Światowy rynek gazu skroplonego bez Rosji [ANALIZA]

Czy Rosja jest w stanie odwrócić niekorzystne tendencje i zająć znaczące miejsce na rynku LNG? Zdaniem większości analityków będzie to bardzo trudne.

Od Algierii do Kataru

Rynek gazu skroplonego ma już ponad 50-letnią historię. W obrocie komercyjnym pojawił się pod koniec lat 50. ubiegłego wieku. Przyjmuje się jednak, że w handlu międzynarodowym zaistniał wraz z uruchomieniem produkcji LNG w Algierii w 1964 roku i rozpoczęciem dostaw na rynek brytyjski.

Lata 60. i 70. to początek dynamicznej rozbudowy gazociągowej sieci transportowej z Afryki Północnej do Europy oraz rozpoczęcie eksploatacji złóż gazu na Morzu Północnym. Potem pojawiły się szybko rozbudowywane gazociągi, transportujące gaz tradycyjny z byłego Związku Radzieckiego na rynki Europy Środkowo-Wschodniej, a następnie Europy Zachodniej.

Te procesy zahamowały rozwój europejskiego rynku LNG. Stąd wiodącą rolę na tworzącym się światowym rynku gazu skroplonego zajęły kraje azjatyckie, w tym przede wszystkim Japonia i Korea Południowa, które do dziś są największymi importerami tego paliwa.

Nowy etap rozwoju wiązał się z uruchomieniem produkcji LNG w Katarze w 1996 roku. Kraj ten szybko stał się czołowym eksporterem tego surowca. W 2017 roku sprowadzał on 77,5 mln ton LNG (26,7 proc. światowego eksportu). Kolejne miejsca zajmują: Australia – 55,5 mln ton (19,2 proc.), Malezja – 26,8 mln ton (9,2 proc.), Nigeria – 25,7 mln ton (8,9 proc.), Indonezja – 18,7 mln ton (6,5 proc.), USA – 16,6 mln ton (5,7 proc.). Uwagę zwraca szczególnie fenomen Australii, która w ostatnich dwóch latach podwoiła eksport: z 27,6 mln ton w roku 2015 do 41,5 mln ton w 2016 roku i 55,5 mln ton w roku 2017.

Z raportu „LNG Trade & Transport 2018”, przygotowanego przez brytyjski ośrodek analityczny Clarksons Research, wynika, że zapotrzebowanie na skroplony gaz ziemny stanowi obecnie 11 proc. globalnego popytu na gaz, podczas gdy w 2000 roku udział ten wynosił 6 proc. W eksporcie jednak LNG stanowi już 35 proc. światowego obrotu handlowego paliwami gazowymi, w porównaniu z 26 proc. w roku 2000.

Europa goni Azję

Globalny eksport gazu skroplonego w 2017 roku osiągnął poziom 289,8 mln ton, wzrastając o 9,9 proc. rocznie, co jest największą dynamiką od lat. Prawie trzy czwarte (72,9 proc.) zapotrzebowania kreował rynek azjatycki, z poziomem importu 211,2 mln ton (wzrost o 10,2 proc.). Najwięcej LNG importowała Japonia – 83,5 mln ton, na drugim miejscu uplasowały się Chiny, importujące 39 mln ton (wzrost o 43,2 proc.), które wyprzedziły pod tym względem Koreę Południową (kupiła 37,8 mln ton).

Na świecie istnieje ponad 100 terminali gazu skroplonego. W samej Europie działają 24 takie obiekty o mocy przekraczającej 150 mln ton. Zwraca uwagę niski stopień ich wykorzystania – zaledwie na poziomie ok. 25 proc. W 2017 roku import LNG krajów europejskich zwiększył się jednak o ok. 7,5 mln ton, tj. o ok. 20 proc. Zdaniem ekspertów wysoka dynamika popytu na gaz skroplony na rynku europejskim utrzyma się co najmniej przez najbliższe 10 lat.

Na światowym rynku paliwowym LNG umacnia swoje pozycje kosztem gazu tradycyjnego. W ostatnich 10 latach światowy eksport LNG wzrósł o 87 proc., podczas gdy eksport jego konkurenta tylko o 6 proc. Według powszechnych ocen tendencje te będą kontynuowane, a udział gazu skroplonego już w 2023 roku przekroczy 40 proc. w światowym eksporcie paliw gazowych.

Takie przewidywania prezentują w tegorocznym czerwcowym raporcie eksperci Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA). Dostrzegają oni, że w związku z dynamicznym wzrostem popytu, już w perspektywie roku 2023 na rynku może pojawić się deficyt mocy podażowych LNG. Jest to o tyle nieoczekiwane, że w ostatnich latach mówiło się raczej o zjawisku odwrotnym.

Ameryka zwiększy eksport

Światowy eksport LNG wzrośnie do 2023 roku o prawie 30 proc., osiągając poziom 375 mln ton (505 mld m sześć.). Głównym importerem staną się Chiny, które zwiększą import gazu tradycyjnego o 60 proc. do poziomu 360 mld m sześć. podczas gdy import LNG wzrośnie o 82 proc. z obecnego poziomu 38 mln ton (51 mld m sześć.) do 69 mln ton (93 mld m sześć.) w roku 2023.

[powiazane1]

Potwierdzeniem korzystnych dla LNG tendencji mogą być realizowane już i planowane na najbliższe lata inwestycje, które – według stanu na koniec 2017 roku – zapewnią w najbliższych latach zwiększenie mocy eksportowych o 89 mln ton, z czego 49 mln ton przypada na USA, a 17 mln ton na Australię. Dla obrony swoich pozycji Katar rozpoczął nowe inwestycje, które do 2024 roku zwiększą jego możliwości eksportowe do 100 mln ton. Jest to odpowiedź na plany Australii, której możliwości już w 2020 roku mają osiągnąć 75 mln ton.

Eksperci podkreślają jednak, że czarnym koniem w tym wyścigu mogą być Stany Zjednoczone. Sześć realizowanych już projektów zwiększy bowiem moce produkcyjne LNG na koniec 2019 roku do 78 mln ton, a z uwzględnieniem planowanych obiektów w następnych latach do 153 mln ton. Według amerykańskiej agencji rządowej EIA (Energy Information Administration), Stany Zjednoczone już w 2020 roku staną się trzecim po Australii i Katarze eksporterem LNG.

Rosja przespała szansę

Według powszechnych ocen, przyszłość rynku gazowego to gaz skroplony. W raporcie „Prognoza rozwoju światowej energetyki – 2016” Międzynarodowa Agencja Energetyczna w dynamicznym wzroście produkcji i eksportu LNG postrzega znamiona drugiej rewolucji gazowej (pierwsza była związana z pojawieniem się na szeroką skalę w latach 2010-2012 gazu łupkowego). W uaktualnionej prognozie na rok 2040 z listopada bieżącego roku IEA przewiduje, że na LNG przypadnie 60 proc. światowego handlu gazem. Te procesy powodują, że rynek gazowy staje się rynkiem globalnym, czego nie mógł zapewnić tradycyjny gaz sieciowy, z istoty swej, uzależniający od siebie – poprzez gazociągi – eksportera i importera, segmentując tym samym rynek gazowy na rynki lokalne.

Rosja przez lata biernie obserwowała dynamiczne przemiany na światowym rynku gazowym. Tamtejszy koncern Gazprom, zaklinając często rzeczywistość, nie dostrzegał realnej konkurencji i zagrożenia ze strony LNG dla swoich dostaw tradycyjnego gazu sieciowego. Wiele analiz i opracowań analityków potwierdza, że Rosja, postrzegając siebie jako gazowe imperium, granice wpływów utożsamiała z rozprzestrzenianiem się rosyjskiego gazu i długością gazociągów. Czym dalej sięgają rurociągi, tym szersze są to wpływy. To legło u podstaw, realizowanej od wielu lat oficjalnej strategii energetycznej Rosji, w tym w szczególności w części dotyczącej ekspansji zagranicznej.

Podczas gdy na światowym rynku gazowym powstawały i powstają coraz to nowe terminale skraplające i regazyfikujące oraz trwa wyścig o czołowe miejsca na rynku LNG między takimi producentami jak Katar, Australia, USA i in., Rosja realizowała i w dalszym ciągu realizuje swoje ambicjonalne i często oderwane od realiów ekonomicznych, kosztowne projekty infrastrukturalne. Należą do nich m.in. Nord Stream 2, Turecki Potok czy Siła Syberii, a wcześniej zablokowany przez Unię Europejską w 2014 roku South Stream.

Pierwszy rosyjski terminal produkcji LNG – Sachalin 2, pojawił się dopiero w 2009 roku z mocą produkcyjną 9,6-10,6 mln ton. Trudno byłoby go nazwać czysto rosyjskim projektem, gdyż realizowane od wczesnych lat 90-tych ubiegłego wieku przedsięwzięcie do 2007 roku należało do Shella (55 proc.), Mitsui (25 proc.) i Mitsubishi (20 proc.). Dopiero wtedy, w wyniku działań noszących znamiona przejęcia siłowego, 50 proc. objął Gazprom, zmniejszając udziały pozostałych podmiotów (Shella do 27,5 proc., Mitsiu do 12,5 proc., Mitsubishi do 10 proc.).

W Arktyce nadzieja

W celu nadrobienia znaczących opóźnień w stosunku do trendów na światowym rynku, w październiku 2010 r., rząd Rosji zatwierdził kompleksowy plan produkcji gazu skroplonego na Półwyspie Jamał – Jamał LNG. Projekt przewidywał zagospodarowanie zasobów gazu, budowę zakładu skraplania gazu o mocy 16,5 mln ton oraz niezbędnej infrastruktury transportowej (port, lotnisko). Ta pierwsza rosyjska inicjatywa w zakresie produkcji gazu skroplonego to projekt realizowany przez firmę Novatek. Został on potraktowany jako prestiżowy, z dużym poparciem władz i zaangażowaniem środków budżetowych.

[powiazane2]

Budżet państwa wziął na siebie główny ciężar budowy na Półwyspie Jamał portu Sabetta i pobliskiego lotniska. Spółka Jamał LNG doczekała się wielu zwolnień i przywilejów, w tym przede wszystkim podatkowych.

Początkowymi udziałowcami Jamał LNG był Novatek (60 proc.), francuski Total (20 proc.) i chińska kompania naftowo-gazowa CNPC (20 proc.). W grudniu 2015 r. 9,9 proc. akcji sprzedanych zostało chińskiemu Funduszowi Jedwabnego Szlaku (Silk Road Fund – SRF). Aktualna struktura właścicielska w Jamał LNG wygląda tak, że Novatek ma 50,1 proc., Total – 20 proc., CNPC – 20 proc. i SRF – 9,9 proc.

Pierwsza linia Jamał LNG o mocy 5,5 mln ton rozpoczęła produkcję pod koniec 2017 roku. Druga, o tej samej mocy, w sierpniu bieżącego roku, a trzecia wejdzie do eksploatacji na przełomie 2018/2019 roku.

Główny ciężar zakupu i dystrybucji gazu z Jamał LNG wzięli na siebie udziałowcy przedsięwzięcia, co wymogła konkurencja na międzynarodowym rynku LNG. Ponad 85 proc. produkcji jamalskiego LNG przewidywane jest do sprzedaży na rynkach azjatyckich, w tym przede wszystkim na rynku japońskim, chińskim i indyjskim. Wydaje się jednak, że bardzo trudno będzie konkurować z lokalnymi dostawcami z Malezji, Indonezji, Australii oraz z Kataru, Omanu i USA.

Ze względu na oddalenie od rynków zbytu i położenie w obszarze wiecznych lodów, Jamał LNG stanął przed poważnymi wyzwaniami transportowo-logistycznymi. W założeniu przez 5 miesięcy letnich jamalskie LNG będzie transportowane bezpośrednio na azjatyckie rynki zbytu północną drogą morską na wschód przez Cieśninę Beringa. W pozostałych miesiącach, drogą na zachód, do terminalu LNG w belgijskim Zeebrugge, z którym podpisana została umowa na usługi przewozu i składowania 8 mln ton LNG.

Ze względu na warunki klimatyczne i grubą pokrywę lodową do obsługi Jamał LNG zamówiona została w koreańskiej stoczni daewoo specjalna seria 15 tankowców gazowych o podwyższonej wytrzymałości, klasy ARC7 (pracują w temperaturze do minus 52 stopni przy pokrywie lodowej do 2,1 m).

Dla zabezpieczenia transportu jamalskiego gazu skroplonego przewidziana była budowa 3 nowych lodołamaczy atomowych. W przypadku pierwszego lodołamacza Arktyka, który miał być przekazany do eksploatacji w grudniu 2017 r. sygnalizowane jest co najmniej 2 letnie opóźnienie.

Daleka droga do Belgii

Aktualnie występują znaczące dysproporcje między terminami rozpoczętej produkcji (2017 r.) i uzyskania pełnej zdolności produkcyjnej przez Jamał LNG (2018/2019 r.), a terminami budowy niezbędnej floty tankowców (2018-2021 r.) oraz lodołamaczy (2019 rok i lata następne). Zaczyna to sprawiać problemy z wywozem surowca.

Od początku realizacji Jamał LNG, przedsięwzięcie budziło wątpliwości analityków odnośnie jego efektywności. W celu zwiększenia atrakcyjności i zachęcenia do jego realizacji rząd zastosował dla Jamał LNG szereg zwolnień podatkowych i preferencji. Zrezygnowano z pobierania podatku eksportowego (30 proc.) oraz podatku od wydobycia surowców. Znaczące ulgi podatkowe zastosowano również na szczeblu lokalnym. Cały import technologiczny na potrzeby jamalskiej inwestycji został zwolniony z opłat celnych. Znaczące środki budżetowe pochłonęła budowa portu Sabetta i lotniska.

[powiazane3]

Mimo silnego wsparcia projektu Jamał LNG ze strony rządowej, analitycy wskazują, że negatywnie na jego efektywności odbija się czynnik transportowy. Przewóz jamalskiego LNG specjalnymi tankowcami (według szacunków są one dwukrotnie droższe niż zwyczajne) i w towarzystwie lodołamaczy, podwyższa koszty do 2-2,5 dolary za MBTU (to dwukrotnie więcej niż w odniesieniu do amerykańskiego LNG).

Zważywszy, że podstawowa część LNG kierowana będzie na rynki azjatyckie, w tym przede wszystkim dalekowschodnie, negatywnie na efektywność wpływać będą koszty przeładunku i składowania podstawowej części (8 mln ton) jamalskiego LNG w belgijskim Zeebrugge.

Zdaniem ekspertów, kłopoty z efektywnością jamalskiego LNG są pochodną konfrontacji rzeczywistych cen ropy naftowej (a w konsekwencji – gazu) na poziomie 50-70 dol./bar., z cenami 100 dol./bar. przyjmowanymi do kalkulacji w latach 2011-2013 na etapie projektowania Jamał LNG.

Moskwa chce inwestycji

LNG stanowi ok. 2,4 proc. w rosyjskiej produkcji i nieco ponad 7 proc. w eksporcie gazu ziemnego, podczas gdy dla rynku globalnego jest to odpowiednio ponad 15 proc. i 35 proc. w eksporcie.

Opinie ekspertów są jednoznaczne. Rosja, dla obrony pozycji na rynku energetycznym, powinna znacząco zdynamizować swoją aktywność na rynku LNG. Taki był podstawowy wywód m.in. dyskusji podczas tegorocznego Tygodnia Energetycznego w Moskwie. Wobec groźby utraty rynku, wniosek ten wydają się podzielać zarówno kręgi rządowe, jak i Gazprom, ostoja i realizator oficjalnej doktryny energetycznej, przypisującej wiodącą rolę gazowi sieciowemu i dalszemu rozwojowi infrastruktury transportowej w tym zakresie.

Według planów Ministerstwa Energetyki, Rosja powinna w perspektywie do 2035 roku znacząco umocnić swoją pozycję na światowym rynku LNG, zwiększając swój udział w globalnym eksporcie z obecnych 4-5 proc. do 15-20 proc. Aby to osiągnąć niezbędna jest jednak rozbudowa mocy produkcyjnych z obecnych 21 mln ton do 100 mln ton. Podstawowym składnikiem tych mocy mają być inwestycje Novateku na Półwyspie Jamał – Arctic LNG.

Szacowane nakłady z tym związane to ponad 10 bilionów rubli (165 mld dolarów). Chociaż przy istniejących ograniczeniach w dostępie Rosji i jej podmiotów do międzynarodowych rynków kapitałowych, bariera finansowa może być istotną przeszkodą w realizacji planów, to jednak nie ona jest postrzegana jako podstawowa. Główną przeszkodą jawi się czynnik technologiczny, związany z praktycznie całkowitym uzależnieniem Rosji od importu, objętego sankcjami USA i UE. A to zachodnie firmy są wiodącymi dostawcami maszyn i urządzeń do produkcji LNG.

Ministerstwo Energetyki deklaruje wprawdzie, że Rosja jest w stanie już w perspektywie najbliższych lat uruchomić produkcję własną nawet 80 proc. niezbędnych urządzeń, a w następnych 5-7 latach pozostałą część. Wielu ekspertów jednak nie podziela oficjalnego optymizmu, wskazując, że także w dalszej perspektywie Rosja nie jest w stanie całkowicie uniezależnić się od importu. Pesymistycznie do tego podchodzi nawet „gospodarz” tematu – rosyjskie Ministerstwo Przemysłu i Handlu, które planuje pełne oparcie produkcji LNG na technologii własnej, nie wcześniej niż w 2035 roku.

Rosyjski dylemat pozostaje

Zdaniem analityków, dalsze przywiązanie do tradycyjnego gazu sieciowego, zagraża strategicznym interesom Rosji na światowym rynku gazowym. Ilustruje to pogarszająca się sytuacja Gazpromu. Ignorowanie przez ostatnie 20 lat LNG jest postrzegane jako jego istotny błąd strategiczny, skutkujący utratą pozycji rynkowej. Z czołowej firmy światowej z kapitalizacją w 2008 roku na poziomie 365 mld dolarów i zapowiedzią jej prezesa, że w ciągu następnych 7-8 lat osiągnie ona 1 bilion dolarów, Gazprom przekształcił się w „średniaka” z aktualną kapitalizacją 54 mld dolarów.

[powiazane4]

Spadek dotyczy również jego pozycji na rynku rosyjskim. Z pierwszej pozycji i „okrętu flagowego” rosyjskiej gospodarki spadł on pod względem poziomu kapitalizacji na czwarte miejsce. W sposób szczególny odnotowane zostało wydarzenie z września bieżącego roku, kiedy to konkurent Gazpromu z rynku gazowego, jak podkreślają analitycy, stworzony od zera i dysponujący niepomiernie mniejszym potencjałem Novatek, osiągnął wyższą od niego kapitalizację. Tendencje te odczytywane są jako wyraz dezaprobaty dla strategii Gazpromu i braku wiary inwestorów w efektywność jego inwestycji infrastrukturalnych, przy odwrotnej ocenie strategii Novateku, opierającej się na inwestowaniu w rozwój LNG.

Niezależnie od wymienionych ograniczeń Rosji będzie trudno zrealizować \ambitne plany. Dynamiczny rozwój produkcji LNG, przede wszystkim w Australii, Katarze, USA, Malezji i bliskość azjatyckiego rynku zbytu, powoduje, że rosyjskim producentom będzie niezmiernie trudno konkurować na warunkach rynkowych swoim LNG, pochodzącym ze złóż z regionów arktycznych. Nawet bezpośrednie i pośrednie (poprzez zwolnienie z podatków) wsparcie państwa – jak to się dzieje w przypadku rozpoczynającego produkcję Jamał LNG – będzie tu niewystarczające.

Wielu analityków uważa, że sens wspierania produkcji i eksportu LNG, kosztem rezygnacji z wpływów podatkowych jest wątpliwy. Tym bardziej, że prędzej czy później rosyjski LNG eksportowany przez Novatek stanie się konkurentem rosyjskiego gazu sieciowego eksportowanego przez Gazprom, który to podmiot jest ważnym źródłem zasilania budżetu, w tym z 30-procentowego podatku od eksportu gazu.

Autor: Jerzy Rutkowski, były radca w Ministerstwie Gospodarki i Ministerstwie Rozwoju.