Amerykańska firma Cheniere Energy uruchomiła w Corpus Christi, mieście leżącym w Teksasie, terminal służący do skraplania gazu ziemnego. To drugi należący do niej tego typu obiekt. Z obu będzie eksportowany skroplony gaz ziemny (LNG). W przypadku dostaw do Polski – do terminalu regazyfikacyjnego w Świnoujściu. Cheniere będzie realizował dostawy na podstawie kontraktu podpisanego na początku listopada z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem.
– Uzgodnione warunki umowy, w tym konkurencyjna cena, są w pełni satysfakcjonujące dla PGNiG. Dzięki tej umowie będziemy dysponowali regularnymi, rosnącymi dostawami LNG z USA już od 2019 roku – skomentował niedawno podpisany kontrakt z Cheniere Piotr Woźniak, prezes PGNiG. Dodał, że udział LNG w portfelu importowym koncernu stale rośnie. Co więcej, prężnie rozwijający się światowy rynek gazu skroplonego pozwala polskiemu koncernowi na wybór spośród najlepszych ofert w tym segmencie.
Dzięki zawartemu z Cheniere kontraktowi w latach 2019–2022 do Polski ma trafić łącznie około 0,52 mln ton LNG, czyli około 0,7 mld m sześc. błękitnego paliwa po regazyfikacji. Dostawy będą znacznie większe w kolejnym okresie. W latach 2023–2042 wolumen importu wyniesie około 29 mln ton LNG, czyli około 39 mld m sześc. po regazyfikacji. Tym samym w ujęciu rocznym wyniosą one 1,95 mld m sześc. Dla porównania obecne zdolności regazyfikacyjne terminalu w Świnoujściu wynoszą 5 mld m sześc. rocznie, krajowe wydobycie gazu to ok. 3,9 mld m sześc. rocznie, a zużycie błękitnego paliwa w Polsce wyniosło w ubiegłym roku około 17 mld m sześc.
Import do naszego kraju będzie realizowany według tzw. formuły DES (delivery ex-ship), co oznacza, że Amerykanie odpowiadają za dostawę surowca do chwili jego rozładowania w terminalu w Świnoujściu. Miejscem załadunku będzie właśnie uruchomiony terminal w Corpus Christi lub terminal Sabine Pass w Luizjanie. Oba znajdują się nad Zatoką Meksykańską. Terminal w Sabine Pass funkcjonuje już od 2016 r. To właśnie z niego, w czerwcu ubiegłego roku, dotarł do Świnoujścia statek z LNG. Była to jednocześnie pierwsza dostawa tego surowca z USA do Polski. Zrealizowano ją na podstawie umowy spotowej (krótkoterminowej) zawartej za pośrednictwem biura tradingu PGNiG w Londynie.
Cheniere Energy jest dziś największym eksporterem LNG wytwarzanego w USA. Poza jego dwoma terminalami, w tym państwie znajduje się jeszcze tylko jeden obiekt do skraplania gazu. To Cove Point należący do firmy Dominion Energy zlokalizowany w stanie Maryland na wschodnim wybrzeżu USA. W przyszłym roku, po oddaniu do eksploatacji kolejnych instalacji, Cheniere Energy będzie w stanie produkować 31,5 mln ton LNG rocznie, tj. ok. 43 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Firma ma w planach również kolejne inwestycje. Dzięki nim docelowo chce wytwarzać nawet do około 50 mln ton LNG rocznie.
Umowa PGNiG z Cheniere to kolejny kontrakt na dostawy LNG z USA. W październiku PGNiG informowało o podpisaniu umów z firmami Venture Global Calcasieu Pass i Venture Global Plaquemines LNG. Każdy z kontraktów zakłada zakup przez 20 lat po około 1,35 mld m sześc. surowca po regazyfikacji rocznie. Te dostawy mogą jednak trafiać nie tylko do gazoportu w Świnoujściu, ale mogą też być przedmiotem dalszego obrotu. Ruszą najwcześniej w 2022 r. i 2023 r., gdy powstaną dwie nowe instalacje, których budowę przewidziano w stanie Luizjana.
PGNiG może wkrótce podpisać kolejne kontrakty na dostawy LNG z USA. W czerwcu spółka zawarła wstępne porozumienia z firmą Port Arthur LNG, podmiotem zależnym od Sempra Energy, określające warunki przyszłych, 20-letnich umów na dostawy skroplonego gazu w ilości 2 mln ton rocznie. Port Arthur LNG planuje inwestycję, dzięki której chce wybudować terminal skraplający błękitne paliwo w Teksasie. Instalacje mają zostać oddane do użytku w 2023 r. Zapewne wtedy byłyby też możliwe pierwsze dostawy.
Według polskiego koncernu LNG może z powodzeniem konkurować z gazem sieciowym, zarówno w zakresie oferty cenowej, jak też elastyczności dostaw. W umowach zawartych z Cheniere i ze spółkami Venture Global ceny surowca określone są na podstawie rynkowych notowań gazu na amerykańskim hubie Henry Hub. To daje PGNiG pewność, że nie będzie przepłacało.
– Gaz z tych kontraktów – nawet po uwzględnieniu kosztów transportu, skraplania itp. – jest obecnie tańszy niż gaz z kierunku wschodniego oferowany przez Gazprom Polsce. Różnicę szacujemy na 20 do 30 proc. – mówił w niedawnym wywiadzie dla „Rzeczpospolitej” prezes Piotr Woźniak. Co więcej, polski rynek gazu ma duży potencjał wzrostu, gdyż popyt na błękitne paliwo w naszym kraju systematycznie rośnie. Coraz większe zapotrzebowanie zgłasza m.in. krajowy przemysł.
