Litwini apelują o dalszą integrację elektroenergetyczną. Polacy mają obawy. W 2016 roku na rynek trafi ok. 30 mln ton LNG

System elektroenergetyczny krajów bałtyckich, LitPol Link i NordBalt
System elektroenergetyczny krajów bałtyckich, LitPol Link i NordBalt

Autorski przegląd informacji o energetyce

Litwini apelują o dalszą integrację elektroenergetyczną. Polacy mają obawy

(Wojciech Jakóbik)

Zdaniem Aleksandrasa Sruogisa, przewodniczącego Rady Nadzorczej Litgrid, powstanie nowych połączeń elektroenergetycznych Litwy: NordBalt – ze Szwecją i LitPol Link – z Polską, to pierwszy krok na drodze do budowy Unii Energetycznej w regionie. Następnym, „niezbędnym krokiem” ma być synchronizacja systemów elektroenergetycznych z Europą kontynentalną.

– Nowe połączenia elektroenergetyczne rozpoczęły nową erę dla państw bałtyckich, przekształcając je z wysp energetycznych w ważne skrzyżowanie przepływu energii. Te zmiany przynoszą niższe ceny elektryczności dla klientów i więcej bezpieczeństwa energetycznego dlaregionu. Musimy kontynuować wysiłki na rzecz zapewnienia pełnej integracji systemów energetycznych i dlatego synchronizacja systemu bałtyckiego z sieciami Europy kontynentalnej jest niezbędne – powiedział Spruogis.

Dnia 22 lutego Litwę odwiedził wiceprzewodniczący Komisji Europejskiej ds. Unii Energetycznej Marosz Szefczovicz. Jednym z kluczowych elementów budowy Unii Energetycznej jest mnożenie połączeń elektroenergetycznych. Docelowo energia ma przepływać swobodnie od Lizbony do Helsinek, Tallina, czy Aten.

Interkonektory ze Szwecją i Polską – NordBalt i LitPol Link – pozwoliły połączyć bałtyckie systemy elektroenergetyczne pierścieniem połączeń. Zdaniem Daivisa Virbickasa, dyrektora Litgridu, wsparcie Komisji Europejskiej i krajów sąsiednich było kluczowe przy realizacji tych projektów. Unia Europejska sfinansowała około 1/3 kosztów przedsięwzięć. Następny krok, czyli synchronizacja systemów elektroenergetycznych, znajduje się na liście Projektów Wspólnego Interesu (PCI). – Wierzę, że ze zdobytym doświadczeniem będziemy w stanie przyczynić się do osiągnięcia wspólnego celu pogłębionej integracji energetycznej w Europie – ocenił Virbickas.

Polacy mają swoje obawy związane z integracją sieci elektroenergetycznych w regionie. Obawiają się niekontrolowanych przepływów energii elektrycznej ze Szwecji, podobnie jak dzieje się w przypadku energii z Niemec. Ta poprzez przepływy kołowe trafia podczas dostaw do Austrii także do polskiego systemu i destabilizuje go. Polskie spółki wytwórcze obawiają się także konkurencji cenowej ze strony eksportu dla ich mocy, w tym nowych bloków węglowych.

Problemem dla realizacji celu, jakim jest przestawienie Litwy na import energii z krajów europejskich, jest obawa niektórych z nich przed efektem ewentualnego uruchomienia litewskiej elektrowni jądrowej w Visaginas. Efekt miałby znaczenie dla całego pierścienia bałtyckiego, czyli sieci połączeń elektroenergetycznych między Polską, który wbrew informacjom części mediów nie został jeszcze domknięty. Do tego potrzebne jest ukończenie połączeń w krajach bałtyckich. Pierścień połączy Danię, Niemcy, Polskę, Szwecję, Finlandię, Litwę, Łotwę i Estonię. Pozostaje pytanie, jakie moce wytwórcze będą go zasilać. Do układanki należy dodać zatem sektor wytwarzania energii ze źródeł konwencjonalnych i odnawialnych.

Chociaż energetyka jądrowa jest rozwinięta w Szwecji, nieznana jest jej przyszłość. Nie wiadomo, czy Szwedzi zdecydują się na odejście od atomu. Nie wiemy także, czy powstanie litewska elektrownia jądrowa. Polski projekt także jest w powijakach i nie ustalono dotąd jego lokalizacji.

Więcej: Domykać czy nie domykać pierścień bałtycki?

W 2016 roku na rynek trafi ok. 30 mln ton LNG

(Argus/Wojciech Jakóbik)

Światowa podaż LNG ma wzrosnąć w tym roku o około 30 mln ton. Chociaż popyt rośnie, duża ilość surowca pompowana na rynek ma zagwarantować utrzymanie się presji cenowej na dostawców. Agencja Argus prezentuje infografikę na ten temat.

Informuje, że nowe przepustowości mają już wpływ na ceny LNG, które w ostatnim półroczu spadły poniżej 5 dolarów za mmBtu.

Nowy gaz skroplony ma pochodzić z projektu Sabine Pass amerykańskiego Cheniere Energy (25 mln ton rocznie), malezyjskiego PFLNG1 należącego do Petronas (1,2 mln ton rocznie). Surowiec mają także zapewnić australijskie projekty Australia Pacific LNG (4-5 mln ton rocznie), Gorgon LNG (5,2 mln ton rocznie) i Gladstone LNG (3,9 mln ton rocznie). W drugiej połowie 2016 roku część tych projektów ma dodatkowo zwiększyć przepustowość.

Agencja Argus przypomina, że jest możliwy powrót do realizacji projektów Angola LNG (5,2 mln ton rocznie) i eksportu z terminala Balhaf w Jemenie (6,7 mln ton rocznie). Ten obiekt został zamknięty ze względu na wojnę domową.

Kryzys wydobycia węglowodorów na Morzu Północnym

(Financial Times/Wojciech Jakóbik)

Wydobycie ropy i gazu na Morzu Północnym, jedno z najdroższych na świecie, praktycznie zamarło. Wynika to z raportu Oil and Gas UK.

Według tej instytucji rządowej, w 2016 roku firmy wydobywcze mogą wywiercić do siedmiu odwiertów poszukiwawczych. To najmniejsza ilość od czasu rozpoczęcia pracy badawczej Oil and Gas UK w latach siedemdziesiątych XX wieku. W zeszłym roku wykonano 13 takich odwiertów, a w 2008 roku 40. Branża wydobywcza ma wydać „zaledwie” 1 mld funtów na prace na Morzu Północnym. To jedna ósma średniej z ostatnich lat.

Powodem ma być spadek cen ropy naftowej z 115 dolarów za baryłkę w 2014 roku do około 35 dolarów za jedną obecnie. Firmy mają w planach wydobycie około 6,3 mld baryłek ropy, ale potem może powstać luka. Ze względu na to, że przez tanią ropę przychody firm wiercących na Morzu Północnym spadły średnio o 30 procent, tną one wydatki do minimum.

Jest to szczególnie widoczne w tamtym regionie, gdzie wydobycie surowca jest najdroższe na świecie. Granica opłacalności tamtejszych prac to około 80 dolarów za baryłkę. Droższe jest tylko wydobycie niekonwencjonalne z piasków roponośnych w Kanadzie, które wymaga ceny baryłki powyżej 100 dolarów, aby było opłacalne.

Czy Arabia Saudyjska ugnie się pod presją taniej ropy?

(Financial Times/Bloomberg/Reuters/Wojciech Jakóbik)

Podczas konferencji CERAWeek w Houston wystąpi Ali Al-Naimi, saudyjski minister ds. ropy. Obserwatorzy zastanawiają się, czy będzie to okazja do ogłoszenia przez Arabię Saudyjską zwrotu w polityce wydobycia surowca. Pomimo spadających cen, Rijad nie zdecydował się dotąd na zmniejszenie produkcji, choć wszedł w układ z Rosją, Katarem i Wenezueli, który może doprowadzić od zamrożenia poziomów.

Konferencja IHS CERAWeek skupia kadry zarządzające największymi spółkami naftowymi na świecie, a także polityków z krajów eksportujących ropę.

Arabia Saudyjska reagowała dotąd na spadek cen zwiększeniem wydobycia i eksportu ropy naftowej. Zamiast próbować zmniejszyć nadpodaż przez ograniczenia produkcji, wolała walczyć o udziały rynkowe ceną dostaw. Celem była maksymalizacja przychodów, które spadają wobec obniżenia wartości baryłki o 70 procent w ostatnich 18 miesiącach.

Zamrożenie wydobycia w Arabii, Rosji, Katarze i Wenezueli, w czasie, gdy w styczniu zbliżyło się ono w przypadku tych dwóch pierwszych do rekordowego poziomu, nie zmniejszy nadpodaży. Aby porozumienie weszło w życie, muszą do niego dołączyć inni producenci. Najważniejszy jest udział tych spoza kartelu naftowego OPEC. Dyrektor organizacji Mohammed el-Badri, zaapelował do Stanów Zjednoczonych o włączenie się do inicjatywy. Amerykański przemysł wydobywczy radzi sobie, pomimo problemów finansowych. Obserwatorzy przyznają jednak, że ustabilizowanie ceny baryłki na poziomie około 60 dolarów byłoby korzystne dla branży na całym świecie. Póki co kraje, których budżety uzależnione są od sprzedaży ropy naftowej muszą ciąć budżety. Arabia Saudyjska przyjęła ambitny plan uniezależnienia od ropy.

Mimo to banki krajów Rady Zatoki Perskiej odczuwają presję taniej baryłki. Według agencji Moody’s na ich kondycję wpłynie negatywnie niska cena ropy i wycofywanie się rządów z inwestycji. Z tego względu banki mają być bardziej wybredne, co utrudni dostęp inwestorów do pożyczek. Standard and Poor’s obniżył rating kredytowy Arabii Saudyjskiej.

Ceny czarnego surowca nadal spadały we wtorek 23 lutego. Inwestorzy ocenili, że spodziewany przez Międzynarodową Agencję Energii spadek wydobycia w USA zostanie zrównoważony przez rozwój eksportu z Iranu. Amerykańska produkcja ropy z łupków ma w 2016 roku spaść o 600 tysięcy baryłek dziennie. Jednak Irańczycy produkują dziennie 1-2 mln baryłek ropy naftowej nadwyżki, którą zamierzają kierować w coraz większej ilości na eksport. Ten czynnik może zneutralizować spadki w USA. Ponadto MAE przyznaje, że w dłuższym terminie eksport z Ameryki odnowi się ze względu na wzrost efektywności wydobycia. Agencja spodziewa się rekordowej produkcji w ilości 14,2 mln baryłek dziennie w 2021 roku. Czy wobec tego Arabia Saudyjska zdecyduje się na rewizję swojej polityki? Dziś w Houston wystąpi Al-Naimi. Być może powie więcej o planach Królestwa.

Według Międzynarodowej Agencji Energii nadpodaż ropy naftowej utrzyma się także w 2017 roku, co ogranicza możliwość powrotu wyższych cen surowca w krótkim terminie. Spadek nadpodaży trwa dłużej, niż zakładano – donosi Bloomberg.

Chociaż wydobycie ropy w USA ma w 2016 roku nieznacznie spaść, to pozostanie głównym źródłem nowych dostaw na rynek do 2021 roku. Wydobycie ropy łupkowej w Stanach ma spaść w tym roku o 600 tysięcy baryłek dziennie.

W tej dekadzie udział kartelu OPEC na rynku ma nieznacznie wzrosnąć, bo pozbawiony jarzma sankcji Iran będzie głównym sprawcą wzrostu dostaw. Do 2021 roku irańska ropa ma dodawać 800 tysięcy baryłek dziennie. Teheran ma zastąpić Bagdad w roli dostarczyciela największego wzrostu eksportu z OPEC. Międzynarodowa Agencja Energii ostrzega jednak, że należy wziąć pod uwagę geopolityczne niespodzianki, które mogą zmienić prognozę.

Jeżeli obędzie się bez konfliktu zbrojnego na Bliskim Wschodzie, ropa z Iranu będzie coraz większym strumieniem płynąć do Europy, którą Teheran uznaje za główny rynek docelowy. Irański NIOC ma wypuścić nową, ciężką mieszankę surowca, która ma właściwości podobne do rosyjskiej. Będzie stanowiła konkurencję dla dostaw od Rosnieftu, co sprzyja poprawie pozycji klientów, jak polskie PKN Orlen i Grupa Lotos.

W przeciwieństwie do ropy amerykańskiej i saudyjskiej (lekkiej), ciężka ropa z Iranu może stanowić substytut potrzebny do pracy rafinerii polskich, projektowanych pod kątem import z Rosji. Wyjątkiem jest Rafineria Gdańska, która z założenia miała importować surowiec z nowych kierunków. Powiększenie bazy dostawców o Arabię Saudyjską, Iran, a być może USA, pozwoli Polakom z Orlenu na pozyskanie lepszych warunków importu z Rosji w 2019 roku, kiedy kończy się obecnie obowiązująca, trzyletnia umowa z Rosnieftem.

W poniedziałek 22 lutego ruszył IHS CERA Week, czyli spotkanie największych graczy rynku ropy naftowej w amerykańskim Houston. Raport MAE cytowany powyżej będzie ważnym punktem odniesienia toczących się podczas wydarzenia dyskusji.

Więcej w przeglądzie informacji BiznesAlert.pl

Skomentuj

Wprowadź swoje dane lub kliknij jedną z tych ikon, aby się zalogować:

Logo WordPress.com

Komentujesz korzystając z konta WordPress.com. Wyloguj /  Zmień )

Zdjęcie na Google

Komentujesz korzystając z konta Google. Wyloguj /  Zmień )

Zdjęcie z Twittera

Komentujesz korzystając z konta Twitter. Wyloguj /  Zmień )

Zdjęcie na Facebooku

Komentujesz korzystając z konta Facebook. Wyloguj /  Zmień )

Połączenie z %s