNG, zmienia sytuację Polski, a potencjalnie także innych państw środkowoeuropejskich w sektorze gazu. Poza otwarciem dostępu do alternatywnych źródeł surowca nowa infrastruktura przesyłowa może ułatwić stronie polskiej renegocjacje warunków dostaw rosyjskiego gazu w ramach obowiązującego długoterminowego kontraktu (Gazprom–PGNiG). Może też wpływać na kształt regionalnego rynku, m.in. stanowiąc bodziec do rozwoju infrastruktury umożliwiającej dostawy gazu ze Świnoujścia do innych państw regionu, na przykład w ramach korytarza Północ-Południe. Może także sprzyjać rozwojowi giełd gazu w regionie albo ich łączeniu z dużymi zachodnimi giełdami (na przykład w Niemczech).
Nadbałtyckie terminale są także istotne w kontekście utrzymującego się konfliktu na Ukrainie, napiętych relacji (też gazowych) UE-Rosja oraz podwyższonego ryzyka dla stabilności dostaw rosyjskiego gazu przez Ukrainę do UE, w tym do państw położonych w jej wschodniej części.
Pomimo wielopoziomowych korzyści związanych z uruchomieniem nowej infrastruktury nieoczywiste jest długoterminowe wykorzystanie terminali. Niepewny jest przyszły poziom popytu na gaz w regionie, a konkurencją dla LNG będą dostawy gazu z Rosji oraz z krajów i firm europejskich (w tym z Niemiec). Wreszcie w warunkach nadpodaży terminale nadbałtyckie będą najprawdopodobniej konkurować między sobą o rynek – o ile nie zostanie wypracowana skuteczna formuła współpracy, np. agregacja popytu. Nie jest więc pewne, że istniejąca infrastruktura importowa i dostępność LNG na rynku światowym wystarczą do zapewnienia trwałej dywersyfikacji dostaw w regionie.
Nadzieje a rzeczywistość: rynek gazu w UE
Z rosnącą podażą LNG oraz zwiększonym po kryzysie ukraińskim zapotrzebowaniem na dywersyfikację kontrastuje sytuacja na unijnym rynku gazu. Malejący od kilku lat popyt osiągnął w 2014 roku rekordowo niski poziom 409 mld m3 (spadek o 11%)[17]. Choć w 2015 roku – według wczesnych szacunków – popyt był już wyższy, to perspektywy nie są zbyt optymistyczne. Zarówno IEA, jak i UE prognozują stabilizację popytu na gaz w najbliższych dekadach[18]. Jego ostateczny poziom zależeć będzie m.in. od sposobu i skutków wdrażania unijnej polityki klimatycznej, w tym możliwego zaostrzenia przyjętych celów redukcji emisji gazów cieplarnianych, co mogłoby przełożyć się na ograniczanie zużycia gazu. Ważna będzie też konkurencyjność cenowa gazu wobec innych źródeł energii, w tym OZE i węgla.
Równolegle spada w UE produkcja wewnętrzna gazu. Ograniczenia wydobycia m.in. w Holandii w 2015 roku przyczyniły się do wyraźnego wzrostu potrzeb importowych, które mają zwiększać się w kolejnych latach (dalszy spadek produkcji unijnej; fiasko planów rozwoju wydobycia gazu niekonwencjonalnego). Według prognoz IEA import gazu do Europy i Turcji wzrośnie do 2020 roku o około 70 mld m3[19].
Dodatkowo w ostatnich miesiącach wyraźnie spadały ceny importu surowca – w styczniu 2016 roku były średnio o 12% niższe niż miesiąc wcześniej i 46% poniżej poziomu sprzed roku[20]. W związku z utrzymującymi się niskimi cenami ropy (i opóźnieniem ich wpływu na indeksowane przynajmniej częściowo do nich ceny gazu w kontraktach długoterminowych) w najbliższych miesiącach można się spodziewać kolejnych spadków.
Obniżony popyt na gaz w UE, niskie ceny oraz niepewność co do przyszłego zapotrzebowania i faktycznego kształtu unijnej polityki energetycznej utrudniają realizację nowych projektów infrastrukturalnych (w tym interkonektorów) oraz prowokują pytania o celowość unijnej polityki dywersyfikacji źródeł surowca. Trudności unijnych koncernów gazowych skłaniają je do bardziej zachowawczych strategii działań i szukania sposobów pobudzenia popytu na gaz na rynku europejskim m.in. poprzez współpracę z tradycyjnymi dostawcami, w tym największym światowym eksporterem gazu – Rosją.
Rosja vs LNG na europejskim rynku gazu
Najważniejszym zewnętrznym dostawcą gazu do UE pozostaje rosyjski Gazprom: w 2015 roku eksportował on do UE ok. 132 mld m3[21]. W ostatnich latach widoczny był wzrost udziału rosyjskiego surowca w imporcie gazu do UE z 28% w 2009 roku do ponad 32% w 2014. W kontekście stagnacji popytu nie wiązało się to ze znaczącym wzrostem eksportu Gazpromu. Dywersyfikacja źródeł dostaw gazu do UE na większą skalę byłaby więc zagrożeniem dla udziału rosyjskiego gazu w rynku unijnym. Sytuacja rynkowa, rosnąca konkurencja ze strony LNG oraz polityka dywersyfikacji źródeł w UE i państwach członkowskich z jednej strony, a z drugiej – brak dostępnych dużych alternatywnych rynków zbytu w krótkim i średnim terminie (projekty eksportu do Chin są realizowalne w dłuższym terminie) są kluczowymi czynnikami przyczyniającymi się do możliwej modyfikacji przez Gazprom strategii eksportu gazu do Europy. W szczególności możliwa wydaje się zmiana strategii z obrony poziomu cen rosyjskiego surowca na obronę jego udziału w europejskim rynku – m.in. poprzez zwiększanie elastyczności funkcjonowania koncernu na tym rynku oraz konkurencję cenową z alternatywnymi dostawcami.
Gazprom może i już obecnie zwiększa elastyczność poprzez intensyfikację zaangażowania w transakcje krótkookresowe na rynku gazu (m.in. przez kolejne aukcje gazu, częstszą sprzedaż przez huby i po cenach spotowych), zwiększanie udziałów w unijnej infrastrukturze gazowej (m.in. magazynach w Niemczech i Austrii czy gazociągach, np. Gascade) oraz dalszą dywersyfikację szlaków eksportu do UE (m.in. poprzez promocję projektów takich jak Nord Stream 2, a w dłuższym okresie większy udział w rynku LNG).
Trudno jest obecnie przewidywać, czy i na ile Gazprom jest faktycznie gotowy na „wojnę cenową”[22], czyli świadomą grę na obniżanie cen gazu na europejskich hubach do poziomu podważającego opłacalność importu LNG[23]. Niewątpliwie ma on możliwość tego typu działań (niskie marginalne koszty produkcji, aktywa w europejskim rynku itp.), a obecne ceny gazu w jego kontraktach długoterminowych są wyjątkowo niskie i będą spadać[24]. Gazprom wydaje się też mieć sporą motywację do walki o udział w rynku UE w kontekście malejącej sprzedaży na obszarze WNP[25], odległej perspektywy eksportu gazociągowego do Azji oraz wyzwań na rynku wewnętrznym[26].
Wnioski
W latach 2016–2018 znacząco wzrośnie dostępność LNG dla europejskich odbiorców – przede wszystkim surowca pochodzącego z Australii, Kataru i USA. Surowiec ten ze względu na nadpodaż na rynkach gazu oraz utrzymujące się niskie ceny ropy będzie relatywnie tani.
Napływ LNG do UE stanowi wyzwanie dla Gazpromu, który boryka się z szeregiem innych wyzwań, takich jak konkurencja na rosyjskim rynku wewnętrznym, polityka dywersyfikacji w UE czy spadek eksportu do WNP. Może to przyczynić się do zmian w europejskiej strategii eksportowej koncernu, a potencjalnie prowadzić nawet do „wojny cenowej” w celu obrony udziałów rosyjskiego gazu w rynku UE.
W konsekwencji napływu LNG oraz prawdopodobnych zmian zasad handlu rosyjskim gazem europejscy odbiorcy mogą liczyć na korzystniejsze warunki dostaw oraz rozwój unijnego rynku - wzrost jego elastyczności i udziału transakcji krótkoterminowych. Stanowi to też szansę dla państw Europy Środkowej i Wschodniej, szukających dywersyfikacji, lepszych warunków dostaw i wzrostu konkurencji.
Zintensyfikowane współzawodnictwo między gazem rosyjskim a LNG może się negatywnie odbić na udziale innych dostawców w rynku UE (Norwegia) oraz zmniejszać skłonność europejskich odbiorców do podpisywania długoterminowych kontraktów na dostawy LNG. To z kolei może utrudnić utrzymanie większej roli LNG na europejskim rynku w przypadku prawdopodobnej zmiany koniunktury na światowych rynkach gazu.
![Ile kosztuje pozycjonowanie stron internetowych w Google? [Materiał promocyjny]](https://cdn.fronda.pl/imgcache/262x147/c/uploads/news/firmbee-com-ememmpuojlw-unsplash-1714089461.jpg)
