Globalny rynek gazu ziemnego przeżywa okres gwałtownych zmian, szybkiego wzrostu przede wszystkim w wydobyciu i eksporcie.

To efekt łupkowego boomu, gdyż potężny amerykański kapitał wręcz rzucił się na zasoby amerykańskiej ziemi, mając w ręku nowe technologie, zwiększył wydobycie tak, że konieczny było eksport. Ameryka już kilka lat temu stała się największym producentem gazu, a w końcu 2019 r. osiągnęła poziom wydobycia 980 miliardów m3 gazu rocznie (200 razy więcej niż Polska). Dynamika niezwykła – przez sześć lat nastąpił wzrost o prawie 50 procent! USA stały się także eksporterem netto gazu – po raz pierwszy od 60 lat.

Konsumpcja nie nadąża za wydobyciem, pomimo że duża część energetyki porzucając węgiel przechodzi na gaz ziemny. Stany zużywają „zaledwie” 860 mld m3/r (45 razy więcej niż Polska), więc coraz większe nadwyżki są wrzucane na rynek światowy. I eksport rośnie niesłychanie szybko – w 2019 r. wyniósł 175 mld m3 (eksport netto), gdy rok wcześniej 1/3 tej ilości.

source: EIA

Pierwszym efektem było gwałtowne obniżenie cen gazu w USA. W najbardziej obfitym w gaz basenie USA – Permian (Texas / Nowy Meksyk) – ceny coraz częściej są UJEMNE, zaś na Henry Hub – najbardziej płynnym benchmarku cenowym – ceny zeszły poniżej 2 dolarów za MMBtu (1 mln brytyjskich jednostek ciepła = 0,293 MWh), czyli 27 zł/MWh.

Później wysoka fala eksportu amerykańskiego LNG spowodowała głęboki dół cenowy i „klęskę urodzaju” na skalę globalną. To pierwszy taki wypadek przy pracy na nowo tworzonym globalnym rynku. Rosnące wydobycie napotkało bowiem schłodzony popyt, na początku przez łagodną zimę, a później przez globalna pandemię, na skutek czego ceny spadły do niespotykanie niskich poziomów. Na początek w Azji, później także w Europie, która jest „rynkiem ostatniej szansy” dla dostawców LNG.

Nawet w Azji, która żyje na LNG (wiadomo, droższy, koszty skraplania plus transport…) jest taki zalew towaru, że ceny spadły poniżej 4 $/mmBTu (53 zł/MWh), a czasami poniżej 3 dolarów. Czegoś takie nie widziano od 2009 r., czyli czasów poprzedniego globalnego kryzysu finansowego U nas poszło jeszcze głębiej, przy niezwykle ciepłej zimie cena na TGE spadła do 47,87 zł/MWh (31.01). Rynek bez zimowego popytu, z pełnymi magazynami, broni się niskimi cenami przed zalewem LNG, szukającego jak najmniejszych strat po całym świecie.

Podstawowym bowiem wskaźnikiem jest dzisiaj „netback”, czyli ile da się zyskać (lub ile trzeba stracić), gdy od ceny gazu na jakimś rynku (czy to azjatycki JKM czy europejski TTF) odejmiemy koszty zakupu i transportu. Różne są bowiem formuły cenowe LNG u różnych producentów, którzy na dodatek są zabezpieczeni kontraktami „bierz albo płać”. Czy to w Katarze, gdzie ceny są oparte na notowaniach ropy naftowej, jak i w USA, gdzie wypracowano bezpieczny dla siebie model cen kwotowanych na Henry Hub i dodatkowej opłaty za skroplenie. Ryzyko ilościowe i cenowe biorą na siebie kupujący, gdyż z jednej strony muszą odebrać gaz, a z drugiej piekielnie niskie ceny na rynkach odbiorców nie pokrywają ich kosztów. Pod koniec roku kilku z nich odwołało więc odbiór gazu z amerykańskich terminali, choć i tak musiało zapłacić za jego skroplenie. Kontrakty take-or-pay tak działają.

Najlepszą pozycję na globalnym rynku mają ci, którzy weszli na niego podczas koniunktury, pomagając sobie narzędziami politycznymi. Tym globalnym „market makerem” są Stany Zjednoczone. Tak pod względem zwiększania wydobycia, jak i budowy nowych instalacji skraplających LNG, jak i kreowania rynku dla własnego eksportu. Dobrym przykładem politycznego kreowania popytu są Chiny. W ramach wojny handlowej nałożyły one cła na amerykański gaz, więc od marca 2019 r. ani jeden statek z USA nie popłynął do Chin. Jednak Donald Trump „przekonał” Chińczyków, by w kupili ogromne ilości amerykańskiego LNG. Po prostu ma taką siłę przekonywania, nawet takiego potentata jak Państwo Środka.

Mamy więc zimę i najniższe ceny gazu od lat. A dopiero w tym roku będzie się działo! Lawina eksportowa dopiero rusza, dzisiaj działa 9 instalacji do skraplania gazu o mocy 41 mln ton rocznie, z tego 4 nowe, otwarte w 2019 r. A w budowie jest jeszcze 14 instalacji, które dodadzą 26 mln ton. Na zezwolenia i decyzję o budowie (FID) czeka kolejnych dziesięć projektów z 32 mln ton mocy. Nawet konserwatywnie prognozując, w 2025 r. USA może mieć możliwość sprzedawania 100 mln ton LNG rocznie. To będzie efekt dziesiątek miliardów dolarów, zainwestowanych w eksport gazu z USA w ostatnich latach.

Jednak będzie ciężko umieścić na globalnym rynku dodatkowe ilości gazu przy takiej jego nadpodaży. Pytanie, kto odpadnie od ściany przy tak słabej koniunkturze? Jak zawsze – najsłabsi, czyli ci, którzy nie mają wystarczającego kapitału i dochodów z innych działalności, by pokryć operacyjne straty na handlu LNG.

Jednak prognozując rozwój globalnego rynku LNG, analitycy Bloomberga jednoznacznie wskazują zwycięzcę tegorocznych bojów. And the winner is…

source: Bloomberg

Dlaczego tak uważają? O tym tutaj:

Wiercić, wiercić, wiercić! Gaz łupkowy na amerykańskim dopalaczu

Opisując pierwszy globalny kryzys gazowy, pokazałem jak wygląda dołek cenowy, który może potrwać przez ten rok, obniżając ceny gazu do poziomu nie do wytrzymania dla słabszych graczy. Już dzisiaj widać, że ucieczka inwestorów i gwałtowny spadek akcji PGNiG, jest efektem właśnie globalnej dekoniunktury. A przygwożdżony między horrendalnie wysokimi cenami katarskiego LNG, wysokim kosztami surowca rosyjskiego […]

Read more

ZOSTAW ODPOWIEDŹ

Please enter your comment!
Please enter your name here