1

Dr hab. Henryk Woźniak, prof. UG Katedra Logistyki

Trendy rozwojowe na globalnym rynku LNG

1. Charakter zmian rynkowych

LNG - te trzy litery zmieniają nie tylko światowy rynek energii. Przełomowy charakter technologii LNG stymuluje również procesy globalnej walki o władzę rynkową. Można przytoczyć tutaj historię z tankowcem LNG Rioja Knutsen, która charakteryzuje nową erę w energetyce gazowej. Tankowiec załadowany skroplonym gazem ziemnym znajdował się na pełnym morzu w pobliżu Bahamów w marcu 2017 roku w drodze z USA do Portugalii. Gdy jednak nagle jedna z meksykańskich firm energetycznych zaoferowała wyższą cenę za ładunek, Rioja Knutsen zmienił kurs na Meksyk. To z kolei nie pozostawiło algierskiej firmie gazowej Sonatrach wyboru. Wysłała jeden ze swoich gigantów z gazem skroplonym z Afryki Północnej do Portugalii. Handel gazem stał się nie tylko elastyczny, stał się przede wszystkim globalny.1 Rosyjskie źródła, powołując się na dane z branży handlu gazem, poinformowały, że pochodzący z Rosji surowiec transportowany przez tankowiec Gaselys należący to francuskiego koncernu Engie trafił z brytyjskiego terminalu w Isle of Grain w południowej Anglii do leżącego niedaleko Bostonu terminalu regazyfikacyjnego Everett, gdzie przybył 22 stycznia br. Według "Kommiersanta" ładunek Gaselys to surowiec pochodzący z zakładów gazu skroplonego na Jamale (Jamał LNG), uruchomionych na początku grudnia 2017 roku przez rosyjski koncern Novatek. Gaz ten w momencie załadunku w Rosji był własnością malezyjskiego koncernu Petronas, a potem - jak przypuszcza gazeta - mógł być kilkakrotnie odsprzedany. Ostatecznym nabywcą stała się Engie, która ma zarezerwowane moce regazyfikacyjne terminalu Everett w wymiarze 6,9 mld m3 rocznie. Taką sytuację tłumaczono ekstremalnymi warunkami pogodowymi na wschodnim wybrzeżu" USA i raptownym skokiem cen gazu. Zdaniem Jamesa Hendersona z Instytutu Studiów nad Energetyką w Oksfordzie dostawa rosyjskiego gazu z półwyspu Jamał do USA nie przerodzi się w tendencję, lecz jedynie świadczy o rosnącej globalizacji rynku gazowego. "Sens obrotu LNG polega na tym, że kierowany jest tam, gdzie jest popyt"2. W niedzielę 14.01.2018 roku do hiszpańskiego portu Ferrol dopłynął pierwszy ładunek LNG z Rosji. To kolejny dowód, jak bardzo rynek gazu stał się otwarty i jak surowiec krąży po świecie. Pod koniec listopada 2017 Jamał LNG otrzymał pozwolenie na uruchomienie głównych urządzeń technologicznych pierwszego etapu instalacji LNG. Rozpoczęto produkcję skroplonego gazu ziemnego na pierwszej linii o wydajności 5,5 mln ton rocznie. W obu opisanych przypadkach chodzi o nieco ponad sto tysięcy ton

1 Mit minus 160 Grad auf Siegeszug. "Die Presse", Print-Ausgabe, 06.07.2017. E. Steiner; Die neuen

Herrscher über das Gas. WIRTSCHAFT 10.07.2017) 2 Gaz z Rosji popłynie również do USA. PAP/PSZ, WNP.PL, 09-01-2018

2

skroplonego surowca. Doskonale ilustruje to, jak zmienia się rynek gazu. Gaz eksportować chcą praktycznie wszyscy producenci.3 Ciekawym zjawiskiem jest przejście producentów LNG do roli handlowców i

pośredników na rynku LNG wraz z czarterowaniem gazowców. Informacje o takiej

globalnej działalności na rynku spot przekazał dział handlowy rosyjskiej grupy Novatek,

Novatek Gas & Power, już w połowie roku 2016, informując o transporcie ładunku z

terminalu LNG na Trynidadzie i Tobago do Quintero w Chile4. W miarę jak rynek LNG

rośnie i dywersyfikuje się na całym świecie, nie ma powodu, aby międzynarodowi

inwestorzy przegapili tę okazję" , wynika z opinii IEA.

Zaskakujące są również niektóre kierunki geograficzne kontraktów długoterminowych.

Oto wspomniana grupa Novatek z Rosji rozpocznie w 2018 roku dostarczanie LNG z

projektu Jamał LNG dla hiszpańskiego Gas Natural Fenosa, tej samej firmy, która ma

wieloletni kontrakt z Cheniere Energy na dostawy LNG z terminalu Sabine Pass w

USA. Zgodnie z umową podpisaną z GNF, Novatek bedzie dostarczał 2,5 miliona ton

LNG rocznie przez okres 25 lat 5. Przewiduje się, że projekt LNG na półwyspie

jamalskim na Syberii będzie realizował łącznie 16,5 mln ton LNG rocznie. Niemal

wszystkie wolumeny zostały już zakontraktowane.

Kolejną istotną cechą aktualnego globalnego rynku LNG są duże wahania cen na rynku spot w krótkim okresie czasu. Poziom cen może zmieniać się od dostawy do dostawy. Potwierdzeniem tego mogą być partie wysyłkowe LNG z USA. Lista EIA pokazuje, że w kwietniu 2017 USA dostarczyła gaz do Argentyny, Chile, Japonii, Kuwejtu, Meksyku, Korei Południowej i Zjednoczonych Emiratów Arabskich. I tak, od stycznia do kwietnia 2017 r. Barbados musiał zapłacić cenę za LNG w wysokości 10,40 $ za tysiąc stóp sześciennych (Tcf). ZEA płaciły tylko 3,80 $ w przypadku jednej dostawę w kwietniu 2017 roku. Chiny zapłaciły 4,70 $ w styczniu 2017 r. i 4,92 $ w lutym 2017 r. Zaskakujące jest to, że dostawy LNG do Chin są niezmienne, ale np. w

marcu i kwietniu 2017 roku nie odnotowano żadnych dostaw z USA do tego kraju.

Kuwejt płacił w lutym 2017 roku 5,50 $, w marcu 2017 - 3,14 $, a w kwietniu 2017 roku 4,19 $/ Tcf. 6 Zimny początek 2017 roku w Japonii, Korei, Chinach i większości Europy zwiększył popyt na LNG. Ponadto, awarie w zakładzie eksportowym Gorgon LNG w Australii, obsługiwanym przez Chevron, pozostawiły kupujących z zakontraktowanymi umowami długookresowymi na czas nieokreślony. W rezultacie azjatyckie ceny spotowe LNG wzrosły nieco powyżej 9,50 $ / MMBtu w pierwszej połowie stycznia 2017 – co było znaczną poprawą poziomu wobec 5,12-7,00 $ /MMBtu w styczniu 2016 r. I 4,00 $ / 3 D.Malinowski; LNG z Jamału do Hiszpanii i do USA. WNP.PL, 09-01-2018

4 Russia's Novatek ships first LNG cargo 06.11.2016 Maritime News Agency. Novatek jest największym w

Rosji niezależnym producentem gazu ziemnego i głównym operatorem projektu Yamal LNG, projektu gazowego na rynki międzynarodowe, opracowanego w jednym z najbardziej nieprzyjaznych i trudnych warunków na świecie. 5 Report: Novatek to commence LNG supplies to Gas Natural Fenosa in 2018, LNG World News, posted

on May 29, 2017. Udziałowcami projektu Yamal LNG są Novatek, operator z 50,1 % udziałów, CNPC i Total z 20 % udziałów oraz chiński Fundusz Jedwabnego Szlaku z 9,9 % udziałów. 6 USA wollen Weltmarkt für Flüssig-Gas dominieren. Deutsche Wirtschafts Nachrichten 04.07.17

3

MMBtu w kwietniu 2016 r. Jednak już pod koniec stycznia 2017 r. azjatyckie ceny spot spadły do poziomu 8 $/ MMBtu, odzwierciedlając mniejszą presję na rynku. 7 Interesjące zmiany dotyczą charakteru zawieranych transakcji handlowych. Jak wiadomo przez wiele lat dominowały kontrakty długotermine, czego najlepszym przykładem są porozumienia handlowe Cheniere Energy dotyczące kontraktów eksportowych terminalu Sabine Pass ( por. tablica). Procesy skraplania Sabine Pass zostały komercyjnie powiązane 20-letniemi umowami o ustalonej cenie z wybranymi klientami. Tymczasem kontrakty terminowe dla dostaw LNG podpisane w I połowie 2017 dotyczyły tylko 5,7 mln ton/ rok, co było rekordowo niskie, począwszy od 2010 roku. Kupujący nadal naciskają na renegocjacje starych kontraktów z wyższymi cenami i brakiem zdefiniowanej, docelowej elastyczności.

Ceny LNG będą prawdopodobnie zależeć od kilku czynników, w tym od cen ropy naftowej, globalnej dynamiki podaży i popytu oraz kosztów infrastruktury. Ponadto, wzrost handlu z LNG pomógł również złagodzić niedobory podaży na poszczególnych rynkach krajowych, a handel LNG zmienia się również w kierunku zaspokojenia potrzeb klientów w zakresie kontraktów krótkoterminowych i mniejszych wolumenów dostaw oraz oczekiwanej, większej elastyczności. Należy zauważyć, że niektórzy wschodzący nabywcy LNG mają trudniejsze ratingi kredytowe, niż nabywcy tradycyjni.

7 LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review, styczeń 2017

4

Globalny handel LNG zwiększył się zarówno pod względem wielkości, jak również

jego udziału w rynku w stosunku do transportu gazociągami. W roku 1990 tylko 9

krajów importowało LNG, a eksportowało go 8 krajów. Do roku 2015 te liczby wzrosły

odpowiednio do 34 i 19. Potwierdzają to statystyki GIIGNL (międzynarodowej grupy

importerów skroplonego gazu ziemnego), zgodnie z którymi 19 krajów produkujących

gaz eksportuje obecnie gaz skroplony.8 Dziesięć lat temu zaledwie 17 krajów

importowało LNG, dziś jest to 39, a za kilka lat będzie to 46 krajów. Pod koniec 2016 r.

na oceanach znajdowało się 478 tankowców LNG.

Ceny LNG są teraz w mniejszym stopniu związane z ceną ropy naftowej. Przed 2010

rokiem 76 % kontraktów zawierało formuły cen indeksowane ceną ropy naftowej. Mniej

więcej połowa umów, które od tego czasu zostały zawarte, wykorzystuje relacje gaz -

gaz. Liczba umów z ustalonymi cenami spadła z 60 % w roku 2014 do 40% w roku

2015. 9

Indyjski popyt jest bardzo wrażliwy na ceny, przy czym większość importu odbywa się na bazie krótkoterminowej i na bazie spotowej. Nagromadzenie nowej podaży w 2017 r. spowodowało spadek cen spotowych LNG, a Indie były jednym z głównych rynków, na których nawywcy wykorzystali tę sytuację.10 Przy dzisiejszych niższych cenach nabywcy związani wieloletnimi umowami, m.inn. z Katarem, negocjowali tańsze zakupy gazu. Petronet LNG, największy importer gazu w Indiach, targował się katarskim z RasGasem o dyskont w wysokości prawie 50%. Zrewidowane warunki umowy Petronet wyniosły 1,1 mld USD wartości dostaw przekazanych przez sprzedającego kupującemu 11.

Globalne różnice cen na rynku gazu są jednym ze skutków coraz bardziej skomplikowanych szlaków i relacji eksportowych. Według badań przeprowadzonych przez Moskiewską Wyższą Szkołę Ekonomiczną gigant energetyczny Gazprom w okresie 2009-2015 zmieniał 65 razy swoje umowy z 30-oma klientami w Europie. Także w roku 2016 odnotowano więcej sygnałów dobrej woli, czego nie było w ogóle w przeszłości. 12 W ciągu ostatnich kilku lat zmienił się profil nabywców LNG. Pojawiają się nowi importerzy - od małych lub nowo powstałych firm energetycznych do pośredników, krajowych przedsiębiorstw energetycznych - ponieważ handel LNG zmienia się, aby odzwierciedlić zmieniające się potrzeby nabywców, w tym umowy krótkoterminowe i umowy o mniejszym wolumenie z większą elastycznością.

8 Eduard Steiner; Die neuen Herrscher über das Gas. WIRTSCHAFT 10.07.2017

9 Frank Umbach; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem Gaspreis-Krieg

führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017 10

LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review styczeń 2017) 11

Qatar’s LNG value chain efficiency is tough for other producers to match January 06 2016 12

Eduard Steiner; Das Schiff, das ein neues Gas-Zeitalter einläutet.Wirtschaft , 02.05.2016

5

Wydaje się, że główny charakter zmian jakościowych na globalnym rynku LNG jest nieodwracalny. Przejawia się on przede wszystkim w obniżeniu średniego okresu obowiązywania kontraktów z 12-14 lat w okresie 2011 - 2014 do około 10 lat w roku 2015 i 7-miu lat w roku 2017, jak również w spadku średniej zakontraktowanej wielkości LNG z 1.2 – 1.5 mln ton w latach 2011-2013 do około 600 -750 tysięcy ton w latach 2014 – 2016 .13 Kwintesencją sytuacji rynkowej na globalnym rynku LNG jest poziom kształtowania się cen ( w $/MMBtu) przedstawiony w tablicy dla okresu 2013 – 2017 ( World LNG Estimated, Landed Prices 2013- 2017) potwierdzający w zasadzie fakt trwałej, dłogookresowej nadwyżki podaży na popytem, konsekwencją czego był ciągły spadek cen, zahamowany dopiero pod koniec roku 2017. Po katastrofie w Fukushimie ceny LNG nadal rosły, ponieważ popyt Japonii na gaz wzrósł gwałtownie z powodu zamykania elektrowni jądrowych. Od czasu, gdy reaktory jądrowe uruchomiono ponownie latem 2015 r., cena LNG znacznie spadła.

14 Zakładając, że powrót

japońskiego sektora jądrowego przebiega zgodnie z planem, Japonia będzie miała kolejny rok spadku importu. Japoński Institute of Energy Economics (IEEJ) poinformował w grudniu 2016 r., że zgodnie ze scenariuszem referencyjnym, 14 elektrowni atomowych może zostać ponownie uruchomionych do końca 2017 r. W takim przypadku IEEJ przewidział import Japonii w 2017 r. na poziomie 77,3 mln ton , o 5,3% mniej, niż w 2016 roku ( 81,6 Mt )

15.

Tymczasem wg Reutersa ceny za LNG dla Japonii, największego na świecie nabywcy, wzrosły w styczniu 2018 do najwyższego poziomu od ponad trzech lat. Średnia cena skroplonego gazu ziemnego dla ładunków zamówionych w styczniu 2018 jako dostawy do Japonii wynosiła 11,00 $ /mmBtu, o 80 centów więcej, niż w poprzednim miesiącu. To były najwyższe ceny od grudnia 2014.

16

Gdy Japonia importuje mniej, Chiny oraz nowi importerzy na Bliskim Wschodzie i w Poł. Azji wykazali znaczący i nieco nieoczekiwany wzrost popytu w 2016 roku. Czy to wystarczy, aby ograniczyć niekorzystne warunki cenowe, które mogłyby doprowadzić do powstania nadwyżek w półn.-zach. Europie w 2018 roku i w latach następnych? W tym kontekście należy sformułować następujące pytania;

1. Jakie są prognozy wzrostu popytu na LNG w średnim i długim okresie czasu?

2. Jak zmieni się aktualna struktura eksporterów i importerów?

3. Czy USA z uwagi na skalę produkcji I inwestycji w infrastrukturę LNG mogą

stać się światowym hegemonem w eksporcie LNG?

13

SHELL LNG OUTLOOK 2017, Shell LNG Outlook 2018 14

Bernd Murawski; Die Fiktion einer Versorgung Europas mit US-Frackinggas. Telepolis,14. April 2017 15

LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review styczeń 2017 16

UPDATE 1-Japan spot LNG price hits 3-year high in Jan. Reuters Staff, Reporting by Osamu Tsukimori; editing by Richard Pullin. 9 February 2018

6

4. Jaką rolę będzie pełnił europejski rynek LNG w kontekście rywalizacji o udział

w rynku oferentów LNG z USA oraz Gazpromu I dostawców z Norwegii?

World LNG Estimated, Landed Prices 2013- 2017, (in $/MMBtu)

Kraje/ Daty 03.2013 04.2013 12.2014 04.2015 02.2016 03.2017 10-11.2017 01.2018

m-c /rok Japonia 19,75 16.80 12.00 7.85 5.42 5.70 8.94 9.55 11.00 Korea Płd. 17.75 16.80 12.00 7.85 5.42 5,67 8.94 9.55 10.86 Chiny 19.35 16.40 11.60 7.45 5.27 5,55 8.85 9.52 10.86 Indie 15.70 15.80 11. 45 7.60 5.10 5.65 8.88 9.55 10.73 Hiszpania 15.25 14.40 9.76 7.15 4.78 5.26 8.15 8.61 7.54 Wlk. Brytania 9.94 10.00 8.56 6.90 4.14 5,10 6.68 7.29 7.18 Belgia 9.86 9.67 8.26 6,71 4.00 5,15 8.85 9.55 10.86 Rio de Janeiro 16.84 16.08 11.35 7.18 5.17 5,68 8.68 9.30 brak inf. Bahia Blanca 18.09 16.58 11.78 8.01 5.09 5,83 8.68 9.35 10.52 Cove Point 3.34 3.53 5.25 2.55 2.02 2,94 3.56 5.01 5.24 Lake Charles 3.01 3.22 3.72 2.47 1.86 2,87 2.88 2.96 2.87 Altamira 3.55 3.79 11.54 7.86 5.08 5,59 8.39 9.09 10.18 Canaport - - 16.78 3.35 3.08 2,89 4.65 7.71 8.87 Źródło; www.ferc.gov/market.../ngas-ovr-lng-wld-pr-est.pdf

Rys. 1. Rozkład przestrzenny cen dla LNG ( listopad 2014, w $/MMBtu)

7

2. Szacunki popytu na światowym rynku LNG

Światowy rynek LNG podwoił się w ciągu ostatnich dziesięciu lat. Jego udział w ogólnym międzynarodowym handlu gazem wzrósł z 23,5 % w roku 1990 do 31,2 % w 2014 roku.17 W miarę, jak kraje dążą do dywersyfikacji swoich paliw, gaz ziemny staje się paliwem preferowanym głównie do zastosowań przemysłowych i produkcji energii elektrycznej. Oczekuje się, że handel LNG, który wzrósł o 22 % w ciągu ostatnich trzech lat, wzrośnie o kolejne 21 % do roku 2020. Obecnie ponad 450 tankowców LNG zaopatruje terminale importowe - o 20 więcej, niż rok temu. Przewiduje się, że globalne zapotrzebowanie na gaz będzie rosnąć średnio w tempie 2% rocznie w okresie od 2015 do 2030 roku, natomiast popyt na LNG ma rosnąć dwukrotnie szybciej, o 4 do 5% rocznie. LNG będzie w coraz większym stopniu wykorzystywany w przypadku niedoborów krajowych dostaw energii w ciągu następnych dwóch dziesięcioleci, ponieważ więcej krajów będzie posiadało infrastrukturę z terminalami importowymi lub jedostki FSRU. Obiekty pływające LNG (FSRU) kosztują mniej, niż obiekty na lądzie, są mobilne i można je przenieść tam, gdzie są najbardziej potrzebne. Obecnie na świecie w eksploatacji w 16-tu krajach znajduje się 25 takich obiektów pływających - pierwszy z nich pojawił się w 2005 roku - natomiast w sześciu krajach buduje się nowe jednostki FSRU.18 Oferują one stosunkowo szybkie i elastyczne rozwiązanie komercyjne w celu zaspokojenia popytu na gaz. Umożliwia to nowym nabywcom LNG szybkie reagowanie na wahania cen lub ograniczenie niedobóru krajowych dostaw gazu19. Trzy czwarte popytu pochodzi z Azji, przede wszystkim z Japonii, która jako największy importer LNG na świecie pochłania jedną trzecią globalnej podaży. Ponieważ kraje azjatyckie często nie mają alternatywy w postaci gazociągu, cena LNG jest zwykle tam wyższa, niż w innych częściach świata. Popyt azjatycki jest podyktowany największą na świecie konsumpcją LNG. Obecna nadpodaż na światowym rynku gazu wynika nie tylko z jego gwałtownie rosnącej produkcji. Wynika również z wolniejszego wzrostu gospodarczego w Chinach i Indiach, ze zwiększonej efektywności energetycznej, z ponownego uruchomienia reaktorów jądrowych w Japonii i Korei Poł. oraz z silnej pozycji taniego węgla w regionie. Japonia i Korea Południowa wspólnie konsumują 125 mln ton globalnego eksportu LNG i posiadają 70% udziału w azjatyckim imporcie LNG. (por.; rys.1 )

Tylko 15 krajów importowało skroplony gaz w 2005 r. Dwanaście lat później liczba ta zwiększyła się ponad trzykrotnie, przy czym od 2015 roku takie duże gospodarki jak Pakistan, Tajlandia, Jordania, Egipt, Kolumbia I Polska stały się importerami, co oznacza, że łączna liczba krajów importujących wzrosła do 35, z około 10 na początku

17

Frank Umbach; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem Gaspreis-Krieg

führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017. 18

Shell LNG Outlook 2018 19

SHELL LNG OUTLOOK 2017

8

obecnego stulecia.20. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej, Bahrajn, Bangladesz, Ghana, Haiti, Namibia, Panama, Filipiny i Urugwaj budują terminale importowe. Jednocześnie rośnie popyt na gaz w transporcie publicznym w Iranie, Pakistanie i Argentynie. Niemcy muszą zrezygnować z części utraconej energii atomowej. Kraje afrykańskie zaczynają wdrażać przybrzeżne terminale modułowe do importu gazu, co powinno pomóc w dostarczaniu energii.21

Rys. 1. Główni importerzy i eksporterzy LNG w obszarze M. Poł.Chińskiego w 2016 r.

W 2016 r. Egipt, Pakistan i Jordania znalazły się w pierwszej piątce najszybciej rosnących krajów importujących LNG na świecie. Z powodu regionalnych niedoborów w dostawach gazu, skorzystali oni z elastyczności dostaw LNG, importując łącznie 13,9 mln ton. Chiny i Indie były pozostałymi dwoma najszybciej rosnącymi nabywcami, zwiększając swój import o 11,9 mln ton LNG w 2016 r. To zwiększyło całkowity przywóz LNG do Chin do 27 mln ton, a w Indiach do 20 mln. W Indiach agencja energetyczna przewiduje średni wzrost popytu na gaz do roku 2022 średnio o 6 % rocznie, częściowo za sprawą taniego LNG, zaś zapotrzebowanie na LNG może wzrosnąć nawet o 11 % rocznie.22

20 Daniel Kawai; Wie der zunehmende LNG-Handel den europäischen Gaspreis beeinflusst . Innovation

und Technologie BKW 21 CLIFFORD KRAUSS;Boom in American Liquefied Natural Gas Is Shaking Up the Energy. WorldEnergy

& Environment | Oil and Money , OCT. 16, 2017 22

Tamże,

9

Azja pozostanie centrum ciężkości światowego popytu na LNG, importując ponad 70% paliwa do 2030 r. Jednakże od 2025 r. Chiny, Indie i ASEAN (Azja Południowo-Wschodnia) będą wspólnie importować więcej LNG, niż Japonia, Korea i Tajwan łącznie. Globalne zużycie LNG osiągnęło w 2017 roku 293 mln ton, co oznacza solidny wzrost o 8,8% względem roku 2016. Średni roczny wzrost popytu o 3,8% do 2020 r. spowoduje jego wielkość na poziomie około 314 mln ton rocznie.

Rys. 2 Zużycie gazu ziemnego według regionów ( w mld stóp sześc./dzień)

Z poziomu 206 mld m3 w roku 2016 wzrost zapotrzebowania na gaz ziemny w Chinach szacuje się na 330 mld m3 w 2020 roku i 450 mld m3 do roku 2030 r. Jak podaje Wood Mackenzie. jedną trzecią rosnącej konsumpcji w Chinach do 2025 r stanowić będzie LNG.23 Chiński rząd wyznaczył konkretny cel dla gazu; ma on stanowić 15% miksu energetycznego kraju do 2030 roku ( tylko 5% w 2015 r.) Dodatkowa wielkość popytu na LNG w Chinach byłaby odpowiednikiem ponad 20% całkowitego wzrostu globalnego popytu na LNG w 2030 roku24.

Chiny wciąż stanowią wielki znak zapytania, gdy chodzi o ich wpływ na rozwój rynku LNG w Azji i na świecie. Chociaż gaz ziemny stanowi około 25 % światowego mixu energetycznego, jego udział w Chinach wynosi tylko 6 % (zużycie około 205 mld m3 w

23

Global LNG Outlook 2017.BNEF’s long-term forecast of LNG markets to 2030,. Bloomberg New Energy

Financeto 24

LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review styczeń 2017

10

2016 i import około 72 mld m3). Zużycie gazu w Chinach będzie znacznie wzrastać, a to zwiększa zapotrzebowanie na import gazu; - o ile, to już nie jest jasne, chociażby ze względu na niepewność, ile wyniesie produkcja gazu niekonwencjonalnego w kraju (obecnie to około 25% całkowitej produkcji gazu ). Do końca 2017 roku oczekiwano prawie dwukrotnie większej, niekonwencjonalnej produkcji gazu, dokładnie 40 MTPA. wobec 22 MTPA dla roku 2015.

Już w roku 2017 Chiny stały się drugim co do wielkości importerem LNG na świecie, wyprzedzając Koreę Południową. W pewnym momencie, w okresie 2025 - 2030 roku, mogą stać się nawet największym importerem na świecie ( import o wielkości120-150 mld m3/rok), wyprzedzając Japonię, która importowała w roku 2015 około 84 mln ton LNG.25

Import Chin wzrósł o 33% w 2016 r., osiągając 26 mln ton, i zwiększając udział LNG w chińskim rynku gazu. Część wzrostu wynikała z zaprogramowanego uruchomienia nowych dostaw LNG z Australii, wzmocnionych przez cięcia w chińskiej produkcji węgla i zimną pogodę w drugiej połowie roku. W 2017 r. chińskie zakontraktowane dostawy były kontynuowane, ponieważ trójka chińskich graczy LNG - CNOOC, Sinopec i PetroChina - absorbują duże zobowiązania umowne podjęte w związku z projektami w Australii - na przykład umowa z APLNG zawarta z Sinopec opiewa na 7,6 mln ton LNG. Dane Thomson Reuters Eikon pokazują, że przywóz LNG do Chin wzrósł do około 38 mln ton, czyli o ponad 50 % w 2017 roku w porównaniu z rokiem 2016. Zależne od importu Japonia i Korea Południowa pozyskały odpowiednio około 83,5 mln i nieco ponad 37 mln ton LNG do końca 2017 roku. Analitycy twierdzą jednak, że chiński import LNG będzie dalej wzrastał w ciągu następnych 3-4 lat, ponieważ rząd chiński przechodzi systematycznie z zasilania węglem na gaz. Ogromny popyt na import LNG w Chinach jest wynikiem rządowego programu gazyfikacji, w wyniku którego miliony gospodarstw domowych przestawiły się w roku 2017 z węgla na ogrzewanie gazem ziemnym.

Japonia i Korea Płd. zaspokajają swoje zapotrzebowanie na import LNG przede wszystkim w oparciu o kontrakty długookresowe, co zapewnia im bezpieczeństwo dostaw i zapobiega zmienności cen. Sytuacja Chin jest odmienna. Kraj ma znaczące krajowe zasoby gazu ziemnego, a także zapewnione dostawy rurociągami z Azji Środkowej i z Rosji. Oznacza to, że firmy mogą zamawiać dostawy LNG tylko wtedy, gdy wymaga tego sytuacja w krótkim czasie - np. podczas okresu zimowego i zapaści podaży - powodując nagły skok zakupów na rynku LNG w miejscu, które wcześniej miało ograniczoną aktywność. DLatego Chiny z pewnością staną się kluczowym miejscem dla azjatyckich cen spotowych LNG. Japonia, Chiny i Korea Południowa stanowią łącznie 60% światowego popytu na LNG. Według analizy Wood MacKenzie amerykańskie firmy dostarczają obecnie zaledwie 7% chińskiego importu LNG. Biorąc pod uwagę fakt, że chińskie zapotrzebowanie na LNG może potroić się do 2030 roku, firma uważa, że możliwości są ogromne. IEA wydała niedawno raport, który przewiduje,

25

Henning Gloystein; China becomes world's No.2 LNG importer in 2017, behind Japan, DECEMBER 26, 2017

11

że Chiny będą odpowiadać za 40 % światowego wzrostu popytu na gaz ziemny w ciągu najbliższych 5-ciu lat.

Rys. 3 Prognoza dostaw gazu ziemnego na rynek chiński Chiny mają ponadto jedne z największych na świecie zasobów gazu łupkowego, które są technicznie możliwe do pozyskania, mimo problemów z dostępem do wody. EIA prognozuje, że Chiny do roku 2030 mogą zaspokoić z tych zasobów około 30% popytu na gaz.

Pomimo dominującego popytu z regionu Azji i Pacyfiku, coraz większym rynkiem eksportowym dla LNG z USA staje się potencjalnie Ameryka Łacińska. Taka była konkluzja uczestników panelu dyskusyjnego na konferencji w Waszyngtonie w dniu 15 grudnia 2017 roku, poświęconego działalności administracji Trumpa na rynku energii Ameryki Łacińskiej. 26

W chwili obecnej rola Ameryki Łacińskiej jako importera w tym sektorze jest niezwykle istotna, ponieważ jest to trzeci rynek handlu LNG na świecie. Wg BP Statistical Meksyk zużył 6,9 mln ton w roku 2015. Brazylia, Argentyna i Chile są również ważnymi konsumentami i należą do 15 największych na świecie importerów LNG. Ale to może się zmienić z uwagi na rezerwy gazu w Trynidadzie i Tobago, Argentynie, Meksyku, Brazylii i Peru 27. Brazylia zwiększa swoją zdolność do regazyfikacji LNG przy pomocy trzech istniejących i trzech planowanych terminali. Czas na duże projekty hydroenergetyczne do generowania energii elektrycznej w Brazylii dobiegł końca, a zatwierdzane obecnie

26

By Nick Snow; Latin America is growing market for US LNG exports,conference told, WASHINGTON, DC, Dec. 20 , Oil&Gas Jpurnal12/20/2017 , OGJ Washington Editor 27

CLIFFORD KRAUSS;Boom in American Liquefied Natural Gas Is Shaking Up the Energy. WorldEnergy & Environment | Oil and Money , OCT. 16, 2017

12

projekty wykorzystują przede wszystkim energię odnawialną. Amerykańskie kontrakty eksportowe LNG są elastyczne, co jest ważne przy wykorzystywaniu ich jako sezonowych rozwiązań zapasowych. Szacuje się, że w ciągu najbliższych 10 lat w Brazylii potrzeba będzie kolejnych 5 GW mocy produkcyjnych, przy czym duża część tych mocy będzie bazować na LNG. A zatem Brazylia może mieć rosnący udział w imporcie LNG z USA.

Pierwsza dostawa LNG z terminalu Sabine Pass w Teksasie do Brazylii dotarła w lutym 2016 roku. Ponieważ popyt w Ameryce Południowej, na Bliskim Wschodzie i w Indiach w roku 2016 był większy, niż oczekiwano, USA wysłały do Europy tylko kilka przesyłek. Do Turcji pierwszy amerykański ładunek LNG został dostarczony pod koniec września 2017, „przypadkowo” tuż przed podpisaniem przez Rosję i Turcję międzyrządowej umowy o budowie gazociągu Turkish Stream. Od tego czasu wybrzeże Turcji osiągnęły 4 kolejne dostawy28. Od 15 marca 2017 roku z 90-ciu wysłanych przesyłek LNG z Sabine Pass większość kierowana była do Ameryki Łacińskiej, coraz częściej również do północno-wschodniej Azji. Łącznie osiem dostaw amerykańskiego LNG dotarło do Europy; cztery wyjechały do Hiszpanii, dwie do Portugalii, po jednej do Włoch i Zjednoczonego Królestwa, ( w czerwcu 2017 do Polski). Powodem podanym przez stronę amerykańską były niskie ceny rynkowe LNG. Ceny w Europie były więc niższe, niż w przypadku nowych ośrodków popytu, takich jak Dubaj i Jordania na Bliskim Wschodzie, które od momentu uruchomienia eksportu zaczęły sprowadzać LNG z USA 29. Ponadto nabywcy z Europy Północnej i Środkowej nie byli zainteresowani zakupami, ponieważ Gazprom zaoferował wcześniej rabaty, z uwagi na relatywnie niskie koszty własne. Nie może dziwić zatem fakt, że od czasu rozpoczęcia eksportu LNG w USA w 2016 r. połowa ładunków trafiła do Ameryki Łacińskiej. Istnieje popyt w Argentynie i Brazylii, również w centralnej Ameryce Łacińskiej, a Meksyk jest największym na świecie odbiorcą LNG z USA. Gdy amerykański boom łupkowy przyspieszył, zwiększając produkucję gazu, Meksyk zdecydował się na znaczny wzrost jego importu. Kraj ten zastępuje gazem węgiel i produkty ropopochodne, a obecnie ponad 25% energii elektrycznej wytwarza się na bazie gazu amerykańskiego. Ceny za dostawy LNG w sierpniu 2016 kierowane do krajów Ameryki Łacińskiej wahały się od 4,32 do 5,32 $/ mmBtu. 30 Według amerykańskiej Agencji ds. Informacji Energetycznej (EIA), największy udział w w dostawach LNG z USA trafił do Chile. Kraj ten stanowił 16 % całkowitego eksportu LNG w USA. Drugim najważniejszym rynkiem eksportowym był Meksyk z 15% oraz Indie, Argentyna i Chiny z udziałem około 10 %. Stany Zjednoczone wyeksportowały łącznie do końca 2017 roku ok.187 mld stóp sześciennych (Bcf) do 18 krajów. Większość eksportu zrealizowano statkami LNG. Tylko niewielka ilość została dostarczona ciężarówkami do Meksyku i Kanady.

28

Stuart Elliott, Senior Writer European Gas and LNG; US LNG VS PIPELINE GAS: EUROPEAN MARKET SHARE WAR? Natural Gasspesial Report.; Fabio Reale, Head of Content,; NATURAL GAS SPECIAL REPORT, APRIL 2017 S&P Global Platts. 29 Tamże, 30

DOE: Cheniere’s Sabine Pass LNG exports reach 89.44 Bcf. LNG World News, Posted on October 18, 2016

13

Według EIA, Brazylia ma olbrzymie zasoby gazu w południowo-wschodniej części kraju, ale potrzebnych jest wiele inwestycji. Równiez Trynidad i Tobago, pomimo posiadania ogromnych rezerw, nie uruchomiły większych inwestycji. W przypadku infrastruktury Peru wyróżnia się znaczącym potencjałem na polu Camisea, posiadając instalacje gazowe niezbędne do jego eksportu. Pozostałe kraje mają instalacje regazyfikacyjne umożliwiające import LNG. Z analizy wielu dokumentów wynika, że długookresowa, globalna prognoza popytu na LNG będzie zawsze obarczona błędem z uwagi na wiele niewiadomych. Dowodem na to mogą być indywidualne prognozy przygotowane przez tak renomowane instytucje, jak Boston Consulting Group, Chevron, BG Group, IHS Cambridge Energy Research Associates, według których globalny popyt do roku 2020 ukształtuje się w przedziale 350 - 407 mln ton, natomiast do roku 2025 w przedziale 415 – 514 mln ton. Jeszcze większe rozbieżności widoczne są w przypadku prognozy średniorocznego wzrostu popytu na LNG prezentowanego przez te firmy; dla okresu 2015 – 2020 indywidualne szacunki kształtują się w przedziale 17 – 21 mln ton, natomiast dla okresu 2020 - 2025 w przedziale 9 - 23 mln ton LNG. 31

3. Wielka Trójka Eksporterów LNG; kto zostanie liderem?

Od pierwszych próbnych wierceń gruntowych do uruchomienia terminalu LNG upływa zwykle dziesięć do piętnastu lat.32 Niezbędne nakłady inwestycyjne są ogromne: w przypadku średniej wielkości instalacji o rocznej produkcji 5 mln ton LNG niezbędny kapitał to około 5 mld euro. Mimo to trwa boom w produkcji LNG, który rozpoczął się około 2005 roku. Od tego czasu LNG ewoluowało z pozycji "niszowego źródła zaopatrzenia" do jednego z najważniejszych paliw kopalnych. Gdy eksploatowane zbiorniki gazu ziemnego znajdują się w miejscach oddalonych od konsumentów o ponad 2000 km, technologia skraplanie gazu ziemnego staje się zwykle opłacalna. Po tym, jak globalne przedsiębiorstwa energetyczne zaczęły budować bardzo duże instalacje LNG o potencjale prekraczającym 10 mln ton rocznie, aktualny trend wskazuje na zainteresowanie instalacjami o średniej wielkości: Powód; niektóre z tych bardzo dużych instalacji stały się znacznie droższe, niż planowano. W międzyczasie uważa się za bardziej ekonomiczne, aby sukcesywnie budować kilka instalacji skraplania o mniejszej wydajności w jednym miejscu. To informacje firmy Siemens, która jest zaangażowana w budowę około tuzina instalacji, głównie w Australii, Indonezji i Malezji. Jednym z trendów są pływające instalacje LNG (FLNG), które skraplają gaz ziemny wydobywany bezpośrednio z dna morza. Oszczędza to operatorom układania drogich podwodnych rurociągów. Największym pływającym obiektem offshore jest Prelude, który buduje Royal Dutch Shell, aby eksploatować od roku 2018 pole gazowe o tej samej nazwie u wybrzeży Australii . W budowie są jeszcze dwie inne instalacje FLNG do eksploatacji na Morzu Timorskim .

31

Katrin Nicolaus: Die Zukunft von Öl und Gas: LNG gibt Gas. 13. April 2015 32

Tamże,

14

Największymi światowymi producentami LNG są obecnie Katar, Australia i Malezja, które razem zaspokajają około 60 % globalnego popytu. Pozycja USA w eksporcie LNG ulegnie jednak w najbliższym czasie istotnej zmianie z uwagi na skalę zaangażowania inwestycyjnego w potencjał eksportowy LNG, również dzięki boomowi wydobycia gazu łupkowego. Ten wyścig konkurencyjny w zasadzie ograniczy się do trzech krajów; Kataru, USA i Australii, ponieważ Malezja utraci swoją pozycję jako eksportera LNG.

3.1. Katar – aktualny lider systemowy W roku 2016 Katar z wolumenem eksportu LNG równym 104,4 mln m3 był największym eksporterem LNG. Na drugim miejscu znalazła się Australia z 56,8 mln m3, kolejna była Malezja z 32,1 mln m3, Nigeria z 23,7 mln m3, Indonezja z 21,2 mln m3, Algieria z 15,9 mln m3, Trynidad & Tobago -14.3 mln m3, i Rosja z 14 mln m3.33 Australia wysyła LNG głównie do Japonii, Chin i Korei Poł., Malezja głównie do Japonii i Korei Płd,, Indonezja do Japonii i Korei Płd,. Największy eksporter Katar do 9 - 10-ciu krajów, ale najwięsze ilości do Indii, Japonii, Chin, Taiwanu i Korei Płd., również do Wlk. Brytanii. Katar realizuje około 60 % sprzedaży w Japonii, Korei Południowej, Indiach i Chinach, ale także W.Brytania jest jednym z ważniejszych rynków docelowych. Ostatni kryzys wokół Kataru dotyka interesów europejskich. Gaz ziemny jest uważany za energię przyszłości, która zajmuje powoli miejsce ropy naftowej. W postaci skroplonej może zastępować produkty ropopochodne i może być stosowany jako paliwo. Ma znaczenie jako źródło energii w przemyśle i do ogrzewania milionów gospodarstw domowych w Europie, Azji i Ameryce Północnej. Rosja jest hegemonem na rynku gazu ziemnego. Rosja i Iran mają największe zasoby gazu ziemnego i potencjał produkcyjny. Około 32 % światowych zasobów gazu ziemnego znajduje się w Rosji. Całkowite rezerwy rosyjskie szacowane są na 48,7 biliona m3. Gaz ziemny stanowi około 12% całkowitego rosyjskiego eksportu. Największym odbiorcą rosyjskiego gazu ziemnego jest Europa. Większość pól gazowych w Rosji znajduje się w tajdze, tundrze lub morzu polarnym. Największe rosyjskie złoża gazu mają zasoby od 3 do 6 bilionów m3. UE i USA chcą ograniczyć potęgę Rosji na rynku gazu ziemnego. USA wywiera presją na UE i Niemcy, aby ograniczyć transport gazu rurociągami przez M. Bałtyckie do dużego importera i kraju tranzytowego dla rosyjskiego gazu. UE powinna stać się mniej zależna od importu gazu z Rosji. Jedną z możliwości jest wykorzystanie rezerw gazu z Azerbejdżanu na M. Kaspijskim. W tym celu rurociągi mają prowadzić przez Gruzję i Turcję do Europy. Jednak rezerwy Azerbejdżanu (położone na południowy wschód od Baku na M. Kaspijskim) wynoszą tylko 2,6 biliona m3. Więc jest to rozwiązanie średnioterminowe, a nie długoterminowe. Początkowo Katar miał nadzieję, że zbuduje rurociągi przez A. Saudyjską i Syrię do Turcji, aby połączyć się z europejską siecią gazową i zaopatrzyć UE. Było to jednak sprzeczne z interesami A. Saudyjskiej. Do tego doszła wojna domowa w Syrii, lekceważące stanowisko władz wobec planów dotyczących rurociągów i kryzysu w Iraku. Długotrwałe poszukiwanie opcji budowy gazociągu przez Turcję do Zatoki Perskiej nie powiodło się z powodu rozbieżności interesów uczestniczących państw. 33 USA wollen Weltmarkt für Flüssig-Gas dominieren. Deutsche Wirtschafts Nachrichten 04.07.17

15

Zdaniem ekspertów głównym powodem działań destabilizacyjnych Zachodu w Syrii była jego odmowa tranzytu gazu z Kataru. W rezultacie Iran, z drugimi co do wielkości na świecie, jak i Katar z trzecimi co do wielkości światowymi rezerwami gazu ziemnego, w dłuższym okresie są geograficznie odizolowane od Europy. Podobnie drogi lądowe do energetycznych gigantów jak Arabia Saudyjska, Irak i Turkmenistan są zablokowane.

A.Saudyjska jest przeciwna gazowemu boomowi w Katarze - i przeciwko wzrostowi gospodarczemu w Iranie. Jeśli znaczenie gazu ziemnego wzrośnie, a znaczenie ropy spadnie, Arabia Saudyjska straci ekonomicznie, podczas gdy dwa kraje - Katar i Iran - zyskają dzięki dużym złożom gazu w Zatoce. Kiedy Katar podjął pierwsze próby zbliżenia z Iranem w celu zapewnienia odprężeniu w Zatoce Arabsko-Perskiej ( możliwość współpracy w zakresie eksploatacji pól gazowych), został potraktowany przez inne kraje Zatoki Arabskiej jak dezerter, który wyłamał się z zamkniętej anty-irańskiej linii państw arabskich. Konflikt w Zatoce byłby niekorzystny dla UE. Gdyby sytuacja w Zatoce przybrała na sile, rynek gazu w tym regionie zostałby zakłócony. Wtedy plany UE, by stać się mniej zależnym od rosyjskiego gazu ziemnego, będą zagrożone. Najlepszym rozwiązaniem dla UE jest dalsze pozyskiwanie taniej ropy z Arabii Saudyjskiej - uzupełnionej tanim gazem ziemnym z Kataru i Iranu. USA są w oczywisty sposób zainteresowane rozwojem rynku LNG. Jeśli ten rynek będzie się rozszerzał i stawał się bardziej ekonomiczny, wówczas USA będą mogły zwiększać eksport gazu płynnego. Głównym celem jest jednak powstrzymanie Rosji od rozszerzenia eksportu gazu, a Iranu z włączenia się do europejskiej sieci gazowej. W przeciwnym razie nie można konkurować z tańszym gazem z rurociągów. Izolacja Rosji i odnowienie sankcji wobec Iranu stają się logicznymi krokami w rozwiązywaniu tego problemu. LNG stało się czynnikiem geopolitycznym o potencjale konfliktowym, a Europa jest uczestnikiem tego procesu. Według raportu energetycznego BP, Katar - po Rosji, Iranie i Turkmenistanie - stanowi trzeci co do wielkości rezerwuar gazu na świecie, odpowiadający za 13 % jego światowych zasobów. Trzy piąte produkcji gazu, które wyniosło w zeszłym roku 181 mld m3, Katar wysyła na cały świat w postaci LNG, zaspokajając niemal 30 % potrzeb rynku LNG. Gigantyczne zasoby gazu ziemnego pomiędzy Katarem i Iranem stały się elementem geopolityki. Obecnie istniejące pole gazu naturalnego jest większe, niż jakiekolwiek inne pole gazu ziemnego na świecie. W środku Zatoki Perskiej, pomiędzy Katarem, a Iranem leży pole gazowe South Pars. Zasoby tego gigantycznego pola gazowego wynoszą około 35 bilionów m3. To pole jest ponad 5 razy większe, niż największe pole gazowe w Rosji 34. Dzięki temu Katar stał się kartą w geostrategicznej walce o gaz ziemny. Europa może być na wiele lat niezależna od rosyjskiego gazu dzieki gazowi ziemnemu pochodzącym z Kataru. USA i UE były by doskonałą dźwignią przeciwko Rosji. Chociaż Katar dzieli pole gazowe z Iranem, z mniejszymi sankcjami Iran mógłby kupić dodatkowy gaz ziemny. Iran planuje w tym względzie gazociąg do Turcji, aby połączyć się nim z siecią europejską.

34 Katar ist der geostrategische Joker im globalen Erdgas-Poker.Wie der Konflikt um Flüssiggas (LNG) die

Interessen Europas und Deutschlands trifft. Die Freie Welt, 11.07.2017

16

Obecnie pod presją arabskich sąsiadów Katar ogłosił, że do 2024 r. zwiększy

produkcję LNG 30 % - do 100 mln ton. Projekt jest nie tylko wyzwaniem dla Australii,

która zainwestowała około 250 mld $ w obiekty do eksportu LNG w ciągu ostatnich kilku

lat i może zastąpić Katar jako największego na świecie eksportera.35 Czysto

matematycznie Katar mógłby pokryć potrzeby energetyczne UE przez okres 60 lat,

Arabia Saudyjska przez 20, a Irak przez 15 lat. Zasoby gospodarcze Iranu są o wiele

wyższe, ale rozpisane przetargi inwestycyjne bedą wymagać czasu. Strategicznym

partnerem Iranu w energetyce stają się Chiny 36. Oprócz planowanej produkcji LNG w

South Pars, planuje się eksport całej produkcji pola gazowego North Pars jako LNG. W

perspektywie długoterminowej Iran planuje zdolność eksportową LNG w wysokości 40

milionów ton rocznie.37

Dla Kataru, największego na świecie eksportera LNG, przygotowanie się do nadmiaru podaży polegać będzie na koncentracji na zyskowności sprzedaży. Globalna produkcja LNG wzrośnie w 2018 roku prawdopodobnie o 30%, do poziomu około 330 milionów ton 38. Większość nowego paliwa będzie pochodzić z USA i Australii. W przeciwieństwie do Arabii Saudyjskiej, największego dostawcy ropy, Katar nie będzie walczył o udział w rynku kosztem zysków. Zamiast tego Katar będzie nadal jednym z najbardziej dochodowych oferentów LNG, wykorzystując najniższe koszty produkcji w branży i kontrolę nad trasami dostaw, co pozwoli szybko i elastycznie przekierować dostawy LNG między kontynentami.

Katar jest obecnie najtańszym i najbardziej zyskownym producentem LNG. Break-Even-Cost dla RasGas dla wyprodukowania 1 miliona BTu LNG - to 1,60 $ w porównaniu z 7,60 $ w USA i aż 13,50 USD dla firm australijskich39. RasGas wraz z Qatar Liquefied Gas Co, znanym pod nazwą Qatargas, eksploatuje 14 instalacji do skraplania w spółkach joint venture utworzonymi między państwowym Qatar Petroleum, a zagranicznymi partnerami, w tym Exxon Mobil i Royal Dutch Shell. RasGas może produkować 35 mln ton LNG rocznie, Qatargas, 42 mln ton. Dzięki tym i innym inwestycjom rząd Kataru posiada zbiornikowce LNG, udziały w terminalach i udziały u międzynarodowych producentów gazu, takich jak Shell i BG Group. Fakt, że Katar jest właścicielem całych łańcuchów wartości pozwala mu uzyskać poziom efektywności, który jest prawie niemożliwy do skopiowania przez innych producentów. Ostatnia decyzja rządu w Katarze o fuzji firm Qatargas i Rasgas, w efekcie czego powstała nowa firma Qatar Petroleum, oznacza funkcjonowanie największej tego typu

35

Eduard Steiner; Die neuen Herrscher über das Gas. WIRTSCHAFT 10.07.2017 36

Bernd Murawski; Die Fiktion einer Versorgung Europas mit US-Frackinggas. Telepolis,14. April 2017 37

Irans Gasproduktion expandiert kräftig South Pars macht große Fortschritte / Ausschreibung neuer Projekte angekündigt / Von Robert Espey 38

Qatar’s LNG value chain efficiency is tough for other producers to match. January 06 2016 39

Wynika to z raportów Columbia University’s Center on Global Energy Policy i Oxford Institute for Energy Studies. ( Cyt. za Qatar’s LNG value chain efficiency….op.cit )

17

jednostki na świecie, dzięki czemu roczne oszczędności kosztów produkcji LNG wyniosą około 450 mln euro.40

Zamiast rywalizować z czołowymi producentami z USA, Katar związał się z niektórymi kapitałowo. Posiada 70% udziałów w Golden Pass Products, przedsięwzięciu z Exxon Mobil Corp, które oczekuje zgody na eksport LNG z Teksasu. Katar jest już największym dostawcą LNG na rynku spotowym, co stanowi odejście od tradycyjnego koncentrowania się na kontraktach długoterminowych. Katar potrzebował 10 lat, aby stać się największym producentem LNG w 2006 roku, jeszcze mniej czasu wykorzystał na zbudowanie funduszu inwestycyjnego o wartości 250 mld $.

Jak istotny wpływ na globalny rynek gazu ma LNG, okazało się po raz pierwszy w 2009 roku. USA odegrały tutaj główną rolę, ponieważ kraj uniezależniał się stopniowo od importu, dzięki eksploatacji gazu z łupków za pomocą metody szczelinowania. W rezultacie Katar przekierował swoje tankowce LNG przeznaczone do USA na Europę, przez co udział Rosji w rynku spadł do 23%. Kiedy Katar zaczął obsługiwać rosnący silnie popyt na LNG w Azji Wschodniej po katastrofie nuklearnej w Fukushimie, Gazprom osiągnął w 2013 roku w Europie rekordowy udział w rynku wynoszący 29,9%. Dzięki kontroli nad terminalami produkcyjnymi, instalacjami skraplania, transportem i terminalami importowymi, Katar był w stanie przekierować ładunki LNG z Europy do Azji, gdzie stawki LNG wzrosły w 2011 r. po tym, jak Japonia wyłączyła elektrownie jądrowe.

Jak wiadomo, ceny LNG dostarczanego do Azji spadły o ponad 60% z rekordowego

poziomu w 2014 roku. Tacy nabywcy, jak Tokyo Electric Power Co i Chubu Electric

Power Co z Korei Połud. szukają lepszych warunków dostaw tym bardziej, że

większość długoterminowych cen wygaśnie około 2020 roku. Przy dzisiejszych niższych

cenach nabywcy związani wieloletnimi umowami z Katarem chcą negocjować niższe

ceny dostaw LNG.

3.2. Rozwój potencjału eksportowego LNG w USA

W ciągu 17 krótkich miesięcy, od kiedy pierwsza partia LNG wypłynęła z USA z instalacji skraplania Sabine Pass Cheniere Energy, LNG wysłano do 24 z 39 krajów, które mają terminale importowe. Raport Energy Information Administration zakładał, że eksport LNG z USA wzrośnie w roku 2017 czterokrotnie w porównaniu z rokiem 2016. USA stały się dużym eksporterem skroplonego gazu ziemnego praktycznie z dnia na dzień41.

40 «Qatar Petroleum», F u s i o n d e r F l ü s s i g g a s - P r o d u ze n t e n i n K a t a r , D P A , 3 J a n u a r

2 0 1 8

41 Seth Whitehead; Five Reasons U.S. Could Be World’s Top LNG Exporter Sooner Rather than Later.

energyindepth.org, St. Peter, Illinois July 12, 2017

18

Eksperci są zdania, że USA będą jednym z trzech największych eksporterów LNG na świecie do roku 2020, ale np. Międzynarodowa Agencja d/s Energii (IEA) reprezentuje pogląd, że Stany Zjednoczone zajmą w tym czasie pierwsze miejsce.

Od 2016 r. w USA w eksploatacji znajduje się tylko jeden terminal do wywozu LNG; Cheniere Energy eksportuje LNG z terminalu Sabine Pass z trzema instalacjami operacyjnymi i

potencjałem około 2 mld stóp sześciennych dziennie (Bcf/d) Jego całkowita zdolność produkcyjna wyniesie 3,5 Bcf/d, gdy wszystkie 5 instalacji zostanie ukończonych. Oczekuje się, że instalacje czwarta i piąta zostaną ukończone w 2019 r. Budowa szóstej i siódmej zależy od dostępności umów handlowych i finansowania. Cheniere Energy jest w trakcie pozyskiwania kontraktów i finansowania szóstej instalacji.42. W roku 2019 zapewniony będzie pełny potencjał. Każda z instalacji Sabine Pass może produkować 4,5 mln ton LNG rocznie, dając terminalowi aktualnie produkcję 13,5 MTPA, a ostateczny całkowity potencjał wyniesie 27 MTPA. (ton metrycznych rocznie) Większość surowca Cheniere będzie sprzedawać na podstawie zawartych wcześniej kontraktów długoterminowych, ( 80% KD, reszta-spot), dedykowanych na kierunki 43. Spółka Cameron LNG (docelowy potencjał 17.6 mld m3 gazu rocznie ) posiada terminal w stanie Luizjana z trzema instalacjami w budowie. Firma Cameron LNG ( właścicielem jest Sempra Energy), ma rozpocząć działalność w 2018 roku. Trzy instalacje będą miały 2,1 Bcf dziennie zdolności eksportowej. Sempra Energy stara się o pozwolenia na rozbudowę obiektu o czwarta i piątą instalację. Zakończenie realizacji inwestycji oczekiwane jest w 2019 roku. W terminalu Freeport LNG w Teksasie (docelowo 18.6 mld m3 produkcji gazu) pierwsza instalacja skraplania zostanie oddana do eksploatacji do końca 2018 roku, pozostałe dwie instalacje wejdą do eksploatacji w roku 2019. Czwarta instalacja jest w fazie projektowania jej rozwoju. Natomiast terminal Cove Point w stanie Maryland ( docelowa produkcja gazu 8.5 mld m3) ma zostać otwarty w roku 2018. Terminal ten został pierwotnie zaprojektowany przez Dominion Energy jako terminal importowy, obecnie przebudowywany jest na terminal eksportowy. Jego potencjał eksportowy wyniesie 0,82 Bcf dziennie. Ograniczenie się do przebudowy daje oszczędność KAPEX-u na poziomie około 40%, co oznacza wzrost konkurencyjności projektu inwestycyjnego. Według danych Amerykańskiego Kongresu, instalacja do skraplania wymaga około 20 mld dolarów nakładów inwestycyjnych, lub około 10 mld $, jeśli została wkomponowana” w istniejący, były terminal importowy gazu.

Terminal Corpus Christi firmy Cheniere Energy ( 22.1 mld m3 gazu rocznie)

zostanie prawdopodobnie otwarty w 2019 roku. Budowa pierwszej i drugiej instalacji

rozpoczęła się w maju 2015 r. Początek eksploatacji pierwszej linii zakłada się na I poł.

2019, natomiast druga instalacja rozpocznie pracę z końcem roku 2019. Łączna

wydajność trzech instalacji wyniesie 2,14 Bcf dziennie. Obiekt jest obecnie ukończony

w 70%.

42 U.S. to Become a Major LNG Exporter. OCTOBER 31, 2017 43

Źródło; Jude Clemente; World Benefits From U.S. Liquefied Natural Gas Exports, Forbes, Jan 10, 2016

19

Elba Island to stosunkowo niewielki zakład należący do firmy Kinder Morgan o zdolności przerobowej 0,35 mld m3 gazu dziennie. Pierwotnie skonstruowano go jako instalację do regazyfikacji na potrzeby importu LNG, obecnie jest przebudowywany na terminal eksportowy. W projekcie wykorzystanych zostanie dziesięć jednostek skraplających o małej skali, każda o potencjale 0.03 Bcf / d. Pierwsza rozpocznie prace w połowie 2018 r., druga zostanie uruchomiona na początku 2019 roku, pozostałe do końca tego roku.

Rys. 4 Terminy uruchomienia terminali eksportowych LNG w USA Wszystko wskazuje na to, że te nowe obiekty w USA będą miały ponad czterokrotnie większy potencjał eksportowy LNG; z 13,5 mln ton metrycznych obecnie, do 66 mln ton na koniec 2019 roku. W opublikowanym w roku 2017 raporcie IEA prognozuje, że USA będą produkować ponad 20% światowego gazu ziemnego do roku 2022. Eksperci z IEA twierdzą, że USA są już największym producentem gazu na świecie i zwiększą produkcję bardziej, niż jakikolwiek inny kraj w ciągu najbliższych pięciu lat. Co istotne, ponad połowa nowej produkcji w USA zostanie przekształcona w LNG. Wg EIA należy zakładac 48% wzrost światowego zużycia energii do 2040 r. Obrót skroplonym gazem ziemnym rośnie siedem razy szybciej niż handel gazem rurociągowym, z dostawami, które wzrosną o prawie 50% w okresie 2015-2020. Niedawny raport Uniwersytetu Stanowego Luizjany wskazuje, że produkcja gazu ziemnego w USA wkrótce przekroczy rekordowy poziom osiągnięty w 2015 roku i będzie nadal wzrastała aż do roku 2030.

20

Amerykańscy eksporterzy LNG mają obecnie kontrakty na dostarczanie ponad 80 mln ton3 LNG rocznie. To Idealnie pozycjonuje USA, aby rzucić wyzwanie Katarowi i Australii pod względem zdolności eksportowej. W budowie jest 5 dodatkowych projektów LNG o łącznym potencjale około 7,5 mld cf /d, które pojawią się w eksploatacji w 2018 i 2019 roku, co daje łączną zdolność eksportową LNG w USA około 10 lub 11 mld cf /d w ciągu zaledwie kilku lat. Cztery kolejne projekty inwestycyjne o potencjale prawie 7 mld cf /d są zatwierdzane, ale ich budowa jeszcze się nie rozpoczęła. Terminale te sprawią, że USA będą jednym z trzech największych eksporterów LNG na świecie44.

Według szacunków EIA z roku 2017 w latach 2016 - 2020 USA będą odpowiadać za około połowę z 20 mld stóp sześciennych dziennie nowych zdolności przesyłowych LNG na całym świecie. (światowy popyt wynosi obecnie około 37 mld cf dziennie.) Oczekiwano, że eksport LNG z USA przekroczy 3 mld cf dziennie w 2018 roku i ponad 12 mld cf dziennie do 2035 roku. (por.: rys. 6 ) Tymczasem już w styczniu tego roku EIA uzupełniła te szacunki twierdząc, że eksport w drugiej połowie 2019 roku wyniesie średnio 5,5 Bcf / d, w porównaniu z 4,1 Bcf / d dla pierwszej połowy 2019 roku.45

Harold Hamm, prezes Continental Resources dostrzega pozytywne perspektywy wzrostu globalnego popytu na gaz. Według niego eksport LNG z USA wzrośnie z około 3,5 Bcf / dzień w 2017 roku do 10 bcf -11 bcf/ dzień w roku 2019 roku dzięki obecnie budowanym instalacjom. Gdy zostaną zatwierdzane i zrealizowane kolejne projekty inwestycyjne instalacji skraplania, w dłuższej perpektywie oznaczać to może potencjał produkcji LNG na poziomie 30 - 35 Bcf/d . Przy takim tempie rozwoju niezbędnej infrastruktury USA będą eksportować około 42 % globalnej produkcji LNG. 46

Nie zkłada się istotnych zmian w poziomie cen w Henry Hub. Przy uśrednionym poziomie $ 2.99/ MMBtu w 2017 roku, przewiduje się średnią cenę $ 2.88 / MMBtu w roku 2018 i $ 2,92 / MMBtu w roku 2019. Przy silnie rosnącej produkcji ceny w HH muszą sprostać rosnącej konsumpcji i eksportowi.

Do końca 2018 r. USA mogą stać się trzecim co do wielkości eksporterem LNG na świecie. Przewiduje się, że eksport LNG z USA wzrośnie z 41,1 mln ton rocznie (około

56 mld m3,( bcm)) w 2016 r. do 50-62 mln ton rocznie (około 69 - 85 mld m3) w 2019 r. Wartość ta może jeszcze wzrosnąć w połowie lat 2020 do ponad 120 mld m3 ( 88 mln ton ), przewyższając nawet produkcję w Australii. Według Reutersa, USA bedą miały w 2019 roku zdolność eksportu około 60 mln ton.

W związku z tym otwartość amerykańskiego eksportu skroplonego gazu ziemnego od początku tego roku sytuuje USA w uprzywilejowanej pozycji ze względu na jego rozwój technologiczny, ale równiez dlatego, że USA posiada atrakcyjne komercyjne ilości do sprzedaży za granicą. Dzięki rewolucji szczelinowania, wielkość produkcji w USA wzrosła o 26 % w ostatniej dekadzie , a kraj stał się pierwszym na świecie producentem

44 EIA, https://www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/0383(2017).pdf 45

U.S. EIA Short-Term Energy Outlook - LNG and Natural Gas , 10 Jan, 2018 46

Australia Set To Be Largest LNG Exporter By 2020. By Oil & Gas 360 - Sep 02, 2017

21

gazu (21,4 % ogółu) zajmując dotychczasowe pierwsze miejsce Rosji. Dodatkowo, obfitość gazu, a nawet jego nadpodaż, sprzyjały spadkowi cen paliwa w USA, co daje przewagę konkurencyjną w stosunku do innych rynków47. Przewaga energetyczna Ameryki Północnej jest wynikiem unikalnej kombinacji zasobów, najbardziej zaawansowanych technologii wykorzystywanych w górnictwie, oraz dostępnego kapitału.

Rys. 5 Dominacja LNG w projekcji eksportu gazu z USA

Faktem są duże koszty stałe związane ze skraplaniem i transportem LNG z USA, a amerykańskie firmy będą musiały zmagać się z tańszymi ofertami dostaw LNG z Kataru ( najniższe koszty produkcji i największe statki) oraz konkurencją dostawców z Australii. Należy jednak wskazać na to, że o końcowym efekcie finansowym eksportu decydują trzy czynniki; cena zakupu gazu dla potrzeb skraplania, cena LNG u odbiorców oraz wielkość kosztów stałych instalacji w relacji do rocznego potencjału eksportowego. Wyliczenia takie dla terminali amerykańskich, w szczególności dla Sabine Pass z 50% potencjałem eksportowym, wypadają zadawalająco. Należy ponadto podkreślić, że koszty pozyskania gazu z łupków na niektórych dużych polach znacznie zmalały w wyniku doskonalenia technologii i stosowania analityki Big Data. Dotyczy to w szczególności zasobów gazu na polu Marcellus (por.; rys. 6).

47

The future of gas in the United States and Latin America. By Energía 16

22

Krótko po tym, jak Departament Handlu doszedł do porozumienia z Chinami w kwestiach współpracy gazowej, Katar ogłosił plany zwiększenia eksportu gazu ziemnego o 30 % do 2024 roku. Niektórzy analitycy sądzą, że Chiny nie kupią większych ilości LNG z USA i zamiast tego skorzystają z opcji, aby uzyskać efekt dźwigni w negocjacjach cenowych z Katarem. Dostawcy LNG z USA mogą zaoferować klientom większą elastyczność w zakresie wielkości przesyłek, a amerykańskie warunki umowne pozwalają nabywcom sprzedać swoje zakupione partie LNG innym. Chiny dążą do utrzymania dobrze zdywersyfikowanego portfela dostawców gazu, a amerykański import może pomóc w tym, że Pekin nie stanie się zbyt zależny od żadnego z państw. Należy także wskazać na nowe warunki żeglugowe, pozwalające na łatwiejsze i tańsze zaopatrywanie Azji w LNG. Kanał Panamski oferuje bowiem zupełnie inne możliwości dla większości gazowców LNG, aby stać się korzystniejsza ofertą dla odbiorców w Azji.48 Wiosną 2016 roku ukończono kilkuletnią modernizację Kanału Panamskiego. „Nowy” kanał będzie mógł pomieścić ponad 88% światowej floty LNG, w porównaniu do zaledwie 8,6 % wcześniej. Podróż statku LNG z USA Gulf Coast do Azji poprzez Kanał Panamski będzie o 11 dni krótsza, co przyniesie znaczne oszczędności zużycia paliwa oraz niższe koszty osobowe. W nowej sytuacji transportowej niższa cena gazu ziemnego w Azji ograniczy zyski, ale rynek nadal będzie opłacalny dla eksporterów z USA. Paradoksalnie oznacza to również mniejszą atrakcyjność rynku europejskiego 49. Prognozowany wzrost eksportu gazu ziemnego, zwłaszcza z nowych terminali LNG, będzie możliwy dzięki stałemu wzrostowi produkcji gazu ziemnego w USA. W przypadku referencyjnym produkcja gazu będzie rosła do roku 2020 średnio 3,6% rocznie, jak to się dzieje od 2005 roku, kiedy rozpoczął się gwałtowny wrost produkcji gazu z formacji łupkowych. Po 2020 roku produkcja gazu ziemnego będzie rosła w wolniejszym tempie, wynoszącym około 1,0% średnio rocznie.50 Należy także pamiętać oolbrzymim popycie wewnętrznym ze strony przemysłu chemicznego i energetyki, który w pewnym momencie może stanowić barierę wzrostu eksportu gazu.

48 U.S. to Become a Major LNG Exporter, Institute for Energy Reaserch, OCTOBER 31, 2017 49

Alexis Arthur ; Can The Panama Canal Fulfill Its Global LNG Promise? Thu, 08 October 2015

[Oilprices.com] 50

Liquefied natural gas exports expected to drive growth in U.S. natural gas trade FEBRUARY 22, 2017

23

Rys. 6 Struktura kosztów pozyskania gazu łupkowego dla wybranych pól

Produkcja i handel gazem ziemnym zależą w dużym stopniu od różnych uwarunkowań dotyczących wielkości dostępnych zasobów i technologii, wzrostu makroekonomicznego i światowych cen ropy naftowej. Wpływ tych czynników na wielkość eksportu LNG z USA przedstawiono na rysunku 7.

Rys. 7 Warianty wielkości eksportu LNG z USA do roku 2040

W przypadku dostępności dużych zasobów i wysokich technologii dla ropy naftowej i gazu ziemnego, mamy wzrost produkcji gazu i jego niższe ceny stymulujące większy eksport. Eksport LNG jest najwyższy w przypadku wysokich światowych cen ropy. W

24

takim przypadku konsumenci odchodzą od produktów ropopochodnych, globalne zapotrzebowanie na LNG wzrasta, a szacunki wielkości eksportu LNG z USA osiągają poziom z przedziału 9,2 Bcf - 25 Bcf / d. Należy zaznaczyć, że w porównaniu z innymi dostawcami, LNG z USA ma mniejszą wrażliwość na światowe ceny ropy. Co ciekawe, nawet w scenariuszu z bardziej pesymistycznymi założeniami wielkość szacowanego eksportu LNG z USA pozostaje na wysokim poziomie.

2.3. Szanse i bariery dla eksportu LNG z Australii

Australia stała się drugim największym eksporterem LNG od 2015 roku (56,8 mln m3 LNG w roku 2016), a jej potencjał eksportowy stale rośnie. Ponieważ eksport LNG z Australii znacznie wzrósł, szczególnie z instalacji LNG we Wsch. Australii, kraj odnotował niedobory dostaw gazu ziemnego we Wschodniej i Poł.- Wsch. Australii, jak również wzrost krajowych cen tego surowca. Zachodnia i wschodnia część Australii mają oddzielne rynki gazu ziemnego i energii elektrycznej i nie są ze sobą powiązane. Pięć stanów we wschodniej Australii - Południowej Australii, Queensland, Nowej Południowej Walii, Wiktorii i Tasmanii - odpowiada za 86% populacji kraju, natomiast w 2016 roku eksport LNG ze wschodniej Australii stanowił 43% całkowitego eksportu LNG.

51

Rys. 8 Lokalizacja głównych terminali LNG w Australii

Zestawienie projektów inwestycyjnych dla potrzeb exportu LNG w Australii przedstawiono na rys. 9. Trzy nowe projekty LNG we wschodniej Australii - Australia Pacific, Queensland Curtis i Gladstone - znajdują się na wyspie Curtis w stanie

51 Australian domestic natural gas prices increase as LNG exports rise. EIA, Today in Energy. OCTOBER

20, 2017

25

Queensland i są połączone z polami wydobywczymi, z których dostarczany jest gaz ziemny pozyskiwany z metanu uwalnianego z pokładów węgla. Od uruchomienia projektów LNG w Queensland, krajowe ceny gazu ziemnego w kilku hubach we wschodniej i południowo-wschodniej Australii wzrosły ponad dwukrotnie. W połowie 2016 i na początku 2017 ceny krajowe wyprzedzały ceny w eksporcie LNG do Japonii, największego australijskiego odbiorcy, przy gwałtownie rosnącym niedoborze na krajowym rynku gazu ziemnego (por.:rys.10). Z kolei ceny eksportowe LNG odzwierciedlały niższe ceny w kontraktach długoterminowych, które były powiązane z ceną ropy naftowej. Wraz ze spadkiem cen ropy naftowej spadły również ceny kontraktowe na LNG.

W 2016 roku. zużycie gazu ziemnego w projektach eksportowych LNG w Queensland było prawie dwukrotnie wyższe, niż konsumpcja krajowa w stanach wschodnich i południowo-wschodnich. Australijski operator rynku energii (AEMO) prognozował, że eksport LNG osiągnie pełną moc w tych stanach do 2019 roku. Z uwagi na fakt, że we wrześniu 2017 australijski operator rynku energii, zarządzający krajowym rynkiem energii elektrycznej w poł.-wsch. i wsch. Australii i nadzorujący przesył energii elektrycznej i gazu, oszacował niedobór gazu na rynku krajowym na poziomie 0,27 Bcf/d dla 2018 roku i 0,26 Bcf /d dla 2019 roku, 1 lipca 2017 rząd australijski ustanowił Mechanizm Bezpieczeństwa Krajowego, który upoważnia rząd do ograniczenia eksportu LNG dla firm, jeśli eksportują one więcej, niż dostarczają na rynek krajowy.

Project

North West

Shelf

Venture

Darwin Pluto Queenland

Curtis Gladstone

Production (MTPA) 16.3 3.7 4.3 8.5 7.8

Estimated Cost ($

billion) 50+ 1.5 15.3 23.7 21.6

Production Start 1989 2005 2012 2014 2015

Project Australia

Pacific Wheatstone Gorgon Prelude Ichthys

Production (MTPA) 9 8.9 15.4 3.5 8.4

26

Estimated Cost ($

billion) 24.7 34 54 13 49.5

Production Start 2015 2016 2016 2018 2018

Rys. 9 Dane dotyczące terminali eksportowych LNG w Australii Źródło; Australia Set To Be Largest LNG Exporter By 2020. By Oil & Gas 360 - Sep 02, 2017,

Mechanizm pozostanie w mocy do 1 stycznia 2023. We wrześniu 2017 roku trzech dużych producentów LNG Australia-Royal Dutch Shell, Santos i Origin Energy - osiągnęły porozumienie z rządem federalnym w celu zagwarantowania dostaw gazu ziemnego do odbiorców krajowych w celu pokrycia szacowanego niedoboru w wysokości 0.27 Bcf/d, aby uniknąć potencjalnych restrykcji w eksporcie LNG w roku 2018. Według niedawnej analizy Platts może to ograniczyć eksport australijskiego LNG do 80 mln t w 2019 roku.

Rys. 10 Porównanie cen spotowych gazu i cen w eksporcie LNG z Australii

Doświadczeń USA związanych z rosnącym eksportem LNG zupełnie nie można porównać z obecnością Australii na tym rynku, chociażby z uwagi na fakt, że więcej niż połowa całkowitej produkcji gazu ziemnego w Australii w roku 2016 była eksportowana.

27

Krajowy operator energii w Australii oczekuje, że eksport LNG będzie stanowić 80% krajowej produkcji do roku 2020. Tymczasem wg. Annual Energy Outlook 2017 (AEO2017), przypadek referencyjny, odzwierciedlający obecną politykę i regulacje - wskazuje, że projekty eksportowe LNG z USA stanowić bedą tylko około 9% całkowitej krajowej produkcji gazu ziemnego USA w 2020 roku. Ponadto rozwój infrastruktury gazociągowej w Australii, łączącej główne obszary produkcyjne z bardziej zaludnionymi obszarami we wschodniej i południowo-wschodniej Australii jest stosunkowo spowolniony w porównaniu rozbudowaną i efektywną infrastruktura rurociągów w USA.

Ponadto USA dysponują o wiele bardziej rozbudowaną, niż Australia, infrastrukturą do magazynowania gazu ziemnego, co pomaga w zabezpieczeniu rynków przed krótkoterminowymi przerwami w dostawach, które mogą doprowadzić do skoków cen. Ostatnie szacunki zasobów gazu w Australii zmniejszyły się, podczas gdy dla USA szacunki perspektywicznych zasobów gazu ziemnego nadal rosną.

Oczekuje się, że Australia stanie się największym światowym eksporterem gazu ziemnego do roku 2019 z uwagi na ukończenie dużych projektów inwestycyjnych. Tytuł lidera będzie prawdopodobnie krótkotrwały, ponieważ amerykański eksport będzie rósł w kolejnych latach. Australia może wyprzedzić Katar jako największego eksportera gazu, zanim USA przejmą liderowanie w połowie lat 20-tych.52

Rys. 11 Konsumpcja gazu ziemnego w Australii vs eksport LNG

52 SAM JACOBS : Australia is set to become the world's biggest exporter of natural gas by 2019, MONEY

& MARKETS, JAN 8, 2018,

28

Rys. 12 Porównanie eksportu LNG w Australii i USA

Szacuje się, że Australia, drugi na świecie producent LNG, dostarczy 58,1 mln ton rocznie paliwa w latach 2017-18, co wynika z raportu Narodowego Banku Australii. Pierwotna prognoza wskazywała na wielkość 63,3 miliona ton LNG. Aktualnie trwają prace nad dwoma projektami eksportowymi LNG, projektem Prelude FLNG firmy Shell u wybrzeży Australii Zach. oraz projektem Ichthys w Darwin. Po ich ukończeniu zdolność eksportowa Australii osiągnie około 85 mln ton. Panuje jednak opinia, że wielkość eksportu nie osiągnie tego poziomu, ponieważ niektóre terminale LNG w Queensland nie wykorzystają w pełni swojego potencjału.53 Rysunek 13 pokazuje prognozowany wzrost zdolności eksportowej Australii, po zakończeniu projektu Gorgon LNG w Zach. Australii o wartości 54 mld $ . Przewiduje się, że wielkość eksportu LNG z Australii osiągnie 77 mln ton w latach 2018-19, z poziomu 52 mln ton w latach 2016-17. Wyższe wolumeny eksportu LNG będą możliwe dzięki rosnącej prodkcji instalacji Gorgon, jak również ukończeniu trzech projektów inwestycyjnych Wheatstone, Ichthys i Prelude. Katar - obecnie największy na świecie eksporter gazu ziemnego - wyeksportował 74 mln ton w 2016 roku., a prognozy wolumenów do roku 2019 są porównywalne. Być może po zwiększeniu potencjału przez Katar o 30% do roku 2024 ta sytuacja się zmieni.54

53 Report: Australia to export 58.1 million mt of LNG in 2017-18 LNG World News Staff Posted on

November 29, 2017 54 Australia Set To Be Largest LNG Exporter By 2020. By Oil & Gas 360 - Sep 02, 2017,

29

Rys. 13 Wielkość potencjału eksportowego LNG Australii Australia jest na dobrej drodze do wyprzedzenia Kataru jako największego eksportera LNG na świecie. Duże projekty inwestycyjne LNG znajdują się w eksploatacji lub w budowie. Instalacja North West Shelf koncernu BP odegra tutaj główną rolę wraz z kilkoma nowymi projektami LNG w całym kraju. Największy terminal Gorgon LNG (nakłady 54 mld $) posiada potencjał produkcyjny na poziomie około 15,6 MTPA. Kontrakty eksportowe na eksport gazu wywołały w Australii - jak wspomniano - kontrowersje w drugiej połowie 2017 roku, gdy rząd zmuszony był do interwencji w celu zabezpieczenia krajowych dostaw gazu. EIA przewiduje, że dłuższej perspektywie USA i Katar wyprzedzą Australię do roku 2040. Pięć projektów inwestycyjnych, które będą ukończone w USA do 2019 roku, prawdopodobnie uczyni z nich największego na świecie eksportera LNG do roku 2025. Ich łączny potencjał produkcyjny wynosi 64 mln ton. Przewiduje się, że eksport LNG z USA osiągnie 86 mln ton w 2025 r. I 115 mln ton w 2040 roku. Ogromne zasoby gazu ziemnego Kataru pozostawiają mu dobrą pozycję do dalszej ekspansji produkcji w dłuższej perspektywie. Pomimo znaczących inwestycji w infrastrukturę LNG, brak dużych projektów w kolejnych latach oznacza, że w Australia pozostanie w tyle za USA i Katarem w ciągu 20 lat. Jeżeli zaś uwzględnimy np. informację o tym, że zasoby gazu pozwolą na funkcjonowanie instalacji Gorgon „tylko” przez 20 kolejnych lat, to perspektywa udziału Australii w globalnym rynku LNG może się zmienić jeszcze bardziej. .

30

Rys. 14 Prognozy wielkości eksportu LNG dla USA, Kataru i Australii Źródło; SAM JACOBS : Australia is set to become the world's biggest exporter of natural gas by 2019, MONEY & MARKETS, JAN 8, 2018, Należy ponadto podkreślić, że australijskie projekty LNG są drogie: łączna wartość nakładów inwestycyjnych na ich budowę przekroczyła 250 mld $. W przypadku projektu Wheatstone opóźnienia w dostawach modułów spowodowały wzrost kosztów projektu do 34 mld $, przy pierwotnych szacunkach 29 mld $ z roku 2011.55 Dzięki projektowi Wheatstone ( 90 % zaawansowania) do klientów - głównie w Azji - trafi 8.9 MTPA LNG, w większości na podstawie umów długookresowych.56

Z uwagi na wysoki koszt inwestycji eksportowych LNG w Australii, operatorzy terminali zmuszeni są w niektórych przypadkach sprzedawać LNG poniżej kosztów w celu podtrzymania Cash Flow. Większość australijskiego eksportu LNG kierowana jest na

55 Chevron ships first Wheatstone LNG cargo to Japan. LNG WN, October 31 2017 56 Wheatstone LNG’s second train 90 pct done.LNG WorldNews Posted on January 18, 2018

31

pobliskie rynki azjatyckie, pozostawiając jedynie ograniczone opcje dla nowego amerykańskiego eksportu LNG. 57

Większość australijskiego eksportu jest oparta na kontraktach powiązanych z ceną ropy naftowej, a nie na cenach spot ( tylko dla ok.10% podaży). Przewiduje się, że cena australijskiego LNG (FOB) wzrośnie średnio do 9,0$ /GJ (gigadżul) w latach 2018-19, w dużej mierze dzięki wyższym cenom ropy naftowowej. Natomiast ceny spotowe w Azji będą raczej spadać, ponieważ kupujący nie robią teraz zapasów gazu w miesiącach zimowych.

Rys. 15 Poziom cen spot na dostawy LNG do Japonii

Źródło; Australia Set To Be Largest LNG Exporter By 2020. By Oil & Gas 360 - Sep 02,

2017, Ponadto najwięksi nabywcy LNG dążą do zmiany cen i warunków kontraktowych. Korea Gas Corp. (KOGAS), japońska JERA i China National Offshore Oil Corp. (CNOOC), które łącznie reprezentują około 33% światowych zakupów LNG, utworzyły klub nabywców LNG, aby wspólnie lobbować na rzecz elastycznych kontraktów. Firmy takie jak Petronas zaczęły reklamować elastyczność swoich umów na dostawy LNG, ponieważ kupujący zaczynają szukać najlepszych ofert. Tendencje te nasiliły się w maju 2017, kiedy to Katar odmówił firmom japońskim zmiany warunków dostaw. Według Reutersa Katar zagroził, że zmusi firmy japońskie do rezygnacji z udziału w projektach katarskich, jeśli Japonia będzie żądać zmiany warunków dostaw lub zmieni dostawców LNG. Realizacja projektów gazowych w Australii stanowi swojego rodzaju porażkę dla amerykańskich planów w Azji. Chociaż rynki azjatyckie będą nadal ważne, gdyż chodzi o popyt na LNG o wielkości sięgającej 75 % światowego popytu , to jednak USA będą

57 Frank Umbach; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem Gaspreis-Krieg

führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017

32

musiały dążyć do zawierania dodatkowych umów również na rynkach Ameryki Łacińskiej czy Europy.58 Z analizy danych statystycznych wynika, że eksport LNG do Indii zdominowany jest przez Środkowy Wschód z powoli rosnącym udziałem USA, natomiast w eksporcie do Japonii I Korei Poł., przy znaczącym udziale krajów Azji Poł.-Wsch. istotnie wzrośnie udział Australii, co wynika z zawartych kontraktów długookresowych.59 Zaskakujące jest jednak to, iż przyszłość takich krajów, jak Malezja i Indonezja, które są obecnie jednymi z większych eksporterów LNG na świecie, od lat 2030 – 2035 eksperci widzą w roli importerów netto LNG, co będzie niezwykłą zmianą, zważywszy, że wielkość importu tych krajów szacuje się w roku 2035 na około 40 mln ton, a Singapuru I Tajlandii na około 25 mln ton.60 To otworzy nowe możliwości rynkowe dla głównych eksporterów LNG.

Rys. 16 Globalna i azjatycka wielkość eksportu LNG z USA

4. Czy grozi nam brak równowagi na globalnym rynku

LNG?

W roku 2016.do nabywców trafiło 265 mln ton LNG (17 mln ton więcej, niż w roku

2015), w roku 2017 popyt wzrósł do 293 mln ton. Według firmy Shell rynek LNG wzrósł w zeszłym roku o 30 % więcej, niż wcześniej oczekiwano.61 Dla przypomnienia – w 2000 roku było to tylko około 100 mln ton. W okresie 2014-2020 wielkość światowego rynku LNG powinna wzrosnąć o około 50%, głównie z instalacji LNG w budowie lub

58

The future of gas in the United States and Latin America. By Energía 16 59

Gas, Resources and Energy Quarterly, September 2017 60

LNG Outlook. Shell 2017 61 Tom DiChristopher: Shell warns of liquefied natural gas shortage as LNG demand blows past

expectations. CNBC, Mon, 26 Feb 2018

33

niedawno ukończonych. W perspektywie średnioterminowej (2017-2020) zakłada się wzrost popytu na LNG w wysokości 314 mln t rocznie do 2020 roku. Będzie to efektem polityki energetycznej korzystnej dla gazu kosztem węgla ( 50% mniej emisji CO2), zmian strukturalnych na rynkach energii oraz obaw związanym z energią jądrową. Tymczasem analitycy zakładają wzrost potencjału eksportowego do roku 2020 do poziomu około 400 mln ton rocznie, przede wszystkim w rezultacie oddawanych do eksploatacji i planowanych do ukończenia w najbliższym okresie instalacji, głównie w USA i w Australii, co oznacza potencjalną nadwyżkę zdolności produkcyjnych w wysokości około 86 mln ton62. Należy podkreślić, że planowane do uruchomienia w roku 2017, w znacznej części wchodzące „poślizgiem” w rok 2018, terminale importowe LNG w Indiach, Chinach, Korei Poł. Oraz w Pakistanie i Ghanie (FSRU), posiadają łączny potencjał 17.4 mln ton. Natomiast łączny potencjał instalacji skraplania (terminale eksportowe LNG) planowany do uruchomienia w tym samym czasie ( oprócz USA i Australii również w Kamerunie i Malezji) wynosi 34.4 mln ton. 63. Ceny gazu ziemnego pozostają na stosunkowo niskim poziomie, ponieważ rynek znajduje się w cyklu nadmiaru podaży. W dłuższej perspektywie (2020-30) popyt będzie nadal rósł i w miarę ewolucji rynków

energii osiągnie do 2030 roku poziom około 480 mln ton. Będzie to wynikiem

większego wykorzystania gazu w integracji z OZE i jako paliwa zastępczego,

ograniczania znaczenia węgla, oleju napędowego i częściowo elektrowni jądrowych.

Podaż osiągnie najwyższy poziom w roku 2020, natomiast nie oczekuje się

zakończenia nowych projektów i ich uruchamiania w okresie 2020-24. Światu może więc

grozić niedobór LNG w ciągu dekady z powodu ograniczenia inwestycji w nowe

projekty. Przed rokiem 2020 zmaterializowanych zostanie niewiele decyzji

inwestycyjnych ( pre-final investment decision - pre-FID), więc przejście z fazy

nadmiaru LNG do fazy jego niedoboru staje się realne. W rezultacie globalny rynek

LNG może odnotować zastój w latach 2023-24, skutkujący potencjalnym niedoborem

podaży od roku 2025.

Sednem problemu jest zmiana sposobu zawierania umów na dostawy LNG.

Sprzedający tradycyjnie zawierali długoterminowe umowy z klientami, które umożliwiały

im dokonywanie inwestycji w kapitałochłonne instalacje. Podczas gdy większość

dostawców wciąż faworyzuje tę konfigurację, wielu nabywców woli zawierać elastyczne

umowy, umożliwiające kupno mniejszych ilości surowca w krótszym czasie. Dostawy

LNG na bazie spot lub wysyłki realizowane w miarę potrzeb wzrosły o 17 % w 2017

roku do rekordowo wysokiego poziomu 1100 dostaw.64 Rozdźwięk między preferencjami

nabywców i sprzedawców zwiększa poziom niepewności w branży i powoduje, że

dostawcy wstrzymują decyzje inwestycyjne z powodu wzrostu ryzyka związanego z

finansowaniem budowy instalacji LNG.

62 Global LNG Outlook 2017. Bloomberg New Energy Finance. BNEF’s long-term forecast of LNG

markets to 2030. 63 Por.: 1. LNG Outlook 2017: Surplus or balance? Gas Strategies. 2. LNG Outlook 2018 Growth and

resilience. Gas Strategies 64 T. DiChristopher: Shell warns of liquefied natural gas shortage as LNG demand blows past

expectations. CNBC, Mon, 26 Feb 2018

34

Nadpodaż LNG będzie nadal znacząca w ciągu najbliższych kilku lat, pomimo silnego

wzrostu popytu, ale nie będzie tak poważna, jak wcześniej oczekiwano. Np. wielu

analityków z branży przewidywało, że w 2016 r wystąpi wyraźny nadmiar LNG na rynku,

co wynikało z szacunków wielkości podaży przewyższającej znacznie wzrost popytu, w

szczególności w Azji. Przewidywano, że więcej LNG będzie musiało zostać dostarczone

do Europy, która odgrywa rolę w równoważeniu globalnej podaży i popytu LNG. Jednym

z założeń tych oczekiwań był fakt, że czasy realizacji dostaw są długie - od czterech do

pięciu lat - co oznacza, że wzrost podaży może być dokładnie przewidywany. Jednak

czasy oczekiwania na dostawy kurczyły się wraz z pojawieniem się FSRU i wzrostem

popytu na LNG w nowych krajach-importerach, w których LNG uzupełnia malejącą

produkcję krajową lub zwiększony popyt na gaz. Okazało się w rezultacie, że wzrost

podaży został zrównoważony wzrostem popytu na LNG.

Rys. 18 Handlowe wykorzystanie potencjału LNG w terminalu Sabine Pass

Jak wspomniano wcześniej, połowa nowego potencjału skraplania zostanie uruchomiona w USA, co oznacza od roku 2019 nominalną ofertę eksportu na poziomie około 64 mln ton. W praktyce jednak może to być tylko około 37 mln ton, co wynika z handlowego (eksploatacyjnego) stopnia wykorzystania potencjału eksportowego ( por; Sabine Pass, rys. 17). Ponieważ USA będą głównym źródłem nowej podaży LNG, jest prawdopodobne, że poziom kosztu dostarczania gazu z USA do Azji może wpłynąć na obniżkę cen spotowych LNG w tym regionie ( por.; rys.17 ). Ceny spotowe, zarówno w hubach, jak i dla ładunków LNG na statkach, są uważane za funkcję trzech czynników:65

65

Pipeline Gas v LNG. The Global Battle for Market Share. What it means for US LNG, Prepared for .

United States Energy Association. Nexant Thinking, Mai 2016, s. 7

35

Krańcowego kosztu dostawy,

Ceny konkurujących paliw,

„Szczelności rynku”, która obejmuje lokalne moce produkcyjne, a także

dostępność dostaw gazociągami i dostaw statkami LNG.Poziom szczelności

rynku decyduje o tym, czy prognozowana cena spot jest bliższa krańcowemu

kosztowi dostawy, czy cenie konkurencyjnej. Im bardziej rynek jest szczelny

(ciasny), tym bliżej ceny spot znajduje się cena konkurencyjna. Na mniej

restrykcyjnym rynku cena spot będzie zbliżać się do krańcowych kosztów

dostawy.

Rys. 17 Mechanizm kształtowania się ceny LNG na rynku spot Źródło; Pipeline Gas v LNG. The Global Battle for Market Share. What it means for US LNG, Prepared for United States Energy Association. Nexant Thinking, Mai 2016, s. 7

Amerykańskie LNG może osiągnąć rynki azjatyckie potencjalnie za około 5 $/MMbtu,

co wynika z poziomu ceny w Henry Hub wynoszącej około 3 $/ MMBtu oraz kosztów

skraplania i transportu z Zat. Meksykańskiej wynoszących około 2 $/ MMBtu. 66

5. Uwarunkowania rozwoju europejskiego rynku LNG

5.1. Niepewność w architekturze przestrzennej dostaw do

Europy

66 Gas. Resource san Energy Quarterly, September 2017

36

Europa stoi przed wyzwaniem ograniczenia zależności od importu gazociągami z Rosji realizowanego na podstawie długoterminowych kontraktów, indeksacji cen ropy i sztywnych klauzul umownych. Do połowy lat 2020-tych wiekszość europejskich firm ma umowny obowiązek importu około 115 mld m3 gazu rocznie. Wielkość ta może spaść do około 65-100 mld m3 do 2030 roku, chociaż są także prognozy odmienne. 67

Wysiłki UE na rzecz zwiększenia konkurencyjności i dywersyfikacji importu zmusiły Gazprom do zaakceptowania cen hybrydowych, które są coraz bardziej zależne od indeksacji w relacji gaz-gaz. Perspektywa UE w zakresie importu większej ilości gazu została ograniczona 20% spadkiem konsumpcji w latach 2010-2014.

Wraz z rozwojem światowego rynku LNG, Europa stała sie rynkiem nabywcy,

zmniejszył się więc wpływ rosyjskiej „dyplomacji rurociągej”. Mimo, że import wzrósł w

ciągu ostatnich dwóch lat znacząco, to wielkość popytu w perspektywie lat 2030 – 2040

określana jest mianem względnie stabilnej.

Zużycie gazu ziemnego w UE-28 (oprócz Malty i Cypru) w 2016 roku wyniosło 456,3

mld m3. (2015 - 428,1 mld m3). Wg Monthly Gas Survay IEA 2016 trzy kraje; W.

Brytania z 81,8 mld m3 (2015 - 72,2 mld m3), Włochy z 70,9 mld m3 (2015 - 67,5 mld

m3) oraz Niemcy z 97 mld m3 (2015 – 95 mld m3) były największymi konsumentami

gazu ziemnego w Europie.68

Zapotrzebowanie na gaz w UE powinno pozostać względnie stabilne w kolejnych

latach, w oparciu o obecną politykę. Jednak oczekiwany spadek wewnętrznej, krajowej

produkcji gazu wpłynie na wielkość importu gazu. Z drugiej zaś strony zastępowanie

elektrowni węglowych gazowymi może indukować dodatkowy popyt na gaz. Mniej niż

połowa zapotrzebowania UE na gaz jest obecnie pokryta ze źródeł krajowych.69

Wewnętrzna produkcja gazu w Europie stale spadała w ostatnich latach. W ciągu

najbliższych 20 lat przewiduje się dalszy spadek o około 50 %, czyli o około 70 mld m3,

natomiast aktualni dostawcy, tacy jak Norwegia (minus 25 mld m3) i Afryka Północna

(minus 30 mld m3) nie będą w stanie zapewnić Europie niezbędnych ilości surowca.

Zgodnie z przewidywaniami scenariusza referencyjnego UE z 2016 r. popyt na gaz w

UE pozostanie wzglednie stabilny. Oznacza to, że niezbędna będzie dodatkowa

infrastruktura, aby powstajacą lukę, wynoszącą w perspektywie roku 2025 ponad 40 mld

m3 i do roku 2035 ponad 120 mld m3, wypełnić importem LNG i dostawami

gazociągami z Rosji.70 O udzialie LNG i gazociągów zadecyduje w dużym sytopniu

rynek, w krajach Europy Środkowo-Wschodniej częściowo również decyzje polityczne.

67

F.Umbach; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem Gaspreis-Krieg

führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017 68 Versorgungssicherheit bei Erdgas Monitoring-Bericht nach § 51 EnWG.BMfW, Berli, Juli 2017 69 Energieversorgungssicherheit in der EU soll mithilfe von Flüssigerdgas und der Gasspeicherung erhöht

werden. Europäische Kommission – Factsheet. Brüssel, 16. Februar 2016 70 Por.; 1. Nord Stream 2 unterstreicht Bedarf für die Pipeline. 17 Juli 2017.

2. Europie wkrótce zacznie brakować gazu. PAP, 10.02.2018 3. Status und Perspektiven der europäischen Gasbilanz Untersuchung für die EU 28 und die

37

Holandia jest najważniejszym krajem produkującym gaz w UE i eksportuje gaz ziemny

do różnych krajów UE. Jednak od roku 2020 do 2035 nastapi redukcja produkcji o

połogę, co m.inn.związane jest z zagrożeniami w obrębie pola Groningen.71

Roczna zdolność eksportowa gazociągów z Norwegii do EU wynosi około 180 mld

m3, a kraj ten wraz z Rosją jest jednym z głównych dostawców gazu ziemnego. Punkty

docelowe gazociągów w UE znajdują się w Wielkiej Brytanii, Niemczech, Belgii i Francji

Norwegia ma również zdolność eksportową LNG w wysokości 6,24 mld m3 . Jako

znaczący eksporter Norwegia nie planuje zwiększenia zdolności eksportowych w ciągu

najbliższych dziesięciu lat. W perspektywie długoterminowej, do roku 2035, oczekuje

się zmniejszenia eksportu ( bez względnienia nowych, potencjalnych złóż) nawet do

około 90 mld m3.72

W regionie Afryki Północnej Algieria, Libia i Egipt mają znaczące konwencjonalne zasoby gazu ziemnego. Algieria posiada możliwości eksportu 60 mld m3 rocznie gazociągami do Hiszpanii i Włoch. Ponadto terminale LNG w Arzew i Skikda mają roczną zdolność eksportową 31,2 mld m3 . Według danych Platts Analytics, Algieria wyeksportowała w sumie ponad 49 mld m3 gazu i LNG w 2016 roku ( 37 mld m3 w roku 2015) do Włoch 17 mld m3, 16 mld m3 do Hiszpanii i 15 mld m3 LNG. Dostawy do Włoch były prawie trzykrotnie większe niż w 2015 roku. Włoscy odbiorcy wyprodukowali korzystny cen gaz, więc. Algieria była w stanie zwiększyć jego wydobycie. To sprawia, że Algieria jest ważniejsza dla bilansu gazu w UE, niż Libia i Egipt. Produkcja gazu w

Algierii utrzymuje się na stabilnym poziomie od 2010 roku (80 - 83 mld m³), jednak

zapotrzebowanie Algierii na gaz rosło średniorocznie o 4,6% w latach 2000-2015 .

Szybki wzrost popytu krajowego i brak nowych inwestycji spowoduje, że potencjał

eksportowy Algierii do UE spadnie z 30 do 24 mld m3 w 2020 roku i do poziomu 8 -

12 mld m³ w 2030 roku.

Roczne możliwości eksportu Libii do Włoch gazociągami wynoszą około 13 mld m3 ,

a terminalu LNG- 4,2 mld m3 . W 2015 r. Libia wyeksportowała do Włoch gazociągiem

6,5 mld m³ . Od roku 2011 roku wolumen eksportu zmniejszył się z powodu

niestabilnych warunków gospodarczych. Szacuje się, że 6 mld m3 będzie nadal

przedmiotem eksportu, ponieważ Libia ma niską produkcję w porównaniu do swoich

rezerw. Jednak sytuacja polityczna w Libii jest znacznie bardziej niestabilna, niż sytuacja

w Algierii. Na razie nie planuje się rozbudowy infrastruktury eksportowej.

Egipt posiada dwa terminale LNG o rocznej zdolności eksportowej 15,9 mld m3. .

Począwszy od 2003 r. Egipt eksportował LNG do Europy i innych odbiorców na rynku

światowym, a także gazociągami do krajów Bliskiego Wschodu. Gwałtowny wzrost

krajowego popytu na gaz ziemny spowodował, że kraj ten od 2013 roku, pomimo swoich

rezerw, stał się importerem netto.

Schweiz. Endbericht, PROGNOS. Berlin Januar 2017 71 Status und Perspektiven der europäischen Gasbilanz Untersuchung für die EU 28 und die

Schweiz.Endbericht, PROGNOS. Berlin Januar 2017, s. 25 72

Tamże

38

Nie wszyscy analitycy podzielają obawy co do szybkiego i znaczącego spadku

wydobycia gazu w Europie. Norweski Statoil oczekuje, że produkcja gazu w Europie

będzie spadać o około 2% rocznie w ciągu najbliższych kilku lat, natomiast

zapotrzebowanie pozostanie względnie stałe. Statoil zakłada, że dostawy Gazpromu i

LNG z USA zamkną lukę popytową, ale nie nastapi gwałtowny wzrost importu gazu,

ponieważ popyt na gaz w Azji i Ameryce powinien nadal rosnąć. Norwegowie oczekują

ceny gazu w wysokości 6 USD za MMBtu. Podobne wnioski sformułował Gazprom. 73

Analitycy Credit Suisse uważaja natomiast, że przy powolnym spadku wydobycia gazu w EU od 2018 roku wystąpi znacząca nadpodaż LNG, a Europa zwiększy jego import. Może to doprowadzić do wojny cenowej między USA a Gazpromem. Ponadto uważa się, że poprzez agresywną politykę cenową Gazprom mógłby ograniczyć udział konkurentów w rynku. Analitycy Credit Suisse oczekują ceny na poziomie 5 USD za MMBtu.74 Udział Rosji w europejskim rynku gazu wzrósł w 2017 roku do 34 %. Ponadto Europa sprowadziła 24% z Norwegii, 11 % z Algierii, natomiast 13 % pochodziło z dostaw LNG. W ostatnich latach LNG stanowiło około 10% importu, w większości z Kataru, Algierii i Nigerii. Od roku 2016 rozpoczął się import LNG z USA. Rok 2017 był rokiem amerykańskich eksporterów gazu. Dzięki nowym terminalom w Wielkiej Brytanii, Polsce, również na Litwie - USA zwiększyły swój udział w rynku gazu w UE z 0,6% do ponad 5%,75 co stanowi początek dłuższego procesu. W ciągu najbliższych dwóch lat uruchomione terminale eksportowe w USA teoretycznie mogą zaopatrzyć około jednej czwartej rynku UE. Gdy w 2030 r. dostępne będą pełne moce produkcyjne, eksporterzy z USA mogliby pokryć ponad połowę importowanego gazu w UE, zastępując tym samym znaczną część dostaw rosyjskich. Każdy, kto uważa, że sankcje przeciwko Rosji dotyczą Krymu, powinien spojrzeć dokładne na rynek gazu.

W Europie jednak eksport LNG z USA musi konkurować nie tylko z innymi dostawami LNG, ale także z gazem pochodzącym z rurociągów Norwegii i Gazpromu, którego ceny, zależnie od odbiorcy, kaształtują się na poziomie 4 - 6 USD / MMBtu. W roku 2015 r. prawie 90 % eksportu gazu ziemnego Gazpromu trafiało do Europy.

Dla Gazpromu i Rosji zwiększony eksport gazu z USA do Europy mógłby zagrozić jego ponad 30 % udziałowi w rynku, kształtowaniu cen, jego modelom biznesowym (umowy) jak również geopolitycznym wpływom Rosji w Europie. Dlatego z wyprzedzeniem stara się dostosować strategię do nowych warunków.i wyzwań konkurencyjnych na rynku.

Gazprom w roku 2017 wyeksportował do UE rekordową ilość gazu. Do krajów europejskich oraz Turcji dostarczono 193,9 mld m3 surowca, 8,1 % więcej, niż w 2016 r., kiedy wzrost wyniósł 12,44 %. Największym odbiorcą rosyjskiego gazu pozostają Niemcy, które kupiły w 2017 roku 53,4 mld m3 - o 7,2 % więcej, niż rok wcześniej.

73 Statoil hält Seminar zur Lage des europäischen Gasmarktesam 17. März 2017 74

Tamże, 75 EU-Gasimporte so hoch wie nieNeue Zahlen zeigen, wie Russland den Westen in einem Punkt

vorführt , FOCUS Online, 1.01.2018

39

Zdecydowanie największy wzrost odnotowano w Austrii - wzrost o 39% - do 8,5 mld m3. Po mroźnej zimie w dużej mierze opróżniono magazyny gazu, z których zaopatrywane są m.inn. Niemcy. Kolejne wzrosty dostaw odnotowano w lutym 2018 roku.76

Aktualna pozycja rynkowa Gazpromu wynika z faktu, że ceny gazu rosyjskiego są niższe w porównaniu do cen LNG, ponadto nie było wystarczającej oferty LNG na rynku europejskim z uwagi na bardziej konkurencyjny rynek azjatycki. Koncern jest największym dostawcą gazu dla Europy i Turcji. Przez ostatnie 25 lat praktycznie podwoił dostawy na ten rynek, by w 2017 roku uzyskać 194,4 mld m3. Tylko w ciągu ostatnich 3 lat eksport gazu zwiększył się o prawie jedną trzecią.77 Popyt na rosyjski gaz prawdopodobnie wzrośnie w długim okresie, jak wynika z wielu prognoz. M.inn. Royal Dutch Shell i BP potwierdziły, że Rosja będzie nadal największym dostawcą gazu w Europie do 2035 roku.

Sześć lat temu ukończono kontrowersyjną budowę gazociągu Nord Stream 1, a aktualnie Niemcy i Austria forsują budowę Nord Stream 2, argumentując tę inwestycję rosnącym popytem na gaz i skróceniem trasy jego przesyłu o 2000 km względem tradycyjnych tras dostaw, co ma obniżyć koszty przesyłu i zwiększyć konkurencję cenową na rynku. Instytucje lobbujące ten projekt prezentują rzekome oszczędności możliwe do uzyskania przez końcowych odbiorców, np., koloński instytut badawczy EWI Energy Research & Scenarios (ewi ER & S) wskazuje na oszczędności roczne w roku 2020 wynoszące – zależnie od scenariusza - od 8 do 24 miliardów euro. 78 Przytaczane są również argumenty niemal pełnego wykorzystania przepustowości Nrd Stream 1 ( w roku 2015 wykorzystanie gazociągu wynosiło 70% 79). Akceptacja niemieckich władz federalnych, wydana pod koniec stycznia, otwiera możliwość budowy głównego odcinka gazociągu na wodach terytorialnych Niemiec. Ewentualna realizacja Nord Stream 2 oznacza podwojenie zdolności przesyłowej przez M. Bałtyckie do 110 mld m3 gazu rocznie i zakończenie tworzenia zagranicznej części północnego korytarza przesyłu gazu, co w połączeniu z projektem Tureckiego Potoku i rozbudową infrastruktury do południowej i południowo-wschodniej Europy grozi w przyszłości ograniczeniem lub wyeliminowaniem tranzytu przez Ukrainę i Polskę, a więc i opłat z tytułu tranzytu.

Forsowanie budowy Nord Stream przez Niemcy, przy wsparciu firm z Niemiec, Austrii,

Holandii i Francji, wywołuje sprzeciw wielu państw, w tym Polski, krajów bałtyckich, ale

również Danii, czy W.Brytanii, gdyż grozi nadmiernym przesunięciem „władzy rynkowej”

na europejskim rynku gazu na dwa kraje; Rosję i Niemcy. Administracja amerykańska

ocenia ten projekt również krytycznie i grozi sankcjami potencjalnym wykonawcom

inwestycji. W argumentacji niemieckich kół gospodarczych można odczytać

negatywne nastawienie do administracji amerykańskiej i sugestie, że firmy

76 Europa friert, Energieriese Gazprom kassiert26. Februar 2018, 17:53246 DerStandard.at 77

Alexey Miller hielt eine Telekonferenz anlässlich des 25. Jahrestages von Gazprom ab .

Pressemitteilung, 16. Februar 2018 78 Harald Hecking und Florian Weiser; Auswirkungen von Nord Stream 2 auf die Gaspreise in Europa.ET,

2017 79

J. Bollinger-Kanne; Wachsende Gasnachfrage in Europa. Europa importiert aktuell wieder mehr Gas

aus Russland als im letzten Jahr – Gazprom setzt darauf, dass diese Entwicklung anhält. Energie & Management GmbH, Donnerstag, 30.06.2016

40

amerykańskie chcą przejąć część europejskiego rynku gazu dzięki presji politycznej.80

Przytaczana jest również argumentacja ograniczenia emisji CO2 i bezpieczeństwa

dostaw w długim okresie czasu poprzez porównawcze zestawienie potencjału obu stron.

I tak, w 2015 roku krajowe zużycie gazu w USA o wielkości 778 mld m³ przekroczyło

wielkość produkcji o prawie 60 mld m³. W roku 2016 wydobycie w USA wyniosło 749,2

mld m3, natomiast zużycie 778,6 mld m3. W Rosji natomiast wydobycie w roku 2016

wyniosło 579 mld m3, zużycie zaś 437,9 mld m3.81 Lobbyści Nord Stream w Niemczech

argumentują, że rezerwy Rosji, wynoszące 47.777 mld m3, w tym krajów

wewnątrzazjatyckich połączonych z rosyjską siecią, wystarczą na około 150 lat. Nawet

jeśli połowa , a nawet 2/3 wyprodukowanego gazu ziemnego będzie zużywana na

własne potrzeby,tych krajów, to pozostanie wystarczająca ilość surowca na pokrycie

potrzeb UE w przewidywalnej perspektywie czasowej.

Należy również nadmienić, że od 2005 roku skroplony gaz z portfela Gazpromu dotarł

do 15 krajów na świecie. Pierwszy zakład LNG w Rosji został oddany do użytku na

wyspie Sachalin, planowana jest ponadto jego rozbudowa. W programie Gazpromu

rozważany jest kolejny projekt - Baltic LNG, który, zasilany z sieci krajowej, mógł by

stanowić kolejny element gry rynkowej w eksporcie gazu na rynek europejski.

Wzmacnianie pozycji koncernu w Europie wynika również z faktu wspólnej budowy i

eksploatacji z zagranicznymi partnerami ośmiu podziemnych magazynów gazu, m.inn.

w Czechach.

Koncentracja uwagi na pozycji Gazpromu na europejskim rynku gazu nie powinna przesłonić istotnej pozycji Norwegii na tym rynku, o czym świadczy fakt, że w 2017 roku kraj ten wysłał tak dużo gazu do Europy, jak nigdy przedtem. Firma Gassco przesłała bowiem gazociągami w ubiegłym roku do Europy 117,4 mld m3 gazu, 8% więcej, niż w 2016 roku. Był to największy wolumen od początku norweskiego handlu rozpoczętego 40 lat temu. Dziś norweski gaz pokrywa około 25% zużycia gazu w Europie i będzie nadal wiarygodnym źródłem energii dla konsumentów w nadchodzących latach, niezależnie od pesymistycznych prognoz. .Gassco jest operatorem norweskiej infrastruktury gazowej, w tym rurociągów, zakładów przetwórczych w Norwegii i odbiorczych w Niemczech, Belgii, Francji i W. Brytanii. Norweska infrastruktura gazowa dostarczająca surowiec Europie liczy 8.800 km gazociągów. 82 Dostawy LNG i kondensatu z zakładów Kårstø i Kollsnes uzupełniają dostawy gazociągami i wyniosły one w 2017 roku 10,2 mln ton (10,0 mln w 2016 roku ).83

5.2. Ile miejsca dla (amerykańskiego) LNG w Europie?

80 Armin Siebert; Energieexperte ist sicher: Nord Stream 2 nicht mehr zu verhindern.

WIRTSCHAFTSBAROMETER, 23.02.2018 81 FREQUENTLY ASKED QUESTIONS; How much natural gas does the United States have, and how

long will it last? EIA

82 Olav Vilnes; Norwegische Gasexporte steigen 2017 um 8% auf Rekord. Oslo, 11 Jan 2018 83 Rekord bei norwegischen Gaslieferungen nach Europa. BusinessPortal Norwegen Kopervik, 11

stycznia 2018

41

Strategicznym celem amerykańskiej polityki na rynku LNG jest z pewnością wzrost eksportu do Europy, aby ograniczyć udział Gazpromu w rynku gazu. Bezspornym wkładem w uruchomienie tej polityki była wola polityczna Polski i krajów bałtyckich, które chcą uniezależnienia od dostaw ze Wschodu i wymuszenia na Rosji stosowania transparentnych reguł rynkowych. Polska stała się pierwszym krajem Europy Wschodniej, który sprowadził amerykański gaz w czerwcu 2017 roku. Litwa importowała pierwszą przesyłkę amerykańskiego gazu w sierpniu 2017 roku.

Zmuszenie Rosji do obniżenia cen na konkurencyjnym rynku gazu w Europie daje

konsumentom europejskim możliwość wykorzystania alternatywnych źródeł

zaopatrzenia, co osłabia wpływy geopolityczne Rosji w Europie. Rosnąca szybko

pozycja rynkowa USA, jako jednego z największych na świecie eksporterów gazu

oznacza istotne implikacje gospodarcze, środowiskowe i geopolityczne. 84 Istotna była

decyzja administracji D.Trumpa, zezwalająca na eksport LNG do krajów, które nie

posiadają umów o wolnym handlu z USA. Ponadto inicjatywa 12-stu państw “Three

Seas Initiative”, których celem jest "wzmocnienie handlu, infrastruktury, energii i

współpracy politycznej między krajami graniczącymi z Adriatykiem, Bałtykiem i Morzem

Czarnym” otwiera również szersze perspektywy współpracy z USA. 85

Do niedawna większość ekspertów oczekiwała, że większość amerykańskiego eksportu LNG zostanie wysłana do Azji, a nie do Europy, ponieważ ceny gazu w Azji były znacznie wyższe. Ale na wiosnę 2015 roku ceny gazu azjatyckiego spadły o 65% względem cen szczytowych w latach 2013-2014, do poziomu niemal europejskiego. Dało to amerykańskim firmom silną zachętę finansową eksportu LNG do Europy, co było również zgodne z interesami geopolitycznymi USA w ich staraniach na rzecz pomocy m.inn. Polsce i Litwie w dywersyfikacji dostaw gazu. Jest oczywiste, że dostawy LNG nie zastąpią gazociągów w Europie, ponieważ nie są w stanie zaspokoić całego popytu na gaz w Europie, ale LNG sprawia, że rynek staje się bardziej elastyczny. Obecnie UE dysponuje potencjałem odbiorczym LNG, który może zaspokoić 43 % zapotrzebowania na gaz, tymczasem udział gazu płynnego w imporcie wynosi tylko około 10%.86 Dotychczas wynikało to z braku większej podaży, częściowo z powodu różnicy kosztów w stosunku do cen gazu z rurociągów. Dodatkowa elastyczność i zwiększona konkurencja na rynku wpływają na obniżkę cen dla europejskich klientów. Ze względu na silne uzależnienie od rosyjskiego gazu i spadek własnej produkcji, Unia Europejska stworzyła w terminalach LNG potencjał importowy równy około 220 mld m3. Stanowi on 20% światowego potencjału regazyfikacyjnego - więcej niż w USA (17%), ale mniej, niż w Japonii (26%).87 Dzięki temu od dawna ograniczono zależność od rosyjskiego gazu, ale potencjał ten jest słabo wykorzystany. W latach 2013 i 2015 import LNG do europejskich krajów OECD spadał, głównie ze względu na niższe ceny

84 CLIFFORD KRAUSS;Boom in American Liquefied Natural Gas Is Shaking Up the Energy. WorldEnergy

& Environment | Oil and Money , OCT. 16, 2017 85 Seth Whitehead; Five Reasons U.S. Could Be World’s Top LNG Exporter Sooner Rather than Later.

energyindepth.org, St. Peter, Illinois July 12, 2017 86 Bernd Murawski; Die Fiktion einer Versorgung Europas mit US-Frackinggas. Telepolis,14. 87

Existing and planned LNG terminals. Gas in Focus

42

spotowe względem Azji. Tymczasem poziom wykorzystania potencjału terminali LNG w Unii spadł z 53 % w 2010 roku do prawie 19% w roku 2014. Łącznie 22 terminale posiadają możliwości przyjęcia 136,30 mln ton LNG rocznie, jednak w roku 2016 przyjęto tylko 36,16 mln ton, co stanowi 27% wykorzystania potencjału. 88 Pomimo niskiego poziomu wykorzystania potencjału nowe projekty LNG zostały zrealizowane w Polsce w 2016 r. (LNG w Świnoujściu: roczna zdolność importowa 5 mld m3) i Francji (Dunkierka LNG: 13 mld m3). Ponadto zaplanowano rozbudowę istniejących terminali LNG: Zeebruge LNG w Belgii (+3 mld m3), Gate LNG w Holandii (+4 mld m3) i Revithoussa LNG w Grecji (+ 2 mld m3). Ogólnie rzecz biorąc, roczna zdolność importowa Europy może wzrosnąć do 2020 roku o około 27 mld m3, by osiągnąć łącznie 223 mld m3 zdolności importowej. Hiszpania jest tym krajem w Europie, w którym 70% potrzeb na rynku gazu jest pokrywane przez LNG. We Francji udział ten wynosi 28%, w Belgii 14%, we Włoszech 3% (chociaż w mixie energetycznym gaz ziemny stanowi ponad 50%) oraz w Wielkiej Brytanii 1%. Niemcy nie mają własnego terminalu LNG, gdyż przeprowadzona kilka lat temu procedura Open Season nie wzbudziła zainteresowania klientów. Ponad 70% potencjału w terminalach LNG znajduje się w Hiszpanii, Francji i W. Brytanii. 89 Portugalia i Hiszpania były pierwszymi krajami europejskimi, które rozpoczęły import LNG z USA. Pierwszy tankowiec LNG z Sabine Pass w USA został rozładowany w Portugalii w kwietniu 2016 roku . Generalnie Półwysep Iberyjski uważany jest za swojego rodzaju "rynek wyspiarski", o słabym powiązaniu z resztą Europy, więc dostawy gazu ziemnego z USA do tego regionu nie są zaskoczeniem. Hiszpania ma roczną zdolność regazyfikacji LNG na poziomie 43 mln ton / rok (59 mld m3/ rok) w sześciu terminalach LNG, plus 28 mld m3/rok zdolności importowej rurociągami, łącznie z połączeniami z Francją i Portugalią. To daje Hiszpanii zdolność importu gazu na poziomie 87 mld m3 rocznie. Zdolność importowa kraju jest ponad ośmiokrotnie wyższa, niż obecna zdolność eksportowa do Francji i Portugalii, wynosząca zaledwie 10,6 mld m3 rocznie.90 Ponadto, największy dostawca dla Europy - Rosja - nie dostarcza gazu na rynek Iberyjski gazociągami, więc nie obawia się o LNG z USA skierowany do południowo-zachodniej Europy. Europa ma tę ważną przewagę, że amerykańskie tankowce LNG mogą obrać krótszą, bardziej bezpośrednią trasę, niż do Azji. Rozbudowa Kanału Panamskiego pozwala tankowcom LNG na podróż z USA do Azji w ciągu 25 dni ( 45 do 50 dni na trasach alternatywnych), ale transport jest droższy niż do Europy. Europa ma ponadto trzy inne zalety w stosunku do Azji: ogromny, niewykorzystany potencjał instalacji importowych LNG, magazyny podziemne gazu o pojemności wynoszącej około 110 mld m3 (25%

88 P.Focht; Freie LNG-Kapazitäten zu unterschiedlichsten Tarifen. 15. November 2017 Energie &

Management 37 89 Dynamik rund um die »dritte Säule«. Energie Spektrum, 10. MÄRZ 2018 90 Stuart Elliott, Senior Writer, European Gas and LNG Fabio Reale, Head of Content, European Gas and

Power; US LNG VS PIPELINE GAS: EUROPEAN MARKET SHARE WAR? NATURAL GAS SPECIAL REPORT APRIL 2017 S&P Global Platts.

43

światowej pojemności ) - i lepiej funkcjonujące huby gazowe (zarówno fizyczne, jak i wirtualne) z mechanizmami rynków spotowych.91 Oczekuje się, że zapotrzebowanie na import LNG w Europie do roku 2030, osiągnie wartość pomiędzy 61 a 108 mln ton, ( odpowiednio 83 i 147 mld m3 ), inne szacunki wskazują na pokrycie dostawami LNG do 25 % zapotrzebowania na gaz ziemny w Europie do roku 2020.92 Aktualnie Katar, Algieria, Nigeria jak również w mniejszym stopniu Norwegia - są

głównymi dostawcami LNG do UE. Z uwagi na rosnące zainteresowanie dywersyfikacją

dostaw gazu Europa powoli otwiera się na import LNG z USA. Wkrótce 6 gotowych

terminali na drugim brzegu „atlantyckiego stawu”‘ o potencjale eksportowym 115 mld

m3 rozpocznie ofensywę ofertową na Europę. By przejąć udziały na nasyconym

europejskim rynku gazu, eksporterzy z USA skoncentrują się z pewnością na

elastyczności i cenie. Zamiast zawierać długoterminowe umowy na dostawy, częściej

będą sprzedawac LNG na rynku spot. Cheniere Energy oferuje również kontrakty, w

których ostateczna cena jest związana z aktualnę ceną Henry Hub, znacznie niższą

od ceny gazu w Europie lub Azji. Przykładowo od stycznia do maja 2017 roku 25

dostaw, czyli 25% ich ogółu, Cheniere Energy wyeksportowała na bazie spot. 93 I to się

chyba istotnie nie zmieni, ponieważ w USA gaz jest nierzadko produktem ubocznym

produkcji ropy. Koncerny naftowe chcą jak najszybciej, ”pozbyć się go” , dzięki czemu

mogą produkować więcej ropy. Dla firm naftowych gaz jest wtedy tylko dodatkowym

dochodem, ale cena nie jest kluczowa.94 Ponadto retoryka administracji, że od

niezależności energetycznej ważniejsza jest dominacja energetyczna ma określone

znaczenie.

Konsekwencje wojny cenowej i walka o udziały w rynku w warunkach już niskiego poziomu cen gazu z pewnością nie będzie łatwe dla amerykańskich przedsiębiorstw energetycznych. Wielu ekspertów twierdzi, że Gazprom może z łatwością konkurować jako producent o relatywnie niskich kosztach, gdyż ma nadwyżkę mocy produkcyjnych przekraczającą znacznie100 mld m3. Jego najbardziej skuteczną strategią może być sprzedaż dużych ilości na europejskich rynkach spotowych, może ponadto, zależnie od potrzeb, obniżyć 30% podatek eksportowy, aby dumpingować ceny LNG z USA. Stosunkowo wcześnie koncern uruchomił także aukcyjną formę sprzedaży. Jednak takie argumenty pomijają kilka czynników. Obecnie cena jednostki (MMBtu) gazu ziemnego w USA (Henry Hub – 22.03.2018 ) wynosi 2,62 $. Po przewozie ten gaz w Europie jako LNG kosztuje w terminalu docelowym już dwa razy więcej, czyli ponad 6 $. Dla porównania monopolista Gazprom oferuje gaz ziemny z rurociągu, w zależności od klienta końcowego, na poziomie około 5 $ . Tak więc na wolnym rynku gaz amerykański napotka ostrą konkurencję cenową. Nie można jednak wykluczyć 91

Frank Umbach; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem Gaspreis-Krieg

führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017, s.7 92 Tamże, s. 7 93

Dawn of a global Commodity. LNG ttrading transformed. October 2017.S&P Global Platts, s. 69 94 USA kurz vor Exportboom bei Flüssiggas. Von Null auf Platz drei der grössten Exporteure in zehn

Jahren. Weltinnenpolitik,net Jul 25th, 2017

44

sytuacji, że merykański eksport LNG mógłby zostać sprzedany w Europie za 5 $/MMBtu – tzn. blisko lub nawet poniżej ceny progowej, za którą sprzedawany jest rosyjski gaz z zach. Syberii. Strategia stosowania cen na bazie średniookresowych kosztów krańcowych nie wyklucza osiągnięcia korzystnych efektów. Z drugiej zaś strony Gazprom stawia czoła trudniejszym wyzwaniom. Koncern stracił w Rosji udziały w rynku względem swoich konkurentów, strategia dla Azji utknęła w martwym punkcie, gdyż eksport cierpi z powodu znacznych opóźnień. Jeśli Gazprom uwzględni wszystkie koszty inwestycji i eksploatacji pól jamalskich i nowych rurociągów z tych regionów, to gaz tam pozyskany nie będzie tani. Wieczna zmarzlina w regionie, długie zimy i niskie temperatury znacznie zwiększają koszty produkcji i transportu na znaczne odległości.

USA mogą już pod koniec tego roku teoretycznie zaopatrzyć cały niemiecki rynek gazu, a wraz z już zatwierdzonymi inwestycjami wystarczyłyło by nawet na drugi co do

wielkości rynek gazu w UE, w W. Brytanii. W centrum zainteresowania amerykańskich korporacji są z pewnością dwa rynki, które razem stanowią 180 mld m3 popytu, a mianowicie Niemcy i Włochy. Jednak te dwa kraje znajdują się obecnie w centrum rozbieżnych interesów wokół projektów gazociągowych z udziałem Rosji. W przypadku Włoch chodzi o "południowy korytarz gazowy" z planowanymi projektami gazociągu transadriatyckiego, czy Potoku Tureckiego, Niemcy zajmują się głównie gazociągiem Nord Stream 2. Należy przypuszczać, że ważne i duże rynki, niemiecki i włoski, będą otwierać się politycznie na import LNG z USA. Jest to jednym z celów amerykańskich sankcji wobec Rosji, przyjętych również przez UE. LNG jako paliwo do statków, likwidacja elektrowni węglowych w W.Brytanii, Niemczech i Hiszpanii może doprowadzić za kilka lat do skokowego wzrostu popytu na LNG

Można na zakończenie zacytować oświadczenie George'a Friedmana, szefa

amerykańskiego opiniotwórczego Think Tanku STRATFOR, według którego ważnym

celem USA jest zahamowanie mozliwości urzeczywistnienia "niemożliwego do

pokonania efektu końcowego" wynikającego z potencjalnej kombinacji nastepujących

czynników; połączenia niemieckiego kapitału i technologii z wykorzystaniem rosyjskich

surowców i zasobów ludzkich", czemu można zapobiec poprzez wywieranie presji na

Niemcy i UE oraz sankcje.95

Literatura

1. Alexey Miller hielt eine Telekonferenz anlässlich des 25. Jahrestages von Gazprom ab. Pressemitteilung, 16. Februar 2018

2. Arthur A. ; Can The Panama Canal Fulfill Its Global LNG Promise? Thu, 08 October 2015 [Oilprices.com]

3. Australian domestic natural gas prices increase as LNG exports rise. EIA, Today in Energy. OCTOBER 20, 2017

4. Australia Set To Be Largest LNG Exporter By 2020. By Oil & Gas 360 - Sep 02, 2017

95 Die Verfruerung Europas; Wessen Gas kauft die EU in naher Zukunft? WIRTSCHAFT. 18.10.2017

45

5. Bollinger-Kanne J.; Wachsende Gasnachfrage in Europa. Europa importiert aktuell wieder mehr Gas aus Russland als im letzten Jahr – Gazprom setzt darauf, dass diese Entwicklung anhält. Energie & Management GmbH, Donnerstag, 30.06.2016

6. Chevron ships first Wheatstone LNG cargo to Japan. LNG WN, October 31 2017 7. Clemente J.; World Benefits From U.S. Liquefied Natural Gas Exports, Forbes, Jan 10,

2016 8. CLIFFORD KRAUSS;Boom in American Liquefied Natural Gas Is Shaking Up the

Energy. WorldEnergy & Environment | Oil and Money , OCT. 16, 2017 9. Die Verfruerung Europas; Wessen Gas kauft die EU in naher Zukunft? WIRTSCHAFT.

18.10.2017 10. Dawn of a global Commodity. LNG ttrading transformed. October 2017.S&P Global

Platts, 11. DiChristopher T.: Shell warns of liquefied natural gas shortage as LNG demand blows

past expectations. CNBC, Mon, 26 Feb 2018 12. DOE: Cheniere’s Sabine Pass LNG exports reach 89.44 Bcf. LNG World News, Posted

on October 18, 2016 13. Dynamik rund um die »dritte Säule«. Energie Spektrum, 10. MÄRZ 2018 14. Elliott S., Senior Writer European Gas and LNG; US LNG VS PIPELINE GAS:

EUROPEAN MARKET SHARE WAR? Natural Gasspesial Report.; Fabio Reale, Head of Content,; NATURAL GAS SPECIAL REPORT, APRIL 2017 S&P Global Platts.

15. Espey R.;Irans Gasproduktion expandiert kräftig.GTAI, 08.08.2017 16. Existing and planned LNG terminals. Gas in Focus 17. EIA, https://www.eia.gov/outlooks/aeo/pdf/0383(2017).pdf 18. Europie wkrótce zacznie brakować gazu. PAP, 10.02.2018 19. EU-Gasimporte so hoch wie nie. Neue Zahlen zeigen, wie Russland den Westen in

einem Punkt vorführt , FOCUS Online, 1.01.2018 20. Europa friert, Energieriese Gazprom kassiert. Februar 2018, 17:53246 DerStandard.at 21. Focht P.; Freie LNG-Kapazitäten zu unterschiedlichsten Tarifen. 15. November 2017

Energie & Management 37 22. FREQUENTLY ASKED QUESTIONS; How much natural gas does the United States

have, and how long will it last? EIA, Juli 25, 2017 23. Gas, Resources and Energy Quarterly, September 2017 24. Gaz z Rosji popłynie również do USA. PAP/PSZ, WNP.PL, 09-01-2018 25. Gloystein H.; China becomes world's No.2 LNG importer in 2017, behind Japan,

DECEMBER 26, 2017 26. Global LNG Outlook 2017. Bloomberg New Energy Finance. BNEF’s long-term forecast

of LNG markets to 2030. 27. Global LNG Outlook 2017.BNEF’s long-term forecast of LNG markets to 2030,.

Bloomberg New Energy 28. Hecking H., Weiser F.; Auswirkungen von Nord Stream 2 auf die Gaspreise in

Europa.ET, 2017 29. JACOBS S. : Australia is set to become the world's biggest exporter of natural gas by

2019, MONEY & MARKETS, JAN 8, 2018, 30. Katar ist der geostrategische Joker im globalen Erdgas-Poker 31. Kawai D.; Wie der zunehmende LNG-Handel den europäischen Gaspreis beeinflusst .

Innovation und Technologie BKW

46

32. Liquefied natural gas exports expected to drive growth in U.S. natural gas trade FEBRUARY 22, 2017

33. LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review, styczeń 2017

34. LNG Outlook. Shell 2017 35. LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business

Review ,styczeń 2017 36. LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga 37. LNG Outlook 2017: Surplus or balance? Gas Strategies. 38. LNG Outlook 2018 Growth and resilience. Gas Strategies 39. LNG Outlook 2017: Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business

Review styczeń 2017 40. Malinowski D.; LNG z Jamału do Hiszpanii i do USA. WNP.PL, 09-01-2018 41. Mit minus 160 Grad auf Siegeszug. "Die Presse", Print-Ausgabe, 06.07.2017. Shell

LNG Outlook 2018 42. Nadwyżka czy równowaga? Przedrukowane z LNG Business Review styczeń 2017 43. Nord Stream 2 unterstreicht Bedarf für die Pipeline. 17 Juli 2017. 44. Nicolaus K.: Die Zukunft von Öl und Gas: LNG gibt Gas. 13. April 2015 45. Murawski B.; Die Fiktion einer Versorgung Europas mit US-Frackinggas. Telepolis,14.

April 2017 46. Pipeline Gas v LNG. The Global Battle for Market Share. What it means for US LNG,

Prepared for . United States Energy Association. Nexant Thinking, Mai 2016 47. Katar ist der geostrategische Joker im globalen Erdgas-Poker.Wie der Konflikt um

Flüssiggas (LNG) die Interessen Europas und Deutschlands trifft. Die Freie Welt, 11.07.2017

48. Qatar Petroleum, Fusion der Flüssiggas-Produzenten in Katar, DPA, 3 Januar 2018 49. Qatar’s LNG value chain efficiency is tough for other producers to match. January 06

2016 50. Report: Novatek to commence LNG supplies to Gas Natural Fenosa in 2018, LNG World

News, posted on May 29, 2018 51. Report: Australia to export 58.1 million mt of LNG in 2017-18 LNG World News Staff

Posted on November 29, 2017 52. Rekord bei norwegischen Gaslieferungen nach Europa. BusinessPortal Norwegen

Kopervik, 11 stycznia 2018 53. Russia's Novatek ships first LNG cargo 06.11.2016 Maritime News Agency 54. SHELL LNG OUTLOOK 2017 55. Snow N.; Latin America is growing market for US LNG exports,conference told,

WASHINGTON, DC, Dec. 20 , Oil&Gas Jpurnal12/20/2017 , OGJ Washington Editor 56. Status und Perspektiven der europäischen Gasbilanz Untersuchung für die EU 28 und

die Schweiz. Endbericht, PROGNOS. Berlin Januar 2017 57. Statoil hält Seminar zur Lage des europäischen Gasmarktesam 17. März 2017 58. Siebert A.; Energieexperte ist sicher: Nord Stream 2 nicht mehr zu verhindern.

WIRTSCHAFTSBAROMETER, 23.02.2018 59. Steiner E.; Die neuen Herrscher über das Gas. WIRTSCHAFT 10.07.2017 60. Steiner E.; Das Schiff, das ein neues Gas-Zeitalter einläutet.Wirtschaft , 02.05.2016

47

61. Stuart Elliott, Senior Writer, European Gas and LNG Fabio Reale, Head of Content, European Gas and Power; US LNG VS PIPELINE GAS: EUROPEAN MARKET SHARE WAR? NATURAL GAS SPECIAL REPORT APRIL 2017 S&P Global Platts

62. The future of gas in the United States and Latin America. By Energía 16 63. Umbach F.; Die steigenden LNG-Exporte aus den USA könnten in Europa zu einem

Gaspreis-Krieg führen.GIS Dienstag, 21. Februar 2017 64. UPDATE 1-Japan spot LNG price hits 3-year high in Jan. Reuters Staff, Reporting by

Osamu Tsukimori; editing by Richard Pullin. 9 February 2018 65. U.S. to Become a Major LNG Exporter. OCTOBER 31, 2017 66. U.S. EIA Short-Term Energy Outlook - LNG and Natural Gas , 10 Jan, 2018 67. USA wollen Weltmarkt für Flüssig-Gas dominieren. Deutsche Wirtschafts Nachrichten

04.07.17 68. Vilnes O.; Norwegische Gasexporte steigen 2017 um 8% auf Rekord. Oslo, 11 Jan

2018 69. Wie der Konflikt um Flüssiggas (LNG) die Interessen Europas und Deutschlands trifft.

Die Freie Welt 70. Whitehead; S. Five Reasons U.S. Could Be World’s Top LNG Exporter Sooner Rather

than Later. energyindepth.org, St. Peter, Illinois July 12, 2017 71. Wheatstone LNG’s second train 90 pct done.LNG WorldNews Posted on January 18,

2018 72. Whitehead S.; Five Reasons U.S. Could Be World’s Top LNG Exporter Sooner Rather

than Later. energyindepth.org, St. Peter, Illinois July 12, 2017 73. USA kurz vor Exportboom bei Flüssiggas. Von Null auf Platz drei der grössten

Exporteure in zehn Jahren. Weltinnenpolitik,net, Jul 25th, 2017

© Foto: Gazprom