Stany Zjednoczone, które obecnie są największym producentem gazu ziemnego na świecie, zmniejszają jego wydobycie, by ustabilizować swój rynek. W ciągu ostatnich dwóch miesięcy cena 1 MWh spadła aż o 40 proc., do ok. 6,82 dol.
Paradoksalnie powodem był wzrost cen w kwietniu i maju. Producenci zwiększyli wydobycie, bo wiosną ceny skoczyły o ok. 47 proc. Lato w Stanach było jednak chłodniejsze, niż prognozowano, więc udało się uniknąć skoków zapotrzebowania na prąd, który za oceanem jest wytwarzany przede wszystkim z gazu.
– Można powiedzieć, że dzisiaj gaz w Stanach Zjednoczonych jest jak za darmo. Jego nadpodaż sprawiała, że nie było chętnych na kupno – tłumaczy Andrzej Sikora, prezes Instytutu Studiów Energetycznych (ISE). Gaz ziemny wydobywany metodą szczelinowania jest także produktem ubocznym przy wydobywaniu ropy, dlatego tam, gdzie był wydobywany tylko gaz, zatrzymano produkcję.
Cięcia są bezprecedensowe
Firma EQT, jeden z największych producentów gazu w Ameryce, zapowiedziała ograniczenie wydobycia o 2,55 mld m sześc. do jesieni. Teksańska firma Apache zmniejszy wydobycie o ok. 2,5 mln m sześc. dziennie, podobne kroki zapowiedzieli inni więksi gracze na rynku: Chesapeake Energy, Antero Resources i EGO Resources. Jak podaje amerykańska Agencja Informacji Energetycznej (ang. Energy Information Administration – EIA), całkowite wydobycie gazu w Stanach Zjednoczonych spadnie w tym roku do 2,92 mld m sześc. Dla porównania, całkowite zużycie gazu w Polsce wyniosło w 2023 r. ok. 17 mld m sześc.
Andrzej Sikora podkreśla, że w USA pierwszy raz mamy do czynienia z ograniczeniem wydobycia w takiej skali. Nie jest to jednak niespotykane w branży paliw kopalnych. – Dokładnie to samo robi OPEC w przypadku rynku ropy naftowej. Sytuacja jest o tyle inna, że zatrzymanie wydobycia gazu nie powoduje zniszczenia złoża, natomiast w przypadku ropy, jeśli wydobycie jest zmniejszane nieumiejętnie, złoże może zostać zalane wodą, co stanowi dla niego poważny problem – mówi ekspert.
Inwestorzy przewidywali jednak, że do cięć dojdzie
– Na rynku światowym obserwowaliśmy nadpodaż LNG, choćby Europa znacznie zmniejszyła zużycie gazu i napełniła magazyny na długo przed czasem – mówi nasz rozmówca.
Doktor inż. Tomasz Włodek z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie przypomina w rozmowie z DGP, że obecnie LNG jest dostarczane do Polski na podstawie umów długoterminowych w formule DES (ang. Delivery ex-Ship) z Katarem i amerykańskim Cheniere. Oznacza to, że odpowiedzialność za ładunek spoczywa na dostawcy do chwili odbioru w porcie docelowym, a cena jest ustalana według formuł cenowych zawartych w tych umowach powiązanych z rynkową ceną gazu. – Jednak te umowy są realizowane bez żadnych zakłóceń. Natomiast nie jest realizowana umowa z Venture Global, co jest przedmiotem arbitrażu pomiędzy Orlenem a firmą Venture Global. Aby pokryć braki LNG wynikające z braku realizacji kontraktu z Venture Global, konieczny jest zakup LNG w formule spot. Najwięcej ładunków „spotowych” odbieramy obecnie z USA i w tym przypadku po ograniczeniu wydobycia gazu w tamtym rejonie może się okazać, że cena LNG w tej formule wzrośnie – ocenia ekspert. Nie ma jednak zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw do Polski. ©℗
