Spadek poziomu cen gazu na rynku SPOT o 1,4 EUR/MWh. Gasunie z nową taryfą przesyłową na 2021 r.

W II połowie maja br. średnia cena Day Ahead na TTF wyniosła 3,92 EUR/MWh – znacznie mniej niż w poprzednim okresie, w którym była ona równa 5,28 EUR/MWh. Najniższą cenę na TTF odnotowano w dniu 22 maja br., wyniosła ona 3,02 EUR/MWh. Z kolei najwyższa cena wyniosła 4,72 EUR/MWh, odnotowano ją 18 maja.

Na początku analizowanego okresu (stan na 18 maja) ceny gazu na NBP oscylowały w granicach niespełna 13 p/th, na co miała wpływ znaczna nadpodaż gazu w sieci spowodowana ciepłą aurą pogodową i znacznym spadkiem produkcji energii z gazu. W tym samym czasie odnotowano spadek poziomu regazyfikacji LNG i przesyłu z angielskiego szelfu. Natomiast pod koniec omawianego okresu (stan na 28 maja) ceny uległy znacznemu wzrostowi i wynosiły ok. 24 p/th. Pod koniec okresu odnotowano odbicie kiedy to wzrosło zapotrzebowanie na gaz przy produkcji energii elektrycznej. Wzrósł także poziom regazyfikacji LNG i przesył z Norwegii.

ACM zatwierdził nową taryfę przesyłową gazu dla Gasunie Transport Services (GTS) na 2021 r. Wzrost taryfy o 3,7% jest spowodowany ustaleniem przez ACM zaniżonego maksymalnego poziomu przychodów przez Operatora w latach 2017 – 2019. W związku z czym w 2021 r. nastąpi rekompensata utraconych możliwych zarobków. Drugim powodem wzrostu taryfy jest spadek sprzedaży mocy przesyłowych przez GTS. Zmiana taryfy w nieznaczny sposób wpłynie na konsumentów, jako że stanowi ona 5%-owy wkład do wartości całego rachunku.

GTS sygnalizuje potrzebę zwiększenia importowych mocy przesyłowych kraju o ok. 288 GWh/dzień. Z powodu spadku produkcji na złożu Groningen i wieloletnim spadkowym trendzie produkcji z małych złóż, w najbliższych latach Holandia będzie musiała zdecydować się na zwiększenie możliwości importowych. Równocześnie krajowe zapotrzebowanie na gaz stale spada. W 2018 r. było to 398 TWh, a na 2020 r. prognozowane jest 349 TWh. W 2025 r. ma to być ok. 337 TWh (wynika z dwóch z trzech zaproponowanych scenariuszy rozwoju). Dlatego mimo początkowego wzrostu importu w przyszłych latach można oczekiwać korekty spowodowanej spadkiem krajowego zapotrzebowania w II poł. lat dwudziestych.

Kwietniowa produkcja gazu w Holandii spadła względem marca z 752 GWh/dzień do 736 GWh/dzień tym samym sięgając minimum z 2008 r. Spadek wydobycia był silnie skorelowany nie tylko z ograniczeniami związanymi z wirusem, ale także ciepłymi warunkami pogodowymi. Spadło wykorzystanie L-Gas (niskokalorycznego gazu), używanego do ogrzewania gospodarstw domowych oraz w eksporcie (spadek w skali r/r z 725 do 640 GWh/dzień), w tym zwłaszcza do Belgii. Należy również zwrócić uwagę na wzrost importu i konwersji H-gas (wysokokalorycznego gazu) na L-gas w skali r/r z wzrosło z 718 do 869 GWh/dzień. Marcowy rekord konwersji – blisko 900 GWh/dzień wiązał się z pracami konwersacyjnymi w magazynach GTS-u.

IUK rozpoczął przetarg na zakup i uzupełnienie gazu wytracanego w przesyle gazu. Przetarg obejmuje dostawy w okresie od 1 października 2020 do 1 października 2021 r.

Belgia zamierza osiągnąć paryskie cele klimatyczne, nie poprzez redukcję emisji CO2 w dosłownym tego słowa znaczeniu, lecz poprzez permanentne zmagazynowanie części emitowanego CO2 w pustych złożach gazu. W ramach projektu wychwytywania CO2 w porcie w Antwerpii (o projekcie pisaliśmy w poprzednich wydaniach Monitora), konsorcjum spółek zapowiedziało konieczność transportu i magazynowania CO2 poza krajem (transportem rurociągiem lub statkiem) np. w norweskich polach gazowych. W połączeniu z nowym podobnym projektem Carbon Connect Delta niewykluczone, że spadek emisji wyniósłby nawet 10 mln ton CO2 /rok.