Zbyt wcześnie na gazowy optymizm

Magdalena Melke: Od końca ubiegłego roku mogliśmy obserwować spadek giełdowych cen gazu w Europie, w maju po raz pierwszy od półtora roku surowiec ten kosztował 400 USD za tysiąc metrów sześciennych. Obecnie magazyny gazu ziemnego w UE zapełnione są w blisko 60%, jednocześnie między sierpniem 2022 r. a styczniem 2023 r. unijne zużycie surowca spadło o 19,3 procent, a MAE mówi o stopniowym powrocie do równowagi na rynku.

Biorąc pod uwagę te dość optymistyczne informacje, czy uważa Pani, że największy cios kryzysu energetycznego mamy już – jako Unia Europejska – za sobą?

Dr Anna Mikulska, Baker Institute: Przede wszystkim nie powinniśmy ograniczać się do perspektywy najbliższej zimy. To, że Europa przetrwała ostatni sezon, a magazyny są jeszcze dość dobrze wypełnione, nie jest wynikiem jedynie działań UE w zakresie oszczędności energetycznych – pogoda również stanowiła ważny czynnik. Badania i modele wykonane przez nas dla Niemiec (posiadających 25 procent europejskich magazynów gazowych), pokazują, że w przypadku chłodniejszej zimy problemy energetyczne w Europie byłyby o wiele poważniejsze. Dzięki korzystnym warunkom pogodowym łatwiej zapełnić magazyny latem, jednak utrzymanie się cen na obecnie obserwowalnym niskim poziomie nie jest oczywiste.

Wraz z nastaniem jesieni ożywią się pozostałe rynki popytowe – głównie azjatyckie, w szczególności rynek chiński. Jeszcze rok temu ChRL, ze względu na politykę zero-covid, nie potrzebowała znacznych ilości gazu, przede wszystkim w kontekście przemysłu. W tym roku sytuacja się zmienia. Jeżeli Chiny „obudzą się” przemysłowo, a zima będzie chłodna, możemy spodziewać się konkurowania z UE o gaz, przede wszystkim na rynku SPOT-owym. Obecnie Europa, jeśli chodzi o LNG, jest uzależniona od surowca kupowanego na rynku dnia następnego, czyli niezakontraktowanego. Rok temu Chiny nie konkurowały na rynku gazowym, wręcz przeciwnie – sprzedawały swój zakontraktowany LNG Europie, otrzymując całkiem dobry zysk.

Dodatkowo, popyt na LNG zwiększy się, co będzie wynikiem chociażby powstawania nowych terminali LNG w UE. Natomiast podaż surowca, zarówno w tym, jak i w następnym roku,  powiększy  się o bardzo minimalne wartości. W związku z tym ponownie zaobserwujemy problem podaży i popytu, gdzie popyt może być większy, a Europa po raz kolejny będzie konkurować o gaz, szczególnie z rynkami azjatyckimi.

Warto również zauważyć, że możliwość zaoszczędzenia pewnej ilości gazu przez UE była związana nie tylko z oszczędnościami czy mniejszym zużyciem w gospodarstwach domowych. Problematyczna stała się utrata produkcji przemysłowej – to nie oszczędności, a zmniejszenie aktywności gospodarczej, niepowiązanej z pandemią, ograniczyła zużycie gazu.

W 2021 r. zaczęło się gospodarcze ożywienie Europy – już wtedy problemem stały się ceny surowca, wygórowanego przez Rosję pod koniec roku. Moskwa przestała sprzedawać gaz na rynkach spotowych, a dodatkowo nie zapełniła swoich magazynów, które posiadała w Niemczech, Austrii oraz Holandii. W listopadzie nagle okazało się, że europejskie magazyny są zapełnione jedynie w około 70 procent,  o blisko 10 procent  mniej, niż  wynosiła średnia. Rozpoczęła się pogoń za gazem, wywołana przez politykę energetyczną Rosji. Widzimy teraz, że stanowiło to element przygotowań do agresji na Ukrainę – próba użycia gazu jako broni energetycznej przeciw Europie. To, że taktyka nie przyniosła spodziewanych efektów, jest – obok starań UE oraz państw Europejskich-  w znacznym stopniu skutkiem ciepłej zimy oraz brakiem silnej konkurencji ze strony Chin na międzynarodowych rynkach gazowych.

Czyli przede wszystkim wiązałaby Pani dość dobre przejście kryzysu energetycznego w UE przede wszystkim z pogodą i polityką zero-covid Chin?

Tak, w bardzo dużym stopniu. Jakkolwiek pesymistycznie to brzmi. Obserwując kryzys z perspektywy USA i mając doświadczenie w dyskusjach z przedstawicielami UE, widzimy zderzenie kwestii podbudowania samej Europy, a obserwowanych na chłodno danych. Jak już wspominałam, nasze modele wskazują na spore problemy w warunkach ciężkiej zimy w Europie. Chciałabym podkreślić, że Unia powinna myśleć w perspektywie dłuższej niż jedynie najbliższa zima. Kolejne dostawy LNG, dodatkowe do obecnej podaży, nie zaczną napływać do 2025 i 2026 roku., kiedy nowe projekty z USA i Kataru wejdą na rynek.

Większość LNG docierającego do Europy pochodzi z USA – to był gaz, który w największym stopniu zastąpił surowiec w UE.

Owszem, jednak wydaje mi się, że na najwyższych szczeblach polityki europejskiej nie znajdujemy wystarczającego zrozumienia tego, w jaki sposób funkcjonuje sektor amerykańskiego LNG. Przede wszystkim mówimy tutaj o firmach prywatnych, niezależnych od państwa dlatego już sformułowanie gaz amerykański wchodzi na rynek jest niepoprawne. Istnieje wiele firm produkujących gaz i sprzedających go na zasadach rynkowych, głównie na kontraktach, część na SPOT-cie. Kontrakty przeznaczone są albo dla firm państwowych, np. chińskich czy polskich, albo dla agregatorów surowca, typu BP, Total, Shell czy firm tradingowych. Gaz jest sprzedawany w Stanach Zjednoczonych na podstawie ceny amerykańskiego Henry Hub, jednak gdy zostaje załadowany na tankowiec LNG, przestaje być własnością firm sprzedających. Stanowi to ogromną różnicę w porównaniu z innymi państwami. Przykładowo, Katar chce, aby gaz dotarł tam, gdzie ma być zakontraktowany. W Stanach, gdy gaz dociera na tankowiec, firma sprzedająca przestaje się nim interesować – można go przywieźć do Europy, można go przywieźć do Azji. Właśnie dlatego gaz przypłynął do UE, ponieważ to tam nastąpiły najlepsze warunki rynkowe, a Europa zaoferowała najwyższą cenę. LNG będzie transportowany w miejsca, które zapłacą najlepszą cenę.

Administracja USA nie miała wpływu na kierunek sprzedaży LNG?

Nie, nie w stosunku do LNG z USA. Jeżeli w kolejnym sezonie zimowym Chiny zaproponują korzystniejsze ceny, gaz powędruje do Chin. Przede wszystkim ChRL posiada zakontraktowane znaczne ilości LNG, Europa – nie. Jedynie niewiele państw (włączając w to Polskę, bodajże również Litwę) ma zakontraktowany gaz już w 2023 roku Pozostałe kraje liczyły na gaz rosyjski. Problem jest taki, że UE będzie musiała walczyć o gaz amerykański czy też inny na SPOT-cie, przez co ceny mogą iść w górę.

Natomiast warto zwrócić uwagę, że administracja USA prowadziła bardzo intensywną dyplomację gazową z krajami sojuszniczymi kupującymi surowiec, np. z Japonią oraz Koreą Południową. W wyniku tych starań, wspomniane państwa były bardziej skłonne do przekierowania zakupionego gazu do Europy. Oczywiście, pomogła również stosunkowo ciepła pogoda i tym samym zmniejszony popyt na gaz.

Od momentu rozpoczęcia wojny w Ukrainie UE skutecznie zdywersyfikowała dostawców gazu na rynek europejski, a według komunikatów rosyjski surowiec nie jest już praktycznie importowany przez UE – został zastąpiony przez LNG z USA, Norwegii, Kataru.

Po pierwsze, gaz rosyjski nie został całkowicie zastąpiony, został zastąpiony w części. Europa po prostu zużyła mniej gazu, co wiąże się nie tylko z oszczędnościami, ale także z destrukcja popytu w przemyśle, zmniejszeniem produkcji, szczególnie w branżach, gdzie gaz jest niezbędny, jak np. wytwarzanie stali czy nawozów. W wyniku kryzysu energetycznego zaczęto mówić o problemie de-industrializacji, gdzie firmy rzeczywiście polegające na gazie będą chciały przenosić swoje inwestycje – przykładowo do Chin czy Stanów Zjednoczonych.

Jak ocenia Pani tak szybką transformację i ile pracy (również infrastrukturalnej) czeka europejski sektor gazowy przed kolejną zimą?

W rzeczywistości gazowe inwestycje infrastrukturalne w UE dokonują się dość późno, szczególnie jeśli chodzi o Niemcy i budowę terminali LNG. Natomiast warto pamiętać, że Niemcy byli w stanie wybudować je w tak krótkim czasie, ponieważ przez lata przygotowywali powstanie obiektów przeznaczonych do odbioru LNG bądź wodoru oraz całą infrastrukturę przesyłową. Niemcy mieli trochę szczęścia, dodatkowo po prostu mają na to pieniądze. Z tego powodu mówienie o ogromnym sukcesie niemieckim jest trochę na wyrost. Recepta na sukces komercyjny nie opiera się jedynie na zapłaceniu odpowiednio wysokiej ceny.

Jak ocenia Pani kierunki, z których gaz jest obecnie importowany do UE? Wymienia się przede wszystkim USA, Norwegię, Katar, w przypadku rurociągów mówimy o Algierii i Azerbejdżanie.

Z Algierią zawsze istnieje problem polityczny, natomiast Azerbejdżan posiada niewystarczające moce przesyłowe. Zostało podpisane porozumienie między UE a Azerbejdżanem, mające na celu zwiększenie ilości przesyłanego gazu, jednak problemem pozostanie kwestia zbudowania nowego rurociągu, najpewniej przez UE.

Biorąc pod uwagę unijną zieloną transformację, jakie są perspektywy rozwoju gazu ziemnego i LNG, a także perspektyw zawierania umów gazowych przez UE?

Prosze pamiętać, że Europa chce się wycofać z gazu w najbliższej przyszłości, więc żadne państwo nie zdecyduje się na wybudowanie drogiego gazociągu, mając w perspektywie przesył surowca jedynie przez kolejne 10 lat. Stanowi to ogólny problem Unii i jej inwestycji energetycznych – w jaki sposób wspierać gaz i kto wyda na to pieniądze, jeżeli sama UE w bliskiej perspektywie zrezygnuje z surowca? To zderzenie czynników krótkoterminowych z długoterminowymi. Państwa posiadające odpowiednie środki, np. Niemcy, będą w stanie dość szybko postawić terminale LNG i liczyć na to, że po 15 latach “sobie odpłyną”. Niemniej jednak dodatkowe inwestycje staną się niezbędne i tak naprawdę problemem jest to, że jeżeli Unia nie będzie podpisywać długoterminowych umów, to będzie zmuszona do konkurowania o gaz z pozostałymi uczestnikami rynku w momentach nierównomiernej podaży i popytu, w wyniku czego ceny zaczną się wahać. Stanowi to szczególny problem dla przemysłu, który musi mieć ustalone konkretne koszty.

Czyli w tym momencie problemem staje się również koncepcja gazu jako paliwa przejściowego?

Z pewnością dla inwestycji, szczególnie tych, które potrzebują 20-25 lat na to, aby się zwrócić. Podobny problem dotyka inne kraje, w tym Stany Zjednoczone. Decyzja o rozpoczęciu inwestycji w terminal LNG w USA jest podejmowana na podstawie kontraktów długoterminowych, podpisanych z odpowiednią firmą. Dopiero po tym czasie koszt budowy terminala może się zwrócić. Jeżeli firma jest niewiarygodna, bank nie udzieli finansowania, a terminal nie powstanie.

MAE zwraca uwagę na rosnący popyt na rynku LNG, szczególnie w Azji. Przewiduje się 10% wzrost popytu na surowiec w Chinach. W związku z tym, czy przewiduje Pani dużą konkurencję jeśli chodzi o dostęp do LNG na międzynarodowych rynkach? W jaki sposób UE może się przed tym zabezpieczyć?

Chiny zakontraktowały już znaczne ilości gazu z USA. Natomiast większość wolumenów zakontraktowanych przez Europę będzie przypływać dopiero za kolejne 2-3 lata. Z tego względu kolejne 2 lata stanowią prawdziwy problem dla UE, ponieważ nie ma już tak naprawdę wiele niezakontraktowanego gazu – albo trzeba będzie o niego walczyć na SPOT-cie, albo odkupić od innej firmy. W takim scenariuszu może się tak zdarzyć ze obowiązywać będą ceny kupna po chińskim kursie, nie amerykańskim.

Warto to podkreślić, ponieważ często pojawia się na tym polu duże niezrozumienie. Kanclerz Scholz czy prezydent Macron publicznie mówili o ogromnym zysku USA z wojny w Ukrainie i sprzedaży przez Stany gazu po bardzo wysokich cenach. Rzeczywiście, różnica między Henry Hub a TTF była ogromna, między 6 dolarów za MMBTU w USA i 70-90 dolarów w Europie. Jednak należy pamiętać, że firmy amerykańskie sprzedają swój gaz po cenie Henry Hub, a przedsiębiorstwa odbierające surowiec zawożą go tam, gdzie uzyskają najwyższą cenę – i tak naprawdę największe korzyści uzyskały nie firmy amerykańskie a firmy europejskie, będące agregatorami surowca. Jest to normalny, komercyjny ruch, nie można tego nawet określić “zbijaniem zysku”- takie były warunki w UE.

Dodatkowo, Unia ma obowiązek wypełnienia gazem 90 procent magazynów do 1 listopada. To oznacza, że jeżeli kupno surowca jest uwarunkowane prawem, cena staje się drugorzędna.

W ubiegłym roku oddano do użytku Baltic Pipe, rozbudowujemy również terminal LNG w Świnoujściu. Jaki jest Pani zdaniem stopień zabezpieczenia gazowego Polski i czy obecne dostawy będą w stanie zaspokoić nadchodzące potrzeby energetyki i przemysłu?

Z mojej perspektywy Polska była jednym z najlepiej przygotowanych krajów. Przykładem na to była możliwość rezygnacji z rosyjskiego gazu już w maju, razem z Bułgarią – tyle że Bułgaria nie potrzebowała jego dużych ilości. Polska miała przestać importować gaz z Rosji już pod koniec 2022 roku i wcześniej podjęte inwestycje, przynajmniej na papierze, zastępowały ilościowo gaz z Rosji.

Sytuację naprawdę skomplikowały Niemcy i częściowo Francja, gdzie w pierwszym przypadku istniał problem gazu, w drugim – atomu. Dodatkowo pojawiły się problemy z elektrowniami wiatrowymi. Polska mimo wszystko jest wystawiona na koniunkturę Europy i świata, bo LNG to produkt, którego cena może się łatwo podwyższać. Natomiast posiadanie przez PGNiG (obecnie już ORLEN) kontraktów ze Stanami czy Norwegią jest czynnikiem stabilizującym cenę LNG trafiającego do Polski, ponieważ liczona jest ona według kursu Henry Hub i nie musi martwić się o warunki na TTF.

Warto poruszyć tutaj kwestię magazynów gazu. Silnie podkreślano dobre, polskie przygotowanie w tym zakresie i rzeczywiście, o ile w pozostałych krajach Unii magazyny były niedostatecznie wypełnione, o tyle w Polsce w 2021 roku zapasy były wystarczające. Jednak tych magazynów nie jest wystarczająco wiele, dodatkowo stanowią własność (jednej) firmy państwowej. Obecnie może wydawać się to dobrym rozwiązaniem ze względu na kwestie bezpieczeństwa energetycznego. Jednak w dłuższej perspektywie należy pomyśleć o rozbudowie magazynów komercyjnych. Pozwoliłoby to na bardziej równomierną rozbudowę rynku gazu w Polce, gdyż uczestnictwo w nim jest uwarunkowane możliwością magazynowania surowca na potrzeby rezerwy strategicznej.   

Dziękuję za rozmowę.

Dziękuję.