fbTrack
REKLAMA
REKLAMA

ENERGIA Surowce i paliwa

Mniej gazu łupkowego z USA

Offshore workers examine hydrocarbon samples aboard the Chevron Corp. Jack/St. Malo deepwater oil platform in the Gulf of Mexico off the coast of Louisiana, U.S./Bloomberg
Spada wydobycie gazu z formacji skalnych w USA. Firmy wydobywcze tną inwestycje. Zagrożone są plany budowy nowych terminali eksportowych. Wszystko przez niską cenę surowca.

Agencja S&P Global Platts poinformowała o spadku wydobycia gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych o 1,7 proc. w grudniu 2019 r w ujęciu miesięcznym. Jest to pochodna spadku produkcji Appalachia – największego złoża gazu łupkowego w USA, obejmującego dwa mniejsze złoża Marcellus i Utica.

W styczniu 2020 r liczba stanowisk wiertniczych Appalachia spadła do 48 – poziomu najniższego od trzech lat. Dla porównania w marcu 2018 r działały tam 84 stanowiska wydobywcze – najwięcej w historii. Analitycy spodziewają się, że produkcja gazu z łupków bitumicznych dalej będzie spadać, bowiem firmy wydobywcze muszą redukować wiercenia z powodu niskiej ceny gazu, która nie zapewnia rentowności produkcji.

A gas flare is seen in a field at dusk near Mentone, Texas, U.S./Bloomberg

Według EIA (amerykańska Administracja Informacji Energetycznej) w grudniu 2019 cena gazu na Henry Hub wyniosła 2,57 dol./mln BTU (British thermal unit – Brytyjska jednostek cieplna). W ujęciu rocznym gaz w tym hubie potaniał średnio o 0,6 dol. Gaz ze złóż Appalachia potaniał jeszcze bardziej – poniżej 2 dol. podczas kiedy opłacalność gwarantuje cena nie niższa dla Marcellus 1,8 dol / mln BTU, dla Utica 1,94 dol / mln BTU, a dla Haynesville 2,5 dol / mln BTU.

Firmy pracujące na Appalachia tracą więc coraz więcej. Za ostatnie pięć kwartałów siedem spółek pracujących na Appalachia i Haynesville miały ujemne przepływy pieniężne. Koszty wydobycia były wyższe od przychodów ze sprzedaży gazu łącznie o 480 mln dol., policzył IEEFA (Instytut Ekonomii Energetycznej i Analiz Finansowych). Ujemne przepływy pieniężne – największe w historii zanotowały też największe łupkowe firmy – Chesapeake Energy (-264 mln dol.) i EQT (-173 mln dol.) Analitycy IHS Marki spodziewają się, że notowania cen gazu na rynku krajowym USA pozostaną w 2020 r na najniższym poziomie od dekady. Wszystko to zmusza firmy wydobywcze do zmiany planów, szczególnie jeżeli chodzi o inwestycje w nowe terminale eksportowe LNG.

A pumpjack operates near a Nabors Industries Ltd. drill rig standing over an oil well for Chevron Corp. in the Permian Basin near Midland, Texas, U.S., /Bloomberg

W 2019 r moc przerobowa amerykańskich terminali sięgnęła 6,9 mld stóp sześciennych/doba, a eksport przekroczył 30,4 mln ton na rok. Jest to wzrost aż o 69 proc. w porównaniu z 2018 r. W tym roku moc terminal ma zostać powiększona o jedną trzecią. Wielkością produkcji gazu skroplonego Stany Zjednoczone ustępują jedynie Katarowi i Australii. W planach jest zwiększenie za trzy lata produkcji terminali do 12,3 mln stóp sześciennych/doba. Teraz tani gaz może doprowadzić do spadku produkcji, a tym samym zabraknie surowca, by zapełnić terminale. Kluczowe jest tutaj osiągnięcia pozarumienia handlowego z Chinami. W 2019 r Chiny zwiększyły import gazu (rurociągowego i LNG ) o blisko 7 proc. do 96,6 mln ton. Przy osiągnięciu porozumienia Waszyngton-Pekin, przed amerykańskimi producentami LNG otworzy się bezdenny rynek chiński i boom wróci do amerykańskiego łupku.

Amerykańskie firmy zdają sobie też sprawę, że konkurencja nie śpi. O chiński rynek coraz mocniej walczy Rosja. W 2019 r produkcja LNG w Rosji zwiększyła się 1,5 raza i wyniosła 29 mln ton. A to nie koniec. Na Półwyspie Jamalskim budowane są nowe zakłady LNG koncernu Novatek i partnerów z Chin, Francji i Japonii.

Źródło: energia.rp.pl
REKLAMA
REKLAMA
REKLAMA
NAJNOWSZE Z RP.PL
REKLAMA
REKLAMA