Wzrost poziomu cen gazu na rynku SPOT o 0,3 EUR/MWh. Stopniowe odbicie trendów na rynku LNG. Holandia jest gotowa na zwiększenie wydobycia ze złóż morskich.
W I połowie lipca br. średnia cena Day Ahead na TTF 4,98 EUR/MWh – mniej niż w poprzednim okresie, w którym była ona równa wyniosła 5,27 EUR/MWh. Najniższą cenę na TTF odnotowano w dniu 15 lipca br., wyniosła ona 4,20 EUR/MWh. Z kolei najwyższa cena wyniosła 5,64 EUR/MWh, odnoto¬wano ją 1 lipca.
Na początku analizowanego okresu (stan na 1 lipca) ceny gazu na NBP oscylowały w granicach 15,5 p/th, na co miał wpływ spadek eksportu na kontynent spowodowany zmniejszonym poziomem regazyfikacji w TLNG w South Hook (spadek o 14 mln m3 gazu do 28 mln m3 gazu). Natomiast 10 lipca odnotowano korektę cen, które spadły do 13,5 p/th. Wahania produkcji energii z OZE przekładają się na poziom skoki importu gazu z Norwegii i LNG. Spadek importu wynika również z prognozy zapełnienia magazynów, w sierpniu ma to być powyżej 90%. Analitycy szacują spadek importu gazu i LNG do Anglii.
W związku z prognozowanymi wzrostami wartości retroaktywnej netto, prognozuje się wzrost eksportu amerykańskiego LNG na jesieni br. 13 lipca poziom zatłoczenia gazu do 6 amerykańskich terminali spadł do 17-miesięcznego minimum i wyniósł 3,3 mld stóp sześciennych (dla porównania w marcu poziom sięgał ponad 9 mld stóp sześciennych/dzień). Natomiast część terminali odnotowuje zwiększony poziom przesyłu. Są to terminale Sempry Energy (Cameron LNG) i Dominion Energy (TLNG w Maryland). Poziom zaniżyła zerowa wartość dostaw do przynajmniej 3 TLNG należących do Cheniere Energy. Spread cenowy pomiędzy Henry Hub a TTF wzrósł do niecałych 90 centów/MMBtu, zaś obecne koszty produkcji i transportu LNG wynoszą 70 centów/MMBtu. Spread pomiędzy JKM (rynek Azji) a Henry Hub wzrósł do 1,34 USD/MMBtu. Równocześnie amerykański sektor nadal przechodzi przez kryzys. Dwa amerykańskie podmioty Atlantic Coast Pipeline wycofały się ze wspólnej realizacji wartego 8 mld USD projektu Atlantic Coast Pipeline. Projekt zakładał budowę gazociągu o długości blisko 1000 km od Zachodniej Wirginii po Karolinę Północną. Powodami są m.in. problemy prawne i regulacyjne. Przepustowość magistrali wynosiłaby 42 mln m3/dzień.
Wg. prognozy Totalu, uczciwa średnia cena sprzedaży LNG w 2Q wynosi 4,40 USD/MMBtu – spadek o 2 USD/MMBtu względem Q1 br. Przewidywana cena jest wypadową wolumenu sprzedaży, cen kontraktów długoterminowych i spotowych.
15 lipca holenderski Tulip Oil poinformował o ograniczeniu wydobycia gazu ze swojego kluczowego morskiego złoża Q10. W Q2 br. wydobyto w niecałe 120 mln m3 gazu, czyli znaczniej mniej niż w Q1 – niespełna 200 mln m3 gazu. W dotychczasowych komunikatach spółka przekonywała, ze złoże może okazać się największą holenderską koncesją pod względem ilości wydobycia. Obecnie wydobycie wynosi zaledwie 1 mln m3 gazu/dzień, natomiast może ono szybko wzrosnąć. Powodem ograniczenia wydobycia były spadające ceny gazu. Partnerem projektu jest EBN (40% akcji).
10 lipca ME Holandii poinformowało o odrzuceniu apelacji RWE ws. odmowy zgody na przyłączenie bloku gazowego Clauscentrale do holenderskiej sieci przesyłowej energii elektrycznej. Moc bloku gazowego Clauscentrale wynosi 1,3 GW. ME stwierdza, że spółka nie ma podstaw do drogi sądowej ws. ewentualnego odszkodowania. Decyzja rządu jest uwarunkowana rekomendacją Tennetu (OSP) ws. punktu połączenia w Maasbracht.
Angielski regulator Ofgem wszczął śledztwo ws. sposobu naliczania opłat przez brytyjski United Gas and Power. Spółka zajmuje się dostawami gazu i energii elektrycznej dla sektora przemysłu.