OTOCZENIE RYNKOWE

Rynek gazu w Europie i na świecie

Średnia cena gazu w Europie w 2019 r. była niższa o 39% w porównaniu z 2018 r. (na podstawie cen odnotowanych na TTF, GASPOOL, NCG(Net Connect Germany) – niemiecki hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w południowych Niemczech, NBPNational Balancing Point, brytyjski hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w Wielkiej Brytanii i TGE) – zmiana z poziomu 23,15 EUR/MWh w 2018 r. na 14,08 EUR/MWh. Największe spadki odnotowano w Holandii (TTF) oraz Wielkiej Brytanii (NBPNational Balancing Point, brytyjski hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w Wielkiej Brytanii) – średnio ponad 40%, a najmniejszy w Polsce – ok. 36%.

 

Średnie miesięczne spotowe ceny gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z ICE(ang. Intercontinental Exchange) – amerykańska giełda wyspecjalizowana w handlu energią i surowcami.}

 

W okresie zimowym temperatura w Europie zazwyczaj kształtowała się powyżej sezonowej normy, co skutkowało zmniejszonym zapotrzebowaniem na gaz do celów grzewczych. Jednocześnie bardzo wzrósł import LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji do Europy – o 60% w porównaniu z 2018 r. – w efekcie mniejszego zapotrzebowania na gaz ziemny w Azji (wyższe temperatury i mniejsze tempo wzrostu produkcji przemysłowej) oraz w związku z pojawieniem się nowych mocy skraplających w Stanach Zjednoczonych i Rosji. LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji z USA eksportowano do Europy nawet poniżej progu opłacalności. W tym okresie wzrost popytu w Europie wyniósł 3%. Utrzymująca się nadpodaż surowca wywarła presję na cenie, która na wszystkich europejskich rynkach spadała konsekwentnie aż do września, osiągając najniższą w historii wartość miesięczną – 9,68 EUR/MWh.

W II połowie 2019 r. istotnym czynnikiem wpływającym na ceny gazu w Europie był wysoki stan napełnienia magazynów gazu. Niepewna przyszłość przesyłu rosyjskiego gazu przez infrastrukturę Ukrainy oraz relatywnie niska cena przyczyniły się do zwiększenia tempa zatłaczania gazu, a poziom 90% zapełnienia został osiągnięty już w sierpniu. 
W IV kwartale zaobserwowano wzrost cen gazu w Europie, jednak jego średnia cena w tym czasie była o 48% niższa niż w analogicznym okresie 2018 r. Trend niskich cen był na tyle silny, że w 2019 r. średnia cena gazu w IV kwartale była niższa niż w II kwartale. Dalsze spadki zostały ograniczone dzięki zastępowaniu produkcji energii elektrycznej z bloków węglowych jednostkami zasilanymi gazem ziemnym. Substytucja między tymi dwoma surowcami energetycznymi była jednym z powodów zwiększenia europejskiego popytu na gaz w 2019 r.

Główne kierunki importu gazu do Europy

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.}

 

Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy w 2019 r. wyniósł 3690 TWh, z czego 45% dostaw (1667 TWh) pochodziło z Rosji. Udział importu gazociągami z Rosji nieznacznie spadł poniżej poziomu z 2018 r. Drugim największym dostawcą gazu w Europie była Norwegia – 876 TWh (80 mld m3) – co odpowiadało 24% dostaw. Import z Afryki Północnej wyniósł 293 TWh (26,5 mld m3, 8% dostaw), natomiast dostawy LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji do europejskich terminali były równe 852 TWh (23% importowanego wolumenu).

LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji

Globalny handel LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji wzrósł o 12% w porównaniu z 2018 r., osiągając ponad 483 mld m3 dostarczonego gazu po regazyfikacji. Wzrost względem 2018 r. (52 mld m3) był spowodowany uruchomieniem nowych zdolności skraplających m.in. w Australii, Stanach Zjednoczonych i Rosji. Wśród państw największy przyrost eksportu w latach 2018–2019 odnotowano w USA – o 20 mld m3, natomiast najwyraźniejsze zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Europie – o niemal 50 mld m3 w porównaniu z 2018 r.

Rynek gazu w Polsce

Rosnący popyt na gaz ziemny w Polsce zaspokajany jest przez wydobycie krajowe oraz import. Paliwo trafia do państwa przez rozbudowaną sieć systemu przesyłowego, a od 2016 r. system zasilają również dostawy LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji. Obrót gazem odbywa się na TGE, natomiast za pomocą sieci dystrybucyjnych i przesyłowych gaz fizycznie rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy system gazowy uzupełniają magazyny gazu.

Popyt na gaz ziemny w Polsce i jego struktura

Konsumpcja gazu wysokometanowego sieciowego w Polsce w 2019 r. (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku OTC i TGE) wyniosła ok. 183,5 TWh. W porównaniu z 2018 r. odnotowano wzrost wolumenu o 2,9 TWh, czyli o 1,6% r/r. Do zwiększenia konsumpcji przyczynił się wzrost zużycia gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej (+7,3% r/r), na co wpływ miało uruchomienie nowych bloków gazowych. Zapotrzebowanie sieci dystrybucyjnej ukształtowało się na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego (-0,3% r/r). 

System przesyłowy

Zarządzaniem siecią przesyłową oraz dostarczaniem gazu do sieci dystrybucyjnych i odbiorców końcowych podłączonych do systemu przesyłowego zajmuje się GAZ-SYSTEM. System przesyłowy składa się z Systemu Gazociągów Tranzytowych (SGT) oraz Krajowego Systemu Przesyłowego (wysokometanowego E i zaazotowanego Lw).

Baltic Pipe

Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim rynku. Ma umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i Polsce, a także do odbiorców w sąsiednich krajach. Przepustowość Baltic Pipe sięgnie 10 mld m3 rocznie do Polski oraz do 3 mld m3 rocznie do Danii i Szwecji. 
Realizujący projekt operatorzy polskiego i duńskiego systemu przesyłowego GAZ-SYSTEM oraz Energinet podjęli ostateczną decyzję inwestycyjną w 2018 r. W 2019 r. kontynuują prace przygotowawcze do budowy, w tym te zmierzające do uzyskania decyzji środowiskowych, lokalizacyjnych i pozwoleń na budowę poszczególnych elementów planowanej infrastruktury. Prace budowlane są rozpisane na lata 2020–2022. Uruchomienie transportu gazu jest zaplanowane na 1 października 2022 r.

Terminal LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji

Nominalna moc regazyfikacji terminalu LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji w Świnoujściu to 5 mld m3 (po regazyfikacji) gazu ziemnego rocznie, który trafia do sieci przesyłowej. PGNiG SA dysponuje 100% zdolności regazyfikacji do 2035 r. W październiku 2019 r. operator terminala – firma Polskie LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji SA – podpisała umowę na zakup regazyfikatorów SCV, co pozwoli zwiększyć nominalną moc regazyfikacji do 7,5 mld m3 gazu rocznie. LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji jest również transportowane cysternami, a wolumen gazu dostarczanego do sieci z terminalu, jak i paliwa, które trafia do odbiorców końcowych w postaci skroplonej (tzw. LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji małej skali), systematycznie rośnie. 

Import

W 2019 r. odnotowano wzrost wolumenu importowanego paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 183,71 TWh (wzrost o ok. 20,7 TWh, czyli mniej więcej 12,7%), przy czym dostawy z kierunku wschodniego spadły o 0,2%, natomiast z UE wzrosły o niemal 40% w porównaniu z 2018 r. Większość importowanego surowca (ok. 54% w łącznym przepływie paliwa) dostarczono z kierunku wschodniego.

 

W 2019 r. wzrósł wolumen gazu zregazyfikowanego w terminalu LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji w Świnoujściu o 23,6% w porównaniu z 2018 r. w wyniku zakupów na rynku spotowym oraz odbioru dostawy w ramach długoterminowego kontraktu z firmą Cheniere.
W 2019 r. PGNiG odebrało w sumie 18 ładunków LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas. Wolumen importu LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji z Kataru wyniósł 1,65 mln ton, czyli ok. 25,08 TWh lub 2,29 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji. Ponadto w 2019 r. PGNiG zakupiło dziesięć spotowych dostaw o łącznym wolumenie 0,61 mln ton, tj. ok. 9,34 TWh lub 0,85 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji. Źródłami spotowych dostaw były Norwegia (3 dostawy) i USA (7 dostaw), a zrealizowano je we współpracy z biurem handlowym LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji w Londynie. W 2019 r. PGNiG odebrało także dwa ładunki LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji na podstawie kontraktu średnioterminowego z firmą Centrica.
Łącznie w 2019 r. PGNiG zaimportowało poprzez terminal LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji 31 ładunków LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji o całkowitym wolumenie 2,46 mln ton, czyli. ok. 3,43 mld m3 gazu ziemnego po regazyfikacji.

Magazynowanie gazu

Średni dobowy pobór gazu z polskich PMG w okresie wytłaczania wyniósł w 2019 r. 75 GWh, o 45% mniej niż w poprzednim roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w 2019 r. wyniosło 127 GWh/dobę, o 8 GWh/dobę więcej niż w 2018 r.
Na koniec 2019 r. poziom napełnienia magazynów w Polsce wyniósł ok. 92,3% i był o 26 p.p. wyższy od poziomu odnotowanego na koniec poprzedniego roku. Na innych rynkach europejskich również zaobserwowano zwiększenie stanu magazynów – w Niemczech jest to 97% w porównaniu z 75% na koniec 2018 r.
 

Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2018–2019

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Gas Infrastructure Europe, Gas Storage Europe.}

 

Towarowa Giełda Energii 

Wolumen obrotu na kontraktach terminowych towarowych (RTT) na TGE w latach 2018–2019 (TWh)

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.