Spadek średniego poziomu cen gazu na rynku SPOT o 1 EUR/MWh. W Holandii powstanie projekt wodorowy. Engie wycofuje się z kontraktu na import amerykańskiego LNG.
W I połowie listopada br. średnia cena Day Ahead na TTF wyniosła 13,68 EUR/MWh – o 0,94 EUR/MWh mniej niż w poprzednim okresie, w którym była ona równa wyniosła 14,62 EUR/MWh. Najniższą cenę na TTF odnotowano, podobnie jak na GASPOOL-u i NCG w dniu 3 listopada br., wyniosła ona 13,11 EUR/MWh. Z kolei najwyższa cena wyniosła 14,40 EUR/MWh, odnotowano ją w dniu 6 listopada.
Do holenderskiego parlamentu trafił samorządowy projekt pt. „Plan inwestycyjny w dziedzinie wodoru dla północnej Holandii”. Projekt zakłada budowę ok. 50 nowych projektów (minimum 20 GW mocy wiatrowych, z czego ok. 6 GW na wodór), na których budowę ma zostać przeznaczone do 9 mld EUR.
GTS rozpoczęło konsultacje publiczne ws. oceny minimalnego poziomu wydobycia ze złoża Groningen, który zapewniałby bezpieczeństwo energetyczne kraju. Wg. oczekiwań OSP po rozpoczęciu prac zakładu w Zuidbroek w połowie 2022 r., produkcja ze złoża Groningen w zwykłe zimy nie będzie już wymagana. Ponieważ krajowe wydobycie gazu będzie niewystarczalne do zaspokojenia rynku, Holandia stanie się krajem zależny od importu tego surowca.
Francuskie Engie zakończyło negocjacje z amerykańskim NextDecade ws. importu znacznych ilości LNG. Możliwych powodów wycofania się z rozmów jest kilka: apel francuskiego rządu o zaprzestanie rozmów (francuski rząd posiada 24% akcji w spółce), zablokowanie przez Amerykanów budowy projektu NS2 (którego jednym z udziałowców jest Engie), polityka UE i działania organizacji środowiskowych. Francuski rząd miał się zwrócić bezpośrednio do spółki o zamrożenie rokowań ws. podpisania kontraktu na import gazu z USA ze względu na szkodliwy dla środowiska sposób wydobycia gazu w tym kraju (szczelinowanie hydrauliczne). Taka decyzja spotkała się z natychmiastową reakcją ze strony USA. W sumie 25 członków obu Izb Kongresu wystosowało apel do prezydenta E.Macrona. Spór dotyczy 20-letniego kontraktu o wartości 7 mld USD. Gaz miał być dostarczany z terminalu LNG Rio Grande (Teksas), który na ten moment, z powodu niskiej liczby kontraktów, nie będzie rentowny.
Amerykańskie EIA (Energy Information Administration) zrewidowało prognozy dot. produkcji gazu ziemnego w Q1 2021 r. Mimo podwyżki produkcji w 2021 r. do 96 Bcf/d (bilion cubic feet/ day) nadal będzie to mniej niż w latach poprzednich (100 BCf/d w 2019 r. i 99 Bcf/d w 2020 r.). Eksport LNG w 2021 r. wzrośnie względem 2020 r. o ok. 1/3, do 8,4 Bcf/d. Jednym z głównych czynników dyktujących poziom cen jest ciepła aura pogodowa i wysoki poziom gazu zatłoczonego do magazynów.
Wg. szacunków, z powodu lockdownu i wzrostu liczby osób pracujących zdalnie w północnozachodniej Europie, zapotrzebowanie na gaz ziemny w celach grzewczych wzrasta w skalach lokalnych nawet o 8% w skali r./r.
Z powodu zmiany klauzuli cenowej na połączeniu rewersowym pomiędzy UK a starym kontynentem zmienił się kierunek eksportu norweskiego gazu. Październikowy eksport gazu do UK wzrósł do najwyższego poziomu od 7 miesięcy i wyniósł 2,6 mld m3. Równocześnie odnotowano spadek eksportu gazu na kontynent do Holandii i Niemiec.
Total planuje sprzedaż 20% udziałów w Bloku 14 w Angoli. Aktywa obejmują m.in. Tombua-Landana i Kuito oraz pakiet innych złóż. Szacunkowa wartość udziałów wynosi 300 mln USD.
UK zapowiedziało na 2021 r. sprzedaż zielonych obligacji skarbowych.
Angielskie IOG zapowiedziało, że już w Q1 2021 r. wykona pierwszy odwiert wydobywczy na angielskim Morzu Północnym. Docelowo produkcja wyniesie 4 mln m3/dzień (ok. 4% obecnej krajowej produkcji).
Wzrasta liczba statków do bunkrowania statków napędzanych na LNG w porcie w Rotterdamie. 13 listopada zatłoczono skroplone paliwo do największego kontenerowca na świecie, podczas procesu jego przeładunku.