poniedziałek, 21 listopada 2022

Prawdy i półprawdy o rynku LNG - dr Piotr Syryczyński

W połowie listopada 2022, na zaproszenie jednej z uczelni wygłosiłem wykład na temat aktualnej sytuacji na rynku LNG i tym w jaki sposób jest on zależny od rynku gazu „rurociągowego”. Poniżej zestawienie najważniejszych informacji i tez z tego wykładu, które jak sądzę zainteresują czytelników www.morskosci.pl. Wykorzystano w tym artykule liczne publicznie dostępne dane, także z raportu IGU World LNG Report 2022 ale też amerykańskich źródeł i statystyk. Wykorzystano także dane jakie muszą różne spółki publikować dla celów swoich giełd, często to wspaniałe źródło informacji.

Światowe zdolności regazyfikacyjne w roku 2021 (stan na grudzień) doszły do 460 MTPA a zdolności do skraplania w skali światowej były w rejonie 372 MTPA (w tym w instalacjach po awarii, w czasie ich reperacji). Ten współczynnik jest już tylko około 1,24. Zatem w kryzysowych sytuacjach okazuje się, iż świat „zaoszczędził” na budowie instalacji regazyfikacji. Ich zdolność (w stosunku np. do zawartych kontraktów powinna być minimum 33-35 % wyższa). I dotyczy to także każdego odbiorcy, dla Polski ten współczynnik jest znacząco niższy i wynosi w grudniu 2021 około 0.9 (jest więcej zawartych kontraktów niż aktualna możliwość regazyfikacji).

Wg stanu na 30.04.2022 na świecie w budowie było tylko dodatkowe 136 MTPA a w roku 2022 zaakceptowano FID (Final Investment Decision) dla 50 MTPA nowych projektów co jednak oznacza przyrost roczny najwyżej na poziomie 13 %. Należy brać pod uwagę, że 10 % światowych instalacji do skraplania ma ponad 35 lat. Zatem „nowe” inwestycje z trudem wyrównają ubytek, jaki już się zaczyna w starej grupie jednostek. Wypadają powoli z rynku najstarsze instalacje z Alaski, Libii, Algieria, Brunei i części Indonezji. Zatem realnie przyrost na rynku skraplania jest oceniany na 7 % rocznie.

Jeśli wskutek nowej sytuacji geopolitycznej (po lutym 2022) wzrośnie ilość nowych projektów to będzie to za 3-7 lat biorąc pod uwagę procesy zamykania finansowania i gwarantowania kontraktów. To spowoduje także zwiększenie proporcji KDT (kontraktów długoterminowych) do rynku spot – tzn. rynek spot w LNG sięgnął 30-33 % w roku 2021 ale nie będzie się zwiększał. Nowe inwestycje wymagać będą finansowania kontraktami take-or-pay a zatem na razie wzrośnie udział KDT.

To, że Niemcy wybudują błyskawicznie pięć nowych terminali do regazyfikacji to nadal będzie to niewielkie uzupełnienie straconych ilości gazu z obu Nord Stream. Te nowe niemieckie terminale zaostrzą konkurencję o gaz w basenie Morza Atlantyckiego. A ilość dostawców do tego obszaru zwiększa się powoli z powodu małych inwestycji w regazyfikację i różnego rodzaju ograniczeń.

Nowe inwestycje w sektorze wydobywczym są robione tylko wtedy gdy cena „rynkowa” ropy czy gazu przekracza 2,5-3 krotnie techniczny koszt samej inwestycji (jeśli inwestycja idzie na rynek spot) lub przekracza o 50 % -70 % techniczny koszt inwestycji jeśli jest dodatkowo gwarancja odbioru poprzez kontrakty. Zaczyna się dość znana sytuacja, (a była ona przez wiele lat na rynku litu dla baterii samochodowych), iż odbiorcy nie chcieli podpisywać kontraktów długoterminowych ze zbyt wysokimi cenami a zatem kopalnie nie inwestowały w nowe zdolności produkcji. Na światowym rynku LNG i na polskim rynku węgla kamiennego mamy podobną sytuację. Brak inwestycji wynika wprost z polityki nie inwestowania w przyszłe zasoby bo „chwilowo” jest przecież niska cena.

Na świecie nowe projekty np. w skraplanie są tak organizowane, iż cena w kontraktach take-or-pay pozwala na sfinansowanie 90 % kosztów budowy przy założeniu np. 75-80 % wykorzystania terminala. Jeśli terminal jest więcej wykorzystywany to praktycznie jest to czysty zysk organizatora takiej inwestycji. Zatem to klienci/odbiorcy LNG poprzez swoje kontrakty finansują biznes w skraplanie gazu.

To co pokazuje prosta matematyka widać poniżej w danych za rok np. 2019:

USA: produkcja 920 mld m3 zużycie 846,6 mld m3 produkcja w Kanadzie 173 mld m3 i zużycie 120 mld m3 i eksport do USA 53 mld m3. Zatem w każdym 1 m3 LNG z USA tak naprawdę jest 0,4 m3 LNG kanadyjskiego. Gdyby nie wymuszona geografią sytuacja Kanadyjczyków, którzy nie mają na razie innego odbiorcy (i muszą sprzedawać dość tanio na kierunku południowym) to USA wcale nie miałyby tak dużo gazu na eksport.

Unia Europejska: produkcja 101 mld m3 a zużycie 470 mld m3 co powodowało 369 mld m3 importu gazu (i rurociągi i LNG). W 2019 import Japonii był 108 mld m3 a import Chin 130 mld m3 (też częściowo rurociągami) a Indii poniżej 50 mld m3. Czyli Europa (EU) była uzależniona w imporcie gazu w stopniu większym niż Chiny + Japonia + Indie razem wzięte. Warto o tym pamiętać, że nagle Europa zaczęła ostre zakupy ale to spowodowało wzrost ceny dla innych odbiorców.

Norwegia w 2019 produkując 114,4 mld m3 i zużywając na własne potrzeby i sąsiada 6,5 mld m3 mogła eksportować tylko 108 mld m3. Eksport z Norwegii to nie eksport ze złóż gazu ale eksport gazu, który jest „odpadem” z produkcji ropy. Tzn. w Norwegii nie ma złóż gazu a ilość gazu jest po prostu proporcjonalna do ilości wydobytej ropy. Zatem jeśli nagle z różnych przyczyn wydobycie ropy będzie niższe to i gazu będzie nieco mniej. A wydobycie zależy od tego jak szybko Norwegowie będą pozyskiwać nowe złoża coraz bardziej na północ i na północny zachód. A są to coraz bardziej kosztowne projekty. Ponadto sporne jest wydobycie wokół Svalbardu (Spitsbergenu) i są różne interpretacje konwencji na ten temat (co jest dozwolone a co nie), ostatnio nawet Korea Północna stała się członkiem tej konwencji co było bardzo ciekawe.

Budowa Baltic Pipe to po prostu podłączenie rury do kogoś, ktoś nie ma „ekstra gazu” a jest to jedynie podłączenie jeszcze jednej rury do miejsca gdzie tego gazu nie ma więcej. Co gorsza jest to podłączenie nie wprost do Norwegii ale podłączenie do rury, która idzie z Norwegii bez zwiększania jej przepustowości na pierwszym odcinku tej rury.

Gdyby zamiast wydawać środki na tę rurę zamówiono by dwa FSRU po 4 mld m3 to mielibyśmy jako Polska możliwość importu dodatkowo 8 mld m3 spoza obszaru Europy czyli realnie zwiększylibyśmy ilość gazu możliwą do dowiezienia do rynku europejskiego. Tłumaczyłem to ponad 5 lat temu w artykule Osiołek i żłób www.cire.pl/artykuly/materialy-problemowe/125890-osiolek-i-zlob .

Suma zdolności wysyłkowej z systemu norweskiego: 46+72+55+32+42+71+39+48+11 = 416 mln m3/d czyli ok 130 mld m3 rocznie ale wydobycie ropy nie wzrasta więc i eksport gazu będzie stały na podobnym poziomie. Poniżej struktura dochodów Norwegii, widać, iż z każdym rokiem za gaz dostaje więcej ale nadal musi wydobywać i ropę i gaz.

Algieria przy produkcji rzędu 55 mld m3 i zużyciu własnym nawet 14 mld m3 może wyeksportować najwyżej 40 mld m3. Nowych dużych złóż tam nie znaleziono więc tutaj nic się nie będzie działo. Algiera ma zresztą możliwość częściowo zmiany – albo eksport jako LNG albo eksport rurociągami ale nie ma dodatkowych złóż aby robić i to i to.

Rosja w 2019 miała produkcję rzędu 679 mld m3 przy własnym zużyciu rzędu 444 mld m3. Jest ono absurdalnie duże ze względu na totalnie nieekonomiczne ogrzewania nieocieplonych domów i pracę elektrowni gazowych w podstawie systemu. A istotna część obiektów jest o niskiej sprawności i pamięta czasy p. Krzyżanowskiego, który organizował ich budowę jako szef programu elektryfikacji. Te 234 mld m3 eksportu podtrzymywało gospodarkę europejską. Główny motor gospodarczy Unii Europejskiej czyli Niemcy wciągnęły jak narkotyk gaz z Rosji i się od niego uzależniły znacząco. Praktycznie eksport rurociągowy z Rosji „na wschód” to 10 mld m3 do Chin ale właśnie USA i Kanada zaczynają spoglądać na możliwości zwiększenia eksportu LNG do Chin aby nie dopuścić do wejścia tam Rosji w większej skali.

Sankcje na Rosję w pewnych obszarach zaczęły być bardzo skuteczne. Poniżej zdjęcie z Singapuru gdzie stoi uziemionych mnóstwo tankowców z rosyjską ropą, której nikt nie chce kupić (mówimy tu o „nadwyżkowej ropie” poza tą , którą kupują np. Indie):

Ten kto skutecznie uszkodził wszystkie nitki Nord Stream spowodował o wiele skuteczniejsze odcięcie Rosji od rynku gazu niż jakiekolwiek sankcje. Przede wszystkim dało to olbrzymi impuls do konkurencyjnych inwestycji w tym w pięć terminali FSRU w Niemczech i kilku innych w reszcie Europy a co najważniejsze ci, którzy tam inwestują nie ryzykują spadku cen z powodu zreperowania tych gazociągów.

Sankcje na Rosję w zakresie ubezpieczeń morskich jakie wchodzą od końca 2022 załamią znacząco wysyłkę ropy bo bez ubezpieczenia nikt rozsądny nie wpuści tankowca na swoje wody terytorialne czy np. przez Istambuł.

Iran, o którym mało się pisze ma produkcję gazu w 2019 już 244 mld m3 ale zużycie aż 224 mld m3 i tylko niewielkie ilości gazu eksportuje na potrzeby Iraku i minimalne do Turcji. Potencjalnie Iran mógłby szybko zwiększyć swój eksport o 40-60 mld m3 ale przy polityce sankcji nikt nie może im wybudować terminali do skraplania gazu. Nie mając co robić z nadmiarowym gazem Iran używa rocznie ok 25-30 mld m3 gazu do zatłaczania go do złóż ropy naftowej aby podnieść w nich ciśnienie i wydajność. Wyraźnie widać, że Rosja umacnia swoje wpływy w Iranie między innymi po to, aby ten kraj nie stał się jej konkurentem na rynku gazu. Można odnieść w ogóle wrażenie, że kilku agentów rosyjskich jest w ścisłym kręgu duchowieństwa irańskiego - w Iranie tak naprawdę są dwa ośrodki władzy jeden to grupa ajatollahów tworzy władzę cywilną ale jest o wiele mniej znana grupa dwunastu najwyższych sędziów islamskich, która stanowi jakby „wyższą izbę” nadzorującą pracę izby niższej czyli samych ajatollahów. To sędziowie islamscy mogą uchylić czy zmienić decyzje ajatollahów w kluczowych kwestiach. Oczywiście w Iranie prezydent i tzw. parlament są tylko wykonawcą woli tej prawdziwej grupy trzymającej władzę.

Arabia Saudyjska to kolejny gracz, który teoretycznie ma gaz ale sam go zużywa na własne potrzeby 114 mld m3 produkcja i 114 mld m3 zużycie. I w jej przypadku jest to właśnie gaz odseparowany od ropy więc nie ma „złóż gazowych” do skorzystania dodatkowo. Ale główne złoża Arabia Saudyjska ma na swoich południowych terenach gdzie żyje mniejszość szyicka. Zatem to królestwo musi niezwykle starannie pilnować tych złóż przed zagrożeniem. I nie ma ochoty na nowe duże inwestycje na tych terenach.

Dożywotni przywódca Chin doprowadził przez te 8 lat swojej władzy do znacznego uzależnienia tego kraju od importu gazu. W 2011 import gazu do Chin był tylko 29 mld m3 a produkcja własna 109 mld m3, w 2017 było to już 51 mld m3 importu jako LNG i 41 mld m3 importu rurociągami a w 2021 import LNG był już 44 mld m3 z Australii, 12 mld m3 z USA, 12 mld m3 z Kataru, 12 mld m3 z Malezji, 6 mld m3 z Sachalinu (Rosja) i paru innych kierunków a rurociągami było to już ok 51 mld m3. We wrześniu 2022 za import gazu 11 mld m3 Chiny zapłaciły 5,45 mld USD (wg oficjalnych danych, które nie wyglądają na sfałszowane). Zatem Chiny płaciły za swój gaz LNG już prawie 500 USD za 1000 m3.

Ta wysoka cena gazu LNG w Chinach wynika z tego, że tylko część gazu Chiny mają na kontraktach długoterminowych (z Australii, Kataru i Indonezji) a ponieważ inwestycje australijskie były drogie to Chiny starały się sporo dodatkowego gazu kupić „na spot” ale teraz odczuwają skutki wojny Rosji z Ukrainą oraz swoich błędnych decyzji. W podobny sposób Chiny uzależniły się częściowo od importu węgla głównie z Australii ale też z Mongolii. Opisywałem to rok temu w artykule https://wysokienapiecie.pl/42076-skad-sie-wzial-nagly-kryzys-energetyczny/ .

Eksporterzy LNG mają stałe problemy (nawracające) ze swoimi awariami, pożarami i zaburzeniami politycznymi w swoich krajach. Jemen wypadł z grona eksporterów z powodów oczywistych. Mozambik z opóźnieniem wszedł na rynek LNG z powodu walk w północnej prowincji z separatystami islamskimi. Freeport LNG w USA po pożarze z 08.06.22 może wznowi produkcję w grudniu 2022. Prelude w Australii miał przerwę z powodu poważnych awarii od lutego do grudnia 2020 i potem znowu kilkumiesięczną od grudnia 2021 do kwietnia 2022. Awaria w czerwcu 2021 w Rosji obniżyła eksport LNG z Arktyki na 3 miesiące. Malezja też miała wyciek na rurociągach w roku 2021 co zmniejszyło eksport przez prawie dwa miesiące. Skraplanie LNG to nie jest działalność łatwa i prosta a awarie/pożary są tutaj szczególnie dotkliwe. To nigdy nie będzie rynek gdzie producent może zagwarantować 100 % dostaw a klauzule siły wyższej są raczej mało przyjemne dla klientów.

Mamy zatem sytuację, że trzeba podpisywać więcej kontraktów bo dostawca może zawsze skorzystać z siły wyższej. Mając nadwyżkę gazu najwyżej się go odsprzedaje innemu potrzebującemu jeśli samemu ma się lekką zimę. Zatem to dobrze, że Polska podpisała wcześniej dużo kontraktów na skraplanie LNG w różnych lokalizacjach – to nie błąd ale dobre działanie.

USA wcale nie są idealnym eksporterem. Mamy taką sytuację w tym kraju, poniżej informacja giełdowa firmy Cheniere. Widać, że jest to tylko „firma skraplająca”, która usługowo pobierze gaz z systemu i da go klientowi z narzutem za swoją usługę. To nie jest gwarant dostaw – jeśli gaz będzie na rynku w USA to oczywiście ona go skropli ale jeśli gazu zabraknie to cena na Henry Hub będzie wysoka i ona taki gaz tez skropli – albo można jej zapłacić aby nie skropliła ale i tak za swoje „nic nie robienie” też musi dostać pieniążki.

Firma Cheniere powstała jako importer gazu i przez 10 lat dostawała po około 240 mln dolarów rocznie sumarycznie od czterech firm, które wykupiły u niej usługę regazyfikacji gazu – był bowiem kiedyś taki czas (przed gazem łupkowym), iż brakowało gazu w USA i musieli go importować.



Od dawna eksperci się spodziewali, iż cena na Henry Hub zacznie przekraczać cenę AECO – czyli cenę na rozliczeniach w północnej części USA. Nastąpiło to nawet szybciej bo już w czerwcu 2022. Mamy bowiem już (w niektórych okresach czasu) wyczerpaną na 100 % zdolność do bilansowania produkcji oraz zużycia i eksportu w rejonie Teksasu i Luizjany. Przez całe dziesięciolecia system amerykański pracował w ten sposób, że był nadmiar gazu na południu (też z Zatoki Meksykańskiej) a nadwyżka (po wyrównaniu ceny na Henry Hub) była transportowana na północ. Zatem rynek na południu USA miał po wybuchu rewolucji łupkowej nagle duży nadmiar gazu i mógł go przerzucić na eksport w świat. Trzy lata temu w listopadzie 2019 próbowałem pisać na ten temat ale moje tezy nie były akceptowane i dopiero właśnie ten portal zgodził się na publikację 6.11.2019 mojej krytycznej oceny.
https://www.morskosci.pl/2019/11/kontrakt-na-24-lata-versus-sts-lng.html#more
Microsoft Word - Kontrakt na 24 lata - ver 061119 (morskosci-pub.s3.eu-west-2.amazonaws.com)

Typowy producent gazu łupkowego w USA ma stosunkowo wysokie finansowanie długiem np. przy kapitałach własnych 800 mln dolarów ma długu 2,4 mld dolarów. Ci producenci mają zazwyczaj ustaloną sprzedaż gazu tylko na maksimum 2-3 lata naprzód. Widać to wyraźnie w ich informacjach giełdowych a zatem podmiot prowadzący terminal do skraplania gazu nie jest w stanie „zakupić” gazu dziś z dostawą za 5 czy 20 lat – nie ma takiej giełdy z takimi kontraktami.

Większość producentów gazu w USA ma wykupione tylko zdolności do odtransportowania gazu. Tzn. nowe gazociągi są budowane na zasadach takich, że można w nich wykupić określone zdolności przesyłowe a banki finansujące inwestycje wydobywcze domagają się, aby w całym pakiecie inwestycyjnym jaki realizuje inwestor budujący nową kopalnię gazu były też nabyte w wystarczającej ilości „prawa do przesyłu”. To powiązanie napędza inwestycje w gazociągi przesyłowe.

„Prawa do przesyłu” jakie ma producent gazu łupkowego są zastawem za kredyt bankowy a w razie likwidacji danej kopalni są odsprzedawane dalej innemu producentowi w tym rejonie.

Wtedy trzy lata temu napisałem, że Henry Hub to nie jest nawet giełda a jest to wyłącznie indeks cenowy i to jest jeden z kilkunastu indeksów cenowych ustalanych w USA. Indeks cenowy to po prostu sposób wyliczenia ceny na podstawie dobrowolnych informacji zbieranych od stron wielu transakcji kupna-sprzedaży. Akurat Henry Hub ma brane w swoim wyliczeniu stosunkowo dużą ilość transakcji, ale w większości są to transakcje, jakie zawiera firma Cheniere w tym rejonie USA. Im więcej instalacji do skraplania gazu zbuduje na południu USA firma Cheniere i inne podmioty (z pieniędzy klientów) to tym bardziej indeks Henry Hub będzie pod wpływem jej własnej polityki handlowej i będzie uzależniony od intensywności jej zakupów gazu od różnych producentów.

To jest tak, jakby handlarz mięsem na bazarze umawiał się klientami na rynku o tym, że na wiele lat zobowiązują się u niego kupować sznycle ale cena sznycli (zapakowanych klientom) będzie zależna od ceny płaconej rolnikom dojeżdżającym do bramy targu, ale tak naprawdę to ten jeden handlarz kontroluje 60 a docelowo nawet 80 % rynku mięsa wjeżdżającego na ten targ. Na razie jest wielu rolników i czekają oni ze schylonymi głowami na klienta (sami nie mają budek z mięsem na tym targu ani nie mogą ich pozyskać), ale ta sytuacja może się zmienić za jakiś czas. I co gorsza klient musi płacić temu handlarzowi nawet w sytuacji gdy w ogóle zabraknie sznycli bo rolnicy nie dojadą z jakichś powodów. I właśnie od lata 2022 sytuacja zaczęła się zmieniać i widać to w publikacjach amerykańskich, iż zaczyna zwiększać się produkcja gazu łupkowego na północnym-wschodzie USA, bliżej odbiorców a wzrost ceny na Henry Hub świadczy o potrzebie importu z większych odległości bo już zaczyna brakować złóż na południu:


Cena na Henry Hub to cena w pobliżu terminali eksportowych (Erath w Luizjanie).

W 1990, gdy wprowadzano do stosowania indeks Henry Hub to wtedy NA POŁUDNIE od tej lokalizacji w Luizjanie tj. na szelfie Zatoki Meksykańskiej produkowano aż 13,4 Bcf gazu dziennie a w roku 2014 produkowano na szelfie już tylko 3,4 Bcf dziennie. Zatem wtedy w roku 1990 był to dobry indeks cenowy gdyż pokazywał cenę z uśrednienia dostawców z południa zanim ten gaz będzie przetłoczony na północ do odbiorców w całym USA. Ale od lata 2022 cena na Henry Hub zaczyna mieć w sobie także udział (na razie nieduży) także kosztu pozyskania gazu na północy i dotransportowania go na południe dla uzupełnienia złóż południowych po to aby go potem wyeksportować.

Co więcej plany w USA są takie aby przesunąć eksport gazu na zachodnie wybrzeże oraz zwiększyć tranzyt poprzez Meksyk do nowych terminali na jego zachodnim wybrzeżu:

Zatem są plany/strategie a w zasadzie lobbing polityków amerykańskich, aby preferować eksport w kierunku Azji aby kontrolować tę część świata poprzez dostawy gazu z USA (coś zaczyna nam to przypominać politykę Rosji …). Również Kanada intensyfikuje swoje wysiłki aby zbudować więcej terminali do eksportu LNG ze swojego zachodniego wybrzeża a nie sprzedawać go tanio do USA.

Ten lobbing polityków z centralnych stanów USA produkujących gaz (a głosowały i głosują one na republikanów) będzie silny w nowym Kongresie gdzie zdobyli oni minimalną przewagę. Chodzi tu też o to, że nowe trasy eksportu zwiększą znacznie zamożność centralnych stanów USA, które niekoniecznie lubią „bogatą Kalifornię” rządzoną przez Partię Demokratyczną.

USA mają też w zanadrzu jeszcze jeden mało znany atut. Na Alasce od 1977 działa rurociąg ropny długości 1300 km do portu Valdez.


Od tych 45 lat nadmiarowy gaz (odseparowany od ropy tam na północy Alaski) jest z powrotem zatłaczany do złóż ropy bo nie ma co z nim robić (podobnie jak to się dzieje w Iranie). Zasoby zmagazynowanego gazu na Alasce to na pewno 4200 mld m3 ale jest duże prawdopodobieństwo odkrycia nowych złóż gazu o co trwa zacięta walka polityczna – o zgodę na nowe koncesje. Oczywiście dopóki administracja w USA jest kierowana przez Partię Demokratyczną to sprawa jest zawieszona ale zwycięstwo republikanina w wyborach prezydenckich w roku 2024 może nagle otworzyć drogę do tej eksploatacji w Arktyce i eksportu jako LNG też do Azji. Sytuacja jest mało zabawna bo rurociąg ten pracuje już tylko na 30-35 % swoich możliwości zaczęło brakować ropy do jego wypełnienia a nie może tłoczyć mniej ze względu na możliwość zaczopowania. Jest zatem duży lobbing aby otworzyć nowe złoża tam na północy czemu oczywiście sprzeciwiają się organizacje ekologiczne.

Wielokrotne próby budowy gazociągu 1300 km przez Alaskę za kwotę 46-50 mld USD były trochę bezsensowne bo dałyby szanse tylko na eksport bardzo drogiego LNG w ilości 70 mld m3 rocznie (50-60 lat do czasu zużycia zasobów). Zatem te złoża na północy Alaski spokojnie czekają na ocieplenie klimatu – wtedy nowe statki LNG przystosowane do lodowych arktycznych warunków będą mogły tam pływać. Partia republikańska po roku 2024 prawie na pewno uruchomi ten projekt dając także dotację „do Arktyki” czyli do budowy tego typu statków do transportu LNG, najlepiej u tego samego koreańskiego producenta, który już kilka takich statków wykonał dla Rosji.

Jeden statek do LNG to kwota 250 mln dolarów a wersja arktyczna to pewnie ze 80-100 mln dolarów więcej ale przy dotacji rządu problem ten zniknie.

Od marca 2016 do maja 2022 USA wyeksportowały 3550 ładunków (Południowa Korea 440, Japonia 325, Chiny 263, Hiszpania 270, UK 209, Brazylia 208 Francja 2020, Indie 164, Meksyk 162, Turcja 159 itd. itp.). USA na rynku LNG jest tym czym Durban (RPA) dla rynku węgla – w razie potrzeby kierują swoje ładunki w różne strony świata i wyrównują w ten sposób światowe ceny LNG.

Według danych Doe (Department of Energy) średnia cena z sześciu miejsc eksportu LNG w USA: V 2022 była $11.87/MMBtu, IV 2022 2022 $9.94/MMBtu a V 2021 $8.92/MMBtu
- Henry Hub: 20.01.2021 2,5 USD/MMBtu, 14.04.2022 7,8 USD/MMBtu;
- Holandia:     III 2021 ok 5,3 USD/MMBtu,   IV 2022 ok. 60 USD/MMBtu;

Widać wyraźnie, iż w USA jest za mało terminali do eksportu takich ilości LNG jakie chciałby dostać rynek. Zanim one powstaną to minie czas paru lat.

Iran to kolejna zagadka. Ma zasoby ponad 33.000 mld m3 w udokumentowanych złożach a realnie może tego być dwa razy więcej. Do tego Iran ma infrastrukturę gazociągową do tłoczenia gazu z południa na północ:


Złoża irańskie są na południu i mieszka tam mniejszość arabska (są to szyici ale nie Persowie tylko Arabowie). Oczywiście władze z Teheranu dość mocno kontrolują te tereny a ta mniejszość arabska nie ma udziału w zyskach z tego gazu. To co jest najmniej publicznie mówione to fakt, że główne złoże Iranu to po prostu wspólne złoże Kataru i Iranu czyli tzw. Kopuła Północna (wg Kataru) a South Pars wg Iranu. I technicznie trzeba je eksploatować z obu stron aby nie naruszyć równowagi w tym złożu. Chodzi tu o naprężenia w tak dużym górotworze – dodatkowo niedaleko po stronie irańskiej przechodzi niebezpieczny uskok tektoniczny. Uskok ten hipotetycznie może wywołać trzęsienie ziemi podwodne i fale tsunami, które po prostu zlikwidują Katar (i Iran) jako producenta LNG na dziesięciolecia.

Złoże irańsko-katarskie zajmuje 9700 km2 i ma ok udokumentowanych zasobów gazu 50.000 mld m3 przy czym te kraje umówiły się już dawno, że Katar ma prawo do 62 procent a Iran do 38 procent.  Z tych zasobów do wydobycia jest na pewno 10.000 mld 3 ale może nawet 26.000 mld m3. Ilość „do wydobycia” zależy od kosztów skraplania gazu i jego przyszłych cen.

Do roku 2014 Katar pozyskał 1824 mld m3 gazu a Iran tylko 618 mld m3 (czyli za mało w stosunku do proporcji z umowy). Ale realnie chodzą wśród ekspertów plotki, że tak naprawdę Katar rekompensuje Iranowi finansowo wtedy, gdy powstają jakieś różnice na niekorzyść Iranu. W 2021 Katar wydobywał z tego złoża do 1 mld m3 dziennie (ale nie stale) a Iran do 700 mln m3 dziennie (też nie stale ale okresowo). Katar jako stosunkowo mały kraj musi dobrze traktować Iran bo przecież gdyby z nim zadarł to natychmiast miałby kłopoty – Katar jest w zasięgu sprawdzonych dronów z Iranu a co one mogą zrobić z jego instalacjami do eksportu LNG już pokazano w roku 2022 na polu bitwy.

Przez swój cichy układ-sojusz z Iranem Katar jest stale zagrożony przez Arabię Saudyjską. W 2017 ten kraj na pewien czas zablokował granicę z Katarem od strony lądu i postawił liczne żądania aby ukrócić swobodę wypowiedzi i zmniejszyć współpracę z Iranem, tekst żądań był opublikowany (choć może nie są one do końca wiarygodne):
- Sever all ties with the Muslim Brotherhood, which has been banned in Arab states
- Refuse to naturalise citizens from the four countries and expel those currently on its territory, in what the countries describe as an effort to keep Qatar from meddling in their internal affairs
- Hand over all individuals who are wanted by the four countries for terrorism
- Stop funding any extremist entities that are designated as terrorist groups by the US
- Provide detailed information about opposition figures whom Qatar has funded, ostensibly in Saudi Arabia and the other nations
- Align itself politically, economically and otherwise with the Gulf Co-operation Council
- Stop funding other news outlets in addition to Al Jazeera, including Arabi21 and Middle East Eye
- Sever links with so-called Lebanese Shia militant group Hezbollah.

Młody ambitny książę (następca tronu) chciał zniszczyć niezależność Kataru ale natknął się na lepszego gracza. Katar z trudem ale skutecznie zmusił Arabię Saudyjską do ustępstw między innymi dlatego, że Katar eksportuje część gazu rurociągiem do ZEA, które są sojusznikiem Arabii Saudyjskiej. Ale właśnie ZEA odkryły własne duże złoża gazu i staną się niezależne „gazowo” od Kataru a może nawet zaczną własny eksport więc pozycja Kataru znowu osłabnie wobec silniejszego sąsiada. Katar poszukuje innych sojuszników dla ochrony swojego małego kraju.

Od lutego 2022 wiele małych i niewielkich ludnościowo krajów zaczęło się naprawdę bać o swoją niepodległość (Singapur spogląda z niepokojem na Malezję, Południowy Sudan obawia się i Sudanu/Egiptu i Etiopii, Kazachstan i jego elity są przestraszone zagrożeniem od swojego sąsiada, Finlandia co oczywista też się boi a nawet mała Boliwia nie może pozyskać zbyt dużo inwestorów bo ci z kolei nie są pewni czy ktoś z sąsiadów nie sięgnie po ten kraj). Nawet Grenlandia była obiektem oferty zakupu biznesmena z USA ze względu na swoje nowo odkrywane złoża i strategiczne położenie.

Najciekawsze pytania powstają w basenie Morza Śródziemnego. Widzimy tam liczne odkryte złoża, z których można pozyskać na pewno: Tamar (Izrael) 223 mld m3, Lewiatan (Izrael)  >470 mld m3 Sidon-Qana (Liban z udziałem Izraela) 100 mld m3, Karish (Izrael) 28-42 mld m3, Hermes 7-17 mld m3, Aphrodite-Yishai (Cypr i Izrael wspólne złoże nie ma informacji o proporcji ale chyba 75:25) 200 mld m3, North-El-Hammad (Egipt, ENI/BP/Total) oraz Zohr (Egipt, ENI 50%/Rosneft 30% odkryte latem 2015 roku), Cronos (Cypr, odkryte 2022). Co do złoża Zohr panują tylko przypuszczenia o jego rozmiarach ale prawie na pewno jest rzędu 350-500 mld m3.

Wszystkie te złożą czekają na odbiorców bo najbogatszy z nich Izrael zużywa tylko 10 mld m3 gazu rocznie. Jednak w Izraelu jest poważna opozycja przeciwko eksportowi gazu w większych ilościach (poza pewnym eksportem do Jordanii aby utrzymać jej gospodarkę). Wielu nacjonalistów izraelskich, też tych w kręgach rządowych nie chce eksportu LNG a woli aby zostawić te złoża na przyszłość. Na razie zużywane jest złoże Tamar (jeszcze 15-18 lat) i potem chcą aby złoże Lewiatan służyło przede wszystkim Izraelowi przez kolejne 40-50 lat. Złoża w basenie Morza Śródziemnego układają się wzdłuż dwóch linii i być może zostaną znalezione kolejne ale to czy z tego rejonu popłynie znacząca ilość LNG czy tylko 10-15 mld m3 rocznie poprzez niewielkie skraplanie w Egipcie (Idku) jest ciągle niewiadomą.

Kolejna zagadka geopolityczna to Turkmenistan z jego zasobami gazu ponad 50.000 mld m3  a ile dokładnie to nie wiadomo.

Eksport z Turkmenistanu jest tylko ok 35 mld m3 rurociągami przez Kazachstan i Uzbekistan do Chin. Los tego kraju i możliwości eksportu zależą od wielu umów międzynarodowych. Przede wszystkim te terytoria zostały przydzielone „stronie arabskiej” podczas jedynej wojny imperium arabskiego z Chinami. Potem formalnie te tereny przeszły pod władanie Persji. Persja i Rosja zawarły sojusz 12.09.1723 roku, potem jednak były wojny 1804-1813 i 1826-1828. Ustalono ostatecznie granice 21.12.1881 i potwierdzono je 26.02.1921 w traktacie Persji z nowym rządem bolszewickim. Przez 70 lat Morze Kaspijskie nie było „morzem” a uznawano je za prywatne jezioro dwóch krajów czyli ZSRR i Iranu i co ważne nie obowiązywało tu międzynarodowe prawo o wyłącznej strefie ekonomicznej.

Aby co bardziej skomplikować sytuację Rosja i Białoruś i Ukraina i Kazachstan i sam Turkmenistan „wystąpiły” z ZSRR i nie mogą do końca twierdzić, iż obejmują je umowy podpisane przez ZSRR.

Ważna była umowa z 21.08.1907 pomiędzy Wlk. Brytanią a Rosją ustalająca, że Północny Iran jest strefą wpływów Rosji (wraz z terytorium Turkmenistanu). Wtedy Rosja się zgodziła zrezygnować z praw do Tybetu (!) i Afganistanu (!) ale jak wiemy interwencja ZSRR w Afganistanie złamała tę umowę.

Wysłanie gazu z Turkmenistanu przez Morze Kaspijskie rurociągiem byłoby strasznym ryzykiem geopolitycznym. Niewielka sieć z materiałami wybuchowymi i nie ma eksportu takim gazociągiem. Zatem w drugiej połowie 2022 eksperci zaczęli rozważać eksport LNG z Turkmenistanu w kontenerach ISO koleją na wschód, koleją przez Afganistan na południe i statkiem do Azerbejdżanu itd. itp. Jednak czy i kiedy ktoś zrealizuje ten pomysł to pewnie będą dziesięciolecia dyskusji politycznych i zbierania pieniędzy.

Olbrzymim szczęściem Polski jest dostęp do morza. Przykład Turkmenistanu pokazuje, iż potencjalnie kraj bogatszy od Kataru jest biedny jak mysz kościelna i nie może swojego bogactwa nigdzie wysłać bo sąsiedzi go blokują. Ale w Polsce zapominamy, że nasz dostęp do morza zawdzięczamy kanclerzowi Bismarckowi. Otóż Dania była bliskim sojusznikiem Rosji prawie przez 400 lat:
-   811 - umowa Danii z cesarstwem Franków daje Danii Schleswig
- 1326 - oddzielenie księstwa Szleswig od Danii
- 1493 - „friendly and everlasting Alliance” umowa Rosji i Danii
- 1536 - Norwegia przejęta przez Danię, dzięki osłabieniu Szwecji pokonanej przez Rosję
- 1562 - porozumienie Danii i Rosji w Możajsku o nie wspieraniu wrogów
- 1709 - Dania dzięki sojuszowi z Rosją odzyskuje Schleswig
- 1788 - Dania wspomaga Rosję atakując Szwecję od strony Norwegii
- 1807 - Rosja wspomaga Danię w wojnie z Imperium Brytyjskiemu
- 1808-1809 - Dania skutecznie wspomaga Rosję w wojnie ze Szwecją
- 1852 - Londyński protokół gwarancji wobec Danii (do Kilonii !) UK+Rosja
- 1848 i 1864 - Rosja wspomaga Danię w walkach o Schleswig, Holstein, Lauenburg
- 1864 - Dania traci ostatecznie Schleswig na rzecz Prus/Niemiec
- 1880 - otwarcie Kanału Cesarskiego i portu w Szczecinie
- 1895 - otwarcie Kanału Kilońskiego – 98 km dla statków o zanurzeniu 9,5 m

Gdyby Dania nie straciła, z powodu powstania styczniowego w Polsce i osłabienia cesarstwa rosyjskiego, tych swoich terytoriów południowych byłaby do dziś wiernym sojusznikiem Rosji. Ale to myśmy Polacy wykrwawili armię rosyjską co dało Bismarckowi możliwość zaatakowania Danii, której nie zdołał obronić osłabiony car. Z tego powodu też sprzedał on Alaskę do USA aby mieć na zapłatę różnym swoim faworytom. Celem zajęcia Schleswigu i innych terenów było właśnie zbudowanie własnego niemieckiego wyjścia na Atlantyk. Od tego czasu Dania się odsunęła od Rosji i jest po zupełnie innej stronie sojuszy a my mamy w miarę bezpieczne wyjście na świat.

Podsumowanie

Światowy rynek LNG jest zależny od wydarzeń „na lądzie” w znacznie większym stopniu niż sądzimy. Wiele spraw nie jest zbyt publicznie dyskutowanych ale warto przeglądać co się dzieje na świecie gdyż ma to istotne skutki też dla nas. Oczywiście nie zmienimy tego co się tam dzieje ale warto jednak wiedzieć, że to nas dotyczy.

21 listopada 2022

Dziękuję za udostępnienie opracowania,
ws

Brak komentarzy:

Prześlij komentarz

szarmancko, szczerze, szczodrze, szeroko, szybko, szyderczo,