Węgiel i rosyjski skroplony gaz ziemny LNG – to obecnie przyszłość europejskiego miksu paliwowego w okresie lato-zima 2024/2025. Winne są wysokie ceny i duży popyt w Azji dokąd trafia coraz więcej LNG z USA. Z kolei węgiel jest coraz tańszy i prawdopodobnie kraje Europy Środkowej, ale i Niemcy, zastąpią nim gaz w sezonie zimowym.
W lipcu dostawy LNG z USA do Europy spadły w dużej mierze z racji awarii i przekierowania gazowców do portów azjatyckich gdzie ceny nagle wzrosły. Na miejsce amerykańskiego LNG na europejskim rynku szybko pojawił się gaz rosyjski, zaś różnica w amerykańskich i rosyjskich dostawach do Europy Zachodniej jest obecnie najmniejsza licząc od końca 2021 roku. Przewaga USA nad Rosją w Europie w zakresie LNG maleje.
Rosyjski gaz pochodzi głównie z odwiertów Jamał LNG w Arktyce. Jak powiedziała Bloomberg dr Katia Jafimawa z Oxford Institute for Energy Studies, Europa chce zmniejszyć swoje uzależnienie od rosyjskiego LNG, ale rynek światowy obecnie tak działa, że jest to skrajnie trudne.
„Wciąż jest ciasno, a bardziej elastyczne wolumeny mogą odpłynąć. Można spodziewać się większej konkurencji bliżej i w trakcie sezonu zimowego” – dodała. Paradoksalnie taki kształt rynku światowego uformowały unijne sankcje. Utrudniły bowiem Rosji transport LNG po całym świecie, ale nie wprowadziły zakazu importu tego gazu do Europy. W efekcie od początku wojny sprzedaż do głównych odbiorców, Francji i Hiszpanii nawet wzrosła.
Dodatkowym problemem jest poleganie na dostawach z USA, gdzie umowy długoterminowe zawierane są niechętnie. Amerykańscy dostawcy za to chętnie „grają rynkiem” i zmieniają miejsce przeznaczenia ładunku na porty, w których mogą uzyskać wyższą cenę. Obecnie jest to Azja, gdzie na ładunku średniego gazowca można zarobić 5 mln dolarów w stosunku do portów europejskich, co rekompensuje koszty dłuższego rejsu i daje całkiem wysoką premię. LNG poszukuje równie Egipt, co zwiększa presję na rynku, zaś Katar zmniejszył wyraźnie dostawy do Europy, a jest to trzeci co do wielkości dostawca po Rosji i USA.
W lipcu całkowity eksport LNG do Europy spadł o 20% w porównaniu z czerwcem, ale poza letnim zastojem w popycie spowodowane jest to zamknięciem na 2 tygodnie największego terminala gazowego w USA we Freeport w Teksasie z powodu huraganu Beryl. Według Jeana Heintza z Wideangle Energy, dostawy z USA do Azji wzrosły w lipcu do najwyższego poziomu od 2021 roku.
Co ciekawe, jeszcze więcej rosyjskiego LNG może trafić do Europy poczynając od końca marca 2025 roku. Wejdzie wtedy w życie pakiet sankcji dotyczący przeładunków, według którego ani rosyjskie tankowce, ani gazowce nie będą mogły dokonywać przeładunków w europejskich portach na inne statki, by te przewiozły paliwa do Azji. Wiadomo już, że do tych sankcji może nie przyłączyć się Turcja. Ale tureckie porty nie obsłużą wszystkich rosyjskich ładunków, więc wygodniej będzie zostawić LNG w Europie, zwłaszcza że sankcje nic nie mówią o eksporcie do Europy.
Jednak tak będzie dopiero na przedwiośniu. Zimą tymczasem sytuacja może wyglądać inaczej. Gaz zarówno CNG, jak i LNG drożeje, a europejscy konsumenci mogą już mieć ogromne problemy ze sfinansowaniem tego wzrostu w rachunkach np. za ciepło systemowe. Tymczasem ceny gazu wzrosły o 40% w stosunku do najniższych notowań z 23 lutego i wyraźnie widać, że odwraca się trend, który spowodował spadek cen gazu do trzyletniego minimum.
Coraz częściej analitycy mówią, że obecna zimą może być „zimą węgla” jako paliwa energetycznego i to nie tylko w Europie Środkowej, ale także w krajach, które starały się wypchnąć węgiel ze swego miksu energetycznego. Chodzi zwłaszcza o Niemcy, bowiem Francja, Włochy i Wlk. Brytania mają ograniczone możliwości stosowania tego paliwa.
Problemem jest to, że elektrownie opalane węglem emitującym dwukrotnie więcej dwutlenku węgla na megawatogodzinę wytworzonej energii (MWh) niż bloki energetyczne opalane gazem mają o wiele wyższe koszty zezwoleń na emisję CO2. Ale cena zezwoleń pozostaje poniżej rekordowego poziomu z 2023 roku, który wyniósł ponad 100 euro za tonę metryczną. Obecnie bowiem jest to 68 euro. LSEG twierdzi, że przy cenie poniżej 80 euro za tonę metryczną wysokowydajne elektrownie węglowe zastąpią elektrownie gazowe od I kw. 2025 roku. Jak twierdzi Petter Norby, analityk ds. energii w LSEG, należy się spodziewać, że wiele nisko- i średniowydajnych elektrowni gazowych zostanie zastąpionych przez średnio- i wysokowydajne elektrownie węglowe i to poczynając od listopada br.
Z kolei Andy Sommer, szef analizy fundamentalnej, modelowania i meteorologii w szwajcarskim przedsiębiorstwie użyteczności publicznej Axpo, twierdzi, że „rynki gazu odnotowały ciągły trend wzrostowy z powodu ograniczonej podaży LNG i konserwacji w Norwegii i Wielkiej Brytanii, co doprowadziło do niższych niż przeciętne zapasów”, zaś węgiel jest tani z powodu słabego popytu w Azji, wysokich zapasów i chwiejnych trendów rynkowych. Wtóruje mu analityk Rystad Fabian Ronningen, który powiedział Reuters, że ograniczone dostawy LNG z USA i rosnące zapotrzebowanie w Azji będą nadal czynnikami wzrostowymi jeśli chodzi o ceny gazu.
Tymczasem niemiecki sektor energetyczny nadal jest zależny od węgla, podobnie jak sektor energetyczny krajów Europy Środkowej zwłaszcza Polski. W Niemczech, według Verein der Kohlenimporteure VDKI, importerzy szacują obecne roczne poziomy importu na 33 mln ton metrycznych, z czego 18 mln ton jest przeznaczonych na produkcję energii. Import spadł od 2022 roku o ok. 26,2% od czasu odcięcia dostaw gazu z Rosji a zapotrzebowanie na węgiel na potrzeby energetyczne spadło o blisko 40%. Tak więc w zimę niemieckie, polskie, czeskie, słowackie i w zapewne w mniejszym stopniu węgierskie domy będą uzyskiwały ciepło z węgla. I jeśli na rynku gazu nie ruszą wielkie inwestycje zapowiadane np. przez Katar, nie będzie to ostatnia taka zima.
