Rozmowę prowadzi Marcin Wandałowski, Redaktor Centrum Strategii Energetycznych w Instytucie Badań nad Gospodarką Rynkową.
Czy można dziś mówić o istnieniu globalnego rynku gazu?
Pojęcie globalnego rynku gazu trafnie wskazuje na kończący się okres wieloletniego, odczuwalnego podziału na kilka rynków regionalnych tego surowca. Ich obecność wynikała z przywiązania odbiorców czy to do sieci gazociągów jednego dostawcy, czy też sieci dostaw alternatywnych w postaci terminali importowych LNG. Widocznym efektem istnienia tych rynków były różne poziomy cen błękitnego paliwa obowiązujące dla poszczególnych grup państw. Jeszcze niedawno, bo w latach 2011-2013, można było wyodrębnić rynek Europy Środkowo-Wschodniej z bardzo wysokimi cenami płaconymi w ramach kontraktów długoterminowych z Gazpromem. Drugim wielkim rynkiem była strefa wysokich cen LNG na Dalekim Wschodzie. Poziom cen w tym regionie w dużym stopniu wynikał ze skokowego wzrostu popytu na gaz, który nastąpił bezpośrednio po katastrofie w Fukushimie w 2011 r., wskutek wyłączenia części elektrowni atomowych z japońskiego systemu elektroenergetycznego. Znacznie tańszym rynkiem, choć i tu występowały zauważalne różnice cenowe z uwagi na zróżnicowane pozycje stron względem Gazpromu i dostawców z innych kierunków geograficznych, były kraje Europy Zachodniej. Swoją specyfikę posiadały także rynki Ameryki Południowej oraz Łacińskiej, lecz prawdziwym fenomenem stał się rynek gazu w USA z bardzo niskimi cenami surowca wydobywanego z niekonwencjonalnych złóż. W chwili obecnej różnice cenowe pomiędzy poszczególnymi strefami są jeszcze widoczne, lecz coraz bardziej się zacierają.
Jak zatem kształtują się dziś relacje cenowe na poszczególnych rynkach regionalnych?
W przeciągu ostatnich dwóch lat nastąpił zaskakująco szybki i znaczący spadek cen, zarówno na światowym rynku LNG, jak również na europejskim, „tradycyjnym” rynku gazu. Zacznijmy od tego drugiego. Za pomocą gazociągów dociera 80-85 proc. surowca importowanego na Stary Kontynent. Głównym dostawcą, odpowiadającym za około 30 proc. dostarczanego gazu, jest rosyjski Gazprom. Jego dotychczasową strategię względem państw europejskich można było określić słowami: divide et impera. Tajnymi umowami zabezpieczano odrębne rynki zbytu przy powiązaniu ceny gazu z cenami ropy naftowej. Ceny wyjściowe były przez Rosjan ustalane indywidualnie, a najwyższe z nich dyktowano krajom nieposiadającym alternatywy surowcowej bądź też dostępu infrastrukturalnego do innych źródeł dostaw. Przykładowo, jeszcze w 2013 r. przeciętna cena monopolisty dla odbiorców europejskich wynosiła 413$ za 1000 m³ gazu. Niewiele wcześniej cztery kraje – Macedonia, Bośnia i Hercegowina, Czechy oraz Bułgaria – musiały płacić nawet ponad 500$. Dla kontrastu, dzięki zdywersyfikowanemu układowi dostaw gazu, na relatywnie niewielkie ceny mogli liczyć Brytyjczycy. Ten okres przechodzi jednak do historii. Aktualna średnia cena przyjęta przez Gazprom dla Europy wynosi około 200$ za 1000 m³, w wariancie pesymistycznym sięga 150-160$. A zdaniem analityków może być w niedalekiej perspektywie jeszcze niższa. O głębokich zmianach zachodzących na europejskim rynku gazu świadczy również fakt, że w okresie między 2009 a 2015 r. Gazprom był zmuszony do 65-krotnego rewidowania warunków dostaw z trzydziestoma odbiorcami ze Starego Kontynentu. Podobne sygnały docierają też obecnie.
Dotychczasowa strategia Gazpromu względem państw europejskich, którą określić można słowami: divide et impera, przechodzi do historii.
Jeszcze większy spadek cen nastąpił jednak na światowym rynku LNG.
Tam miała miejsce prawdziwa rewolucja cenowa. Skalę zmian najlepiej zobrazują przykłady: w marcu 2013 r. Japonia, ale też Chiny czy Korea Południowa, za 1 MMBtu (około 24,4 m³) gazu płaciły 19,75$, a w lutym 2016 r. już tylko 5,42$. W tym samym okresie z 15,70$ do 5,10$ spadła cena dla Indii, z 9,86$ do 4$ dla Belgii i Wielkiej Brytanii, z 15,25$ do 4,75$ dla Hiszpanii, a z 16,84$ do 5,11$ dla Brazylii. Oznacza to, że na światowym rynku LNG nastąpił nie tylko silny spadek, ale również wyrównanie się cen. W przypadku państw azjatyckich, czyli największych importerów gazu skroplonego, uruchomiło to procesy renegocjacji dotychczasowych warunków kontraktowych. Najwięksi eksporterzy LNG są dziś natomiast zmuszeni do rewidowania swoich planów i strategii, w szczególności inwestycyjnych. Widoczne jest to w przypadku planowanych projektów australijskich i inwestycji na wschodnim wybrzeżu Kanady, czy rosyjskiego projektu Ust’ Uga nad Bałtykiem.
Na światowym rynku LNG nastąpił w ostatnich dwóch latach nie tylko silny spadek, ale również i wyrównanie się cen.
Jacy są obecnie najwięksi gracze na światowym rynku LNG?
W 2015 r. przedmiotem światowego obrotu na rynku LNG było 245 mln ton gazu skroplonego, a więc o prawie 5 mln ton więcej niż rok wcześniej. W 2020 r. ma to być już 340-350 mln ton. Eksporterami surowca było 17 krajów, natomiast odbierano go w 33 państwach. Największymi jego sprzedawcami są Katar, Australia i Malezja, których udział w rynku wynosi łącznie 54 proc. Tylko pierwszy z nich – a więc państwo o wielkości i populacji Estonii – odpowiada za 30 proc. światowego eksportu. Jego przewaga nad konkurentami wynika zarówno z opanowania całego łańcucha LNG, jak i z niskich kosztów wydobycia, oscylujących w granicach 1,6-2$/MMBtu. Dla porównania – w USA wynoszą one około 2,5$/MMBtu, a w Australii – 3$/MMBtu. Największymi importerami LNG są kraje Azji i Pacyfiku, w szczególności Japonia, Korea Południowa oraz Chiny, które odbierają łącznie 55 proc. surowca znajdującego się na rynku. Z kolei udział dwóch największych europejskich importerów – Wielkiej Brytanii oraz Hiszpanii – nie sięga nawet 8 proc.
Co było główną przyczyną zmian na globalnym rynku LNG, skutkującą także odwróceniem relacji cenowych na „tradycyjnych” rynkach gazu?
Zmiany te są oczywistym efektem nadmiernej podaży gazu na rynku. Jeszcze niedawno była to sytuacja trudna do wyobrażenia. Jednakże szybki rozwój infrastruktury LNG na świecie, przy jednoczesnym zmniejszaniu kosztów funkcjonowania łańcuchów LNG, a także efekty tzw. rewolucji łupkowej w USA zmieniły radykalnie struktury cenowe mimo względnie stałego wzrostu globalnego popytu na gaz. Gwałtowne zwiększenie wydobycia amerykańskiego gazu ze źródeł niekonwencjonalnych spowodowało, że cena surowca w Henry Hub, stanowiąca podstawę do budowania wszelkich transakcji, w tym również eksportowych, w ciągu ostatnich dwóch lat spadła o 75 proc. W nowej sytuacji rynkowej Stany Zjednoczone, będące dotąd importerem gazu, stały się jego eksporterem. Dotychczasowe terminale importowe LNG są dziś za oceanem przekształcane w eksportowe. Wiele firm złożyło wnioski o licencje na zagraniczną sprzedaż gazu. Choć mówimy tu tylko o jednym kraju, to trzeba pamiętać, że jest to światowy lider w wydobyciu gazu oraz konsument 20 proc. światowej produkcji tego surowca. Każda zauważalna zmiana po stronie popytu i podaży gazu w USA powoduje widoczną reakcję na rynkach światowych.
Szybki rozwój infrastruktury LNG na świecie, przy jednoczesnym zmniejszaniu kosztów funkcjonowania łańcuchów LNG, a także efekty tzw. rewolucji łupkowej w USA zmieniły radykalnie struktury cenowe mimo względnie stałego wzrostu globalnego popytu na gaz.
Czy nie ma ryzyka, że tak niskie ceny gazu mogą w pewnym momencie spowodować krach na amerykańskim rynku?
Takie wątpliwości, a z perspektywy innych państw-producentów gazu – nadzieje, faktycznie istnieją i odnoszą się głównie do przemysłu łupkowego. Gaz wydobywany tą drogą stanowi dziś ponad 50 proc. amerykańskiej produkcji, choć jeszcze w 2008 r. było to jedynie 10 proc. Zagrożeniem dla USA może być to, że zdecydowaną większość inwestycji w tej branży uruchomiono w okresie względnie wysokich lub bardzo wysokich cen rynkowych gazu. Przykładowo, w okresie 2010-2014 cena w Henry Hub oscylowała zazwyczaj w granicach 4-5$/MMBtu, podczas gdy w styczniu 2016 r. spadła nawet do 1,6$/MMBtu. Na szczęście dla amerykańskich inwestorów, spadek cen gazu uruchomił jednak falę innowacji, skutkujących w ostatnim czasie znacznym wzrostem efektywności oraz obniżeniem kosztów jednostkowych wydobycia zarówno gazu, jak i ropy naftowej. Najbardziej spektakularnym tego odzwierciedleniem był ciągły spadek liczby odwiertów przy jednoczesnym wzroście wielkości wydobycia. Obecnie, w wyniku postępu technologicznego w całym łańcuchu tworzenia wartości – od technologii frackingu, przez wykorzystywane materiały, organizację procesów, mobilność aktywów, aż po koszty wszelkich niezbędnych usług wraz z transportem – break even point jest mocno korygowany. Masowość wykonywanych odwiertów oraz olbrzymia wiedza na temat potencjalnych zasobów pozwalają też na wybieranie najbardziej uzasadnionych ekonomicznie lokalizacji eksploatacji surowca. Krach na amerykańskim rynku gazu więc raczej nie grozi, a wręcz przeciwnie – optymiści twierdzą, że rewolucja łupkowa dopiero się rozpoczyna. Wszystko to przez coraz powszechniejsze wykorzystywanie analityki big data, która może w jeszcze większym stopniu zoptymalizować funkcjonowanie łupkowego łańcucha wartości.
Co ta nowa sytuacja oznacza dla amerykańskiej gospodarki oraz energetyki?
Bez wątpienia Stany Zjednoczone, zważywszy na wielkość posiadanych zasobów łupkowych ropy i gazu, wzmocniły swoje bezpieczeństwo energetyczne w kilkudziesięcioletniej perspektywie. Największym tego beneficjentem jest gospodarka, a w szczególności przemysł chemiczny, posiadający tani dostęp do surowca podstawowego. Stanowi to wyzwanie dla przemysłu chemicznego z reszty świata oraz jest szansą na poprawę bilansu handlowego USA. Z kolei w sektorze energetycznym elektrownie zasilane tanim gazem szybko zastępują dziś za oceanem moce węglowe. W 2015 r. w Stanach Zjednoczonych działało już ponad 1700 elektrowni wykorzystujących błękitne paliwo, które wyprodukowały energię odpowiadającą 30 proc. krajowego zapotrzebowania. Nie dziwi więc, że to właśnie przemysł chemiczny oraz energetyka gazowa – w obawie przed wzrostem cen – stanowią obecnie silne lobby przeciwne zbytniemu rozwijaniu eksportu gazu.
Kolejna publikacja Centrum Strategii Energetycznych będzie kontynuacją niniejszej rozmowy, dotyczącą m.in. skutków, jakie nowy porządek na rynku gazu przyniesie dla europejskich odbiorców oraz dla dominującego dostawcy surowca na tym rynku – Gazpromu.
