Menu
Patronat honorowy Patronage
  1. Główna
  2. >
  3. Energetyka konwencjonalna
  4. >
  5. Co oznacza amerykański szlaban na eksport LNG

Co oznacza amerykański szlaban na eksport LNG

Decyzja administracji Joe Bidena o wstrzymaniu zgód na nowe terminale LNG będzie miała długofalowe skutki dla amerykańskich inwestycji w nowe złoża gazu
LNG tanker on the ocean

26 stycznia 2024 prezydent USA zdecydował o zawieszeniu wyrażania zgody na eksport LNG przez nowe terminale LNG – inne niż te, dla których już takie zgody eksportowe były wydane. Zawieszenie będzie działać co najmniej rok ale brak takich zgód może potrwać wiele lat.

Decyzja z 26.01.24 uderza w zaawansowane cztery projekty o łącznej zdolności do eksportu 340 mln m szesc. dziennie. Projekty te miały zamknąć finansowanie w roku 2024. Obecna wielkość eksportu LNG z USA to również ok. 340 mln m szesc dziennie (przy zdolności terminali na poziomie ok 396 mln dziennie).

Sporo innych projektów eksportowych ma już zgody administracji (nazywam je dalej „zgody DOE”). Te wydane zgody DOE dotyczą nawet 50 BCf dziennie eksportu ale wiele z nich to projekty mało zaawansowane lub czekające np. na inwestycje w rurociągi lub projekty, które nie mają wystarczającej ilości chętnych do odbioru ich usług. Te już dawniej wydane zgody DOE mają „okres ważności” (siedem lat) i jeśli administracja rządowa nie będzie chciała ich przedłużyć, to wygasną.

W budowie jest też grupa nowych terminali LNG (czyli już mających zgody DOE a jeszcze nie eksportujących, jest to siedem projektów na około 340 mln m szesc dziennie eksportu). Zatem po ich ukończeniu eksport LNG z USA i tak się zwiększy o 100 % w stosunku do roku 2023. Patrząc tylko na rynek światowy można by przypuszczać, że skutki decyzji z 26.01.24 nie ujawnią się na nim tak szybko.

Poprzednia administracja USA (prezydenta Trumpa) dokonała dwóch zmian polityki w zakresie zgód DOE dla już istniejących terminali. Pierwsza z nich dotyczyła zwiększenia czasu we wszystkich zgodach DOE na czas do roku 2050 (wcześniej wydawano tylko dwudziestoletnie licencje). Druga z nich rozszerzyła już wydane zgody DOE dla istniejących terminali też na operowanie na rynku „spot” (czyli poza umowami długoterminowymi).

Warto zauważyć, że złoża gazu łupkowego znajdują się głównie w stanach gdzie rządzą republikanie. Zatem decyzja prezydenta Bidena o wstrzymaniu wydawania zgód DOE wywołała spory szum medialny i protesty tych stanów gdzie są te złoża. Kontrolowana przez Republikanów Izba Reprezentantów już uchwaliła ustawę odbierającą Departamentowi Energii prawo wydawania licencji na eksport i przyznającą je Federalnej Komisji Energii, choć nie wiadomo czy wejdzie w życie – musi je potwierdzić Senat i podpisać prezydent.

Chcesz terminal, pokaż klientów

Moim zdaniem skutki decyzji z 26.01.24 są o wiele głębsze niż wynikałoby to tylko z podanych wcześniej liczb.

Budowa terminali do eksportu LNG odbywa się wyłącznie po podpisaniu odpowiedniej ilości kontraktów długoterminowych na ich usługi („umowy SPA”). Pokrycie umowami SPA musi być na minimum 70-80 % zdolności produkcyjnej po to, aby banki dały zgodę na finansowanie. Jednakże zgodę DOE uzyskiwano po zebraniu minimum 50 % umów – stąd wiele projektów, które ciągle nie mają zamkniętego finansowania i to pomimo posiadania takich zgód DOE.

Wśród dziewięciu projektów, które podpisały umowy SPA w 2023 r., znajdują się trzy proponowane projekty (nie mające jeszcze zgody DOE ale były już bardzo bliskie jej uzyskania) oraz dwa projekty, które uzyskały odpowiednie zezwolenia organów regulacyjnych wcześniej a teraz uzupełniają pakiet kontraktów. Te dwa projekty to już zatwierdzone projekty, które zwiększyłyby możliwości eksportu amerykańskiego LNG o około 107 mln m szesc dziennie (posiadają zezwolenia eksportowe DOE), ale nie osiągnęły jeszcze etapu FID bo nie mają wystarczającej ilości podpisanych umów SPA.

Warunki zawartych w roku 2023 umów SPA były typowe dla wielu długoterminowych umów eksportowych amerykańskiego LNG. Okres obowiązywania umowy w przypadku około trzech czwartych umów SPA wynosił 20 lat, począwszy od momentu rozpoczęcia działalności komercyjnej w ramach projektu; najwcześniejszym terminem rozpoczęcia byłby trzeci kwartał 2024 r. Ponadto około 94% wolumenów w umowach SPA zostało sprzedanych na zasadzie franco-on-board (FOB), co oznacza, że kupujący przejmuje LNG na własność w terminalu załadunkowym i płaci za produkt w tym miejscu dostawy.

Ponad połowa umów SPA z roku 2023 r. jest indeksowana w oparciu o referencyjną cenę gazu ziemnego Henry Hub w USA w porównaniu z około dwiema trzecimi umów SPA podpisanych w 2022 r. Wolumeny w pozostałych umów SOPA zawartych w roku 2023 r. będą podlegać innemu mechanizmowi cenowemu, np. indeksowanie do ceny referencyjnej ropy naftowej lub innej ceny referencyjnej gazu ziemnego.

Kontrakty napędzają odwierty

Te informacje wskazują na to, iż na przełomie 2022 i 2023 zaczęła się dość istotna ale ukryta zmiana charakteru umów zawieranych na eksport gazu z USA.

Do roku 2021 mechanizm finansowania rynku polegał na tym, iż klient z dalekiego kraju godził się na kontrakt typu: cena za skraplanie (rewaloryzowana) powiększona o np. 105% ceny na Henry Hub. Do tego w pakiecie ten klient dawał gwarancję take-or-pay na całość kontraktu (np. na 15 lat) w zakresie płacenia za samo skraplanie. Tego typu kontrakt wystawiał klienta umowy SPA na co najmniej dwa duże ryzyka: długie oczekiwanie na rozpoczęcie działalności komercyjnej przez terminal (nawet wiele lat czekania na sfinansowanie budowy wszystkimi kontraktami SPA, otrzymanie zgód, wyłonienie wykonawcy i uruchomienie komercyjne terminala). Drugi typ ryzyka dla zagranicznego klienta polegał na uzależnieniu ceny za gaz od ceny na Henry Hub w przyszłości.

Tego typu kontrakty stanowią siłę napędową do kolejnych setek odwiertów w poszukiwaniu gazu łupkowego. Mali producenci, aby osiągnąć zyski, musieli tylko zrealizować odwierty (tu jest małe ryzyko geologiczne) oraz wykupić prawa w gazociągach przesyłowych na południe tak aby pokazać bankom, iż ich gaz dotrze do określonego terminala LNG. Banki dawały im bez kłopotów kredyt pod zastaw „praw przesyłu w sieci” i pod zastaw koncesji na określonym obszarze. Ta sytuacja była zatem bonanzą dla niewielkich firm o niekoniecznie dużych kapitałach własnych. Stąd sytuacja na rynku do roku 2021 gdzie największy producent czyli EQT miał nie więcej niż 7 % rynku.

Od roku 2022, też powodu skoków cenowych i na Henry Hub i na świecie klienci zagraniczni zaczęli żądać kontraktów o mniejszym poziomie ryzyka biznesowego.  Wynikało to także ze wzrostu ceny na Henry Hub. O ile w okresie 2019 – 2021 ceny utrzymywały się w rejonie 2,5 – 4 USD/ MBtu to nagle w roku 2022, dzięki atakowi Rosji na Ukrainę, ceny poszybowały w rejon nawet 7 – 8 USD/MBtu).

Przyczyny dla których cena na Henry Hub przestała być stabilna tkwią w samej strukturze układu gazociągów i dostaw gazu w USA. Do roku 2003 kluczowe dla USA było wydobycie gazu na morzu, na południe od Teksasu i Luizjany i było to 73 – 75  % (nawet 13 BCf dziennie w roku 1990), wydobycie w stanach południowych było rzędu 18 % a reszta to było wydobycie w stanach na północy USA. Brakujący gaz dostarczała Kanada i regazyfikowano pewne ilości LNG z Jemenu.

Na takim rynku tysiące podmiotów umówiło się, iż dobrym miejscem do rozliczania gazu będzie miejsce w Erath w Luizjanie, przez które „uśredniony gaz” trafiał na północ – tak powstał indeks Henry Hub. Zatem na południe od tego miejsca rozliczeniowego było dużo gazu a jego cena dość stabilna (i duże obroty giełdowe). Tysiące podmiotów w USA przyzwyczaiło się do tego, iż mają cenę zależną od Henry Hub plus cena za transport i narzuty za obrót gazem. A cena na Henry Hub była dość niska i stabilna dzięki konkurencji wielu dostawców z morza.

shale gas
Wydobycie gazu łupkowego przenosi się na północ USA, a coraz większą rolę odgrywają złoża takie jak Marcellus w Appalachach i Bakken w Minnesocie i Płn Dakocie. Źródło: Agencja Informacji o Energii USA

Ten system działał dobrze jeszcze w 2013 i kilku następnych latach nawet gdy wydobycie na morzu spadło do 30 % a zamiast tego weszli producenci z południa. Obecnie jednak wydobycie gazu jest praktycznie tylko na lądzie i to w większości na północy USA. Obszary Marcellus i Utica (czyli stany Pensylwania, Wirginia, Zachodnia Wirginia, Ohio i Nowy Jork) mają już 37 % produkcji gazu w roku 2023. Dodatkowo obszar Bakken (stany Północna Dakota i Montana) odpowiada już za 21 % produkcji gazu w USA. Pozycja południowych stanów USA zmniejszyła się zatem do 42 % produkcji gazu.

Konsumenci chcą taniego gazu

Eksport gazu z USA osiągnął już w roku 2023 około 10 % produkcji całego USA a po wybudowaniu tych terminali, które już są budowane i mają zgody to za trzy lata 20 % produkcji gazu w USA będzie eksportowane a może nawet 24 – 28 %. Zatem  w lutym 2024 cena na Henry Hub jest już ceną uśrednioną z cen producentów z południa plus pewna ilość gazu transportowana z północy na południe – tego nigdy wcześniej nie było.

Dodatkowo w roku 2022 i 2023 zaczęło się podpisywanie kontraktów bezpośrednio pomiędzy grupami producentów gazu łupkowego a klientami zagranicznymi. Te umowy „bezpośrednie” przewidują, że określone ilości gazu zostaną wydobyte, przetransportowane (tutaj zatem blokuje się gazociągi wykupując ich zdolność przesyłową), skroplone (co umożliwi finansowanie budowy terminala) i sprzedane. Powstała sytuacja, że znaczna część odbiorców podpisując nowe umowy SPA zaczyna mieć je rewaloryzowane inaczej, nie poprzez cenę Henry Hub ale w inny sposób dogodny dla producentów z północy USA.

W roku 2022 po raz pierwszy duże zapotrzebowanie dla celów eksportu spowodowało „zaciąganie” większych ilości gazu z północy i podbiło cenę na Henry Hub. Tysiące odbiorców w środkowym USA i nawet na północy miało „z rozpędu” ceny indeksowane do indeksu Henry Hub i zapłaciło za gaz przy rozliczeniach za 2002 i w ciągu 2023 znaczące sumy. Niektórzy publicyści twierdzą, że pomoc dla Europy i wysłanie tam dodatkowego gazu kosztowała w sposób ukryty gospodarstwa domowe w USA nawet 100 mld dolarów USA (poprzez wzrost cen).

Wzrost cen wynika z prostych przyczyn– złożą gazu łupkowego to nie magazyny gazu. Nie mogą produkować w zmiennym rytmie, bo producenci muszą utrzymywać cały czas wydobycie. Najczęściej mają sprzedany ten gaz na kontraktach 1-2 letnich – to jest dodatkowy obowiązek wobec banków (poza posiadaniem umów na transport gazu muszą część swojej produkcji mieć zawsze już sprzedaną w krótkoterminowych kontraktach). Jeśli zbiegły się wzrost zapotrzebowania na eksportowany gaz, niższe temperatury  i ożywienie gospodarcze w 2022 to nagle zużycie poszło w górę i zabrakło gazu więc jego ceny wzrosły nawet o 80 %.

Administracja prezydenta Bidena zorientowała się, że dalsze dawanie zgód na eksport LNG spowoduje, że powiedzmy 25 % lub więcej produkcji całego USA będzie eksportowane. Gaz nie będzie płynął wtedy na północ,  ale wręcz południe będzie coraz częściej „pociągać gaz” z północy. Ze względu na zbliżające się wybory w XI 2024 postanowiono politycznie pokazać, iż administracja „coś robi” więc wprowadzono zawieszenie wyrażania zgód na nowe eksportowe terminale LNG.

Kto nie chce eksportu w USA

Dodatkowa przyczyna decyzji administracji wynikała z piku cenowego jaki miał miejsce w styczniu 2024:

Przyczyną piku była fala chłodu w USA oraz rosnący eksport z terminali południowych. Ten krótki okres piku cenowego ze stycznia 2024 odbije się na finansach milionów obywateli USA. Zimno doskwierało nawet Teksańczykom, ale Teksas miał przygotowane w rezerwie elektrownie gazowe, które uruchomiono W ten sposób  teksański rynek energii (ERCOT) wyczerpał dostępny gaz. W samym Teksasie ta styczniowa interwencja kosztować będzie odbiorców około 2 mld USD a jednocześnie to ona pośrednio była jednym z czynników, który wpłynął na cenę na indeksie Henry Hub.

Administracja USA wie, iż Kanadyjczycy właśnie uruchamiają LNG Canada (nowy terminal na zachodnim wybrzeżu Kanady) i zaczną wreszcie sami eksportować gaz. Całe dziesięciolecia musieli go za pół ceny sprzedawać do USA, które sobie go eksportowały (tzn. fizycznie gaz kanadyjski szedł do odbiorców na północy USA a w zamian był dodatkowy gaz na eksport ale zarabiali na tym Amerykanie). Teraz jednak ilość gazu wysyłana z Kanady będzie coraz mniejsza bo następne terminale LNG też będą budowane.

Dodatkowo doszła sprawa terminalu VG w Calcasieu Pass i jego działań z wysyłką gazu mimo tego, iż formalnie nie zawiadomił klientów o „uruchomieniu komercyjnej działalności”. Ten terminal będąc cały czas „na rozruchu” produkuje niekiedy 3 lub 4 statki z LNG na tydzień,

W USA dystrybucją gazu zajmują się np. spółki miejskie czy wręcz spółdzielnie lub bardzo małe firmy. Wiele z nich ma słabe kapitały i do razu fakturuje odbiorców gazu. A ci odbiorcy gazu zaczęli głośno wyrażać swoje niezadowolenie. Zatem administracja USA zareagowała i 26 stycznia wydała decyzję o wstrzymaniu zgód.

Czy sytuacja jakoś się zmieni? Warto pamiętać, że działają tutaj dwie agencje rządowe. DOE wydaje tylko zgody na eksport dla nowych terminali. Natomiast FERC, czyli regulator sektora w USA, nie ma prawa w ogóle ingerowania w przesył gazu i jego ceny. FERC ma tylko prawo wydawać zgodę techniczną na nowe gazociągi, o ile są one uzasadnione ekonomicznie. Zatem tak naprawdę administracja Bidena (czy Trumpa) nie zmieni znacząco sytuacji na rynku gazu poprzez decyzję nie wydawania nowych zgód DOE.

Producenci gazu w USA wolą sprzedawać jak najwięcej na eksport czyli tam gdzie mają podpisane długoletnie kontrakty i to z dobrymi gwarancjami wiarygodnych finansowo odbiorców. Sprzedawanie na rynek wewnętrzny to dla nich większe ryzyko, przez wiele miesięcy ceny na północy są niższe niż na Henry Hub bo tam gaz jest zużywany głownie do produkcji energii,  ale często przez źródła szczytowe. Ponadto niskie kapitały potencjalnych odbiorców gazu wykluczają podpisanie z nimi umów na 15 czy 20 lat.

Sytuacja w USA jest podobna do tego co przez całe lata miał Gazprom – u niego też przychody z eksportu do Europy były często identyczne z wielkością wydatków na inwestycje w danym roku. Zatem eksport przez terminale „rozruszał rynek wydobywczy” w USA ale równie dobrze może go wygasić. Paradoksalnie, jeśli wydobycie gazu w USA nie będzie wzrastać to blisko 670 mln m szesc dziennie eksportowanego gazu będzie o wiele częściej wywoływać piki cenowe, bo rynek będzie płytszy.

Podatki zagazują sektor?

Istnieje inne duże ryzyko dla całości eksportu LNG z USA i jest nim polityka podatkowa.

Obecnie producenci gazu łupkowego cieszą się olbrzymimi przywilejami i płacone przez nich podatki są niewielkie. Mają prawo do odpisywania w różny sposób strat z poszukiwania i przygotowania nieudanych odwiertów i bardzo niskie są podatki lokalne. Zysk z wydobycia trafia także do setek właścicieli nieruchomości (za przesył gazu przez ich tereny) a także zawsze płacą posiadaczowi gruntu pewien udział w zyskach z wydobycia. Zatem tysiące ludzi ma nisko opodatkowane dochody co napędza gospodarkę tych stanów, gdzie rządzą republikanie.

Jeśli jednak prezydent Biden  zdoła wygrać reelekcję a demokraci obejmą większość i w Kongresie i w Senacie USA to może zajść sytuacja jak za pierwszej kadencji prezydenta Obamy gdy trwały próby znacznego zwiększenia podatków nakładanych na ten dość dochodowy sektor. Jeśli zatem demokratom uda się przejęcie pełni władzy to można oczekiwać fali nowych podatków, które uderzą przede wszystkim w stany „republikańskie”.

Wyższe podatki natychmiast zmniejszą ilość nowych odwiertów a to oznacza spadek wydobycia gazu łupkowego. Złożą gazu łupkowego wymagają ciągle nowych wierceń odwiertów bo czas działania pojedynczego odwiertu to 6-10 lat.

W czasie swojej pierwszej kadencji prezydent Obama (gdy miał po swojej stronie i Kongres i Senat) to jako rozsądny polityk nie zgodził się na dodatkowe opodatkowanie przemysłu wydobywczego bo rozumiał czym to grozi. Czy jednak administracja prezydenta Bidena (po ewentualnej jego reelekcji) będzie tak rozsądna – nie wiemy. To jest najważniejsze ryzyko jakie może czekać rynek gazu w USA.

Ropa naftowa drożała w ostatnich dniach stycznia. Czy będzie podbijać inflację w stopniu niepokojącym banki centralne? I co z cenami na polskich stacjach paliw?
Green fuel pistols on fuel station.
Green fuel pistols on fuel station.
Ponad 3 mld zł wsparcia z Funduszu Modernizacyjnego przydzielono dla 17 projektów energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych. To wciąż perspektywiczny biznes, a chętnych było dwa razy więcej.
smieci odpady spalarnie tpo elektrocieplownie
Wsparcie dla energetycznego wykorzystania odpadów z Funduszu Modernizacyjnego - stan na luty 2024 r.
Dlaczego wydobycie węgla kamiennego w Polsce spada od 45 lat, podczas gdy globalny popyt na węgiel jest najwyższy w historii, a Indonezja czy Australia święcą rekordy eksportu? Dlaczego w II RP wydobywaliśmy więcej węgla niż Chiny, za PRL byliśmy drugim eksporterem na świecie, a dziś importujemy to paliwo? Jak zmieniły się wydajność i płace w polskim górnictwie przez 100 lat? Czy branżę da się jeszcze uratować?
wydobycie wegla kamiennego na swiecie wydajnosc
Partner działu Klimat:
Rynek energii rozwija:
Jeśli ktoś się zastanawiał, jak zmusić instalacje spoza ETS, którym nie straszna jest taksonomia czy raportowanie giełdowe, do określenia ścieżki dekarbonizacji i trzymania się jej – to już nie musi.
świnia co2
Zielone technologie rozwijają:

Śledź zmiany w energetyce.
Zapisz się do naszego newslettera!