Wzrost średnich cen gazu na rynku SPOT o 3,6 EUR/MWh. OMV przedstawia długoterminowy plan działania. Eksploatacja terminalu na wyspie Krk w Chorwacji.
Najniższą cenę – 16,74 EUR/MWh odnotowano 6 stycznia (poprzednio 15,03 EUR/ MWh), zaś najwyższą 24,12 EUR/MWh w dniu 12 stycznia (poprzednio 17,54 EUR/MWh). Średnia cena w I połowie stycznia wyniosła 19,60 EUR/MWh (w II poł. stycznia było to 16,02 EUR/MWh). Najwyższy poziom wolumenów odnotowano 11 stycznia – 499 GWh (w II poł. grudnia 781 GWh). Całkowity wolumen obrotu wyniósł 3 357 GWh.
OMV nakreśliło plan na najbliższe lata. Głównym cel to przebranżowienie na branżę chemiczną. OMV w październiku zakupiła pakiet większościowy o wartości 4,7 mld USD w firmie Borealis. OMV dąży do przodowania na rynku przetwarzania odpadów z tworzyw sztucznych w olej i zwiększania zawartości surowców biologicznych w swoich rafineriach. W grudniu sprzedała swoją niemiecką sieć stacji benzynowych za 590 mln USD. Niemiecka rafineria OMV w dłuższej perspektywie zminimalizuje rafinację oleju napędowego, benzyny i oleju opałowego, przechodząc na produkcję paliwa lotniczego i produktów petrochemicznych.
1 stycznia Chorwacja rozpoczęła komercyjną eksploatację pływającego terminalu LNG Hrvatska na wyspie Krk. Do europejskiej sieci przesyłowej przesłano ok. 4 mln m3 gazu. Współwłaścicielami terminalu są: chorwacka Hrvatska Elektroprivreda (85%) i chorwacki OSP Plinacro (15%). Rozdysponowano całą zdolność terminalu na kolejne 3 lata.
Rekordowe zmiany pogody spowodowały wzrosty cen Hiszpanii. Cena energii wzrosła do 95 EUR/MWh – o 123% w porównaniu z cenami z początku miesiąca. Cena gazu wzrosła do 51,55 EUR/MWh. Hiszpańskie Ministerstwo Środowiska wyjaśniło, że pogoda zmniejszyła udział energii odnawialnej przy produkcji energii, jednocześnie zwiększając zapotrzebowanie.
31 grudnia Bułgaria rozpoczęła import gazu z Azerbejdżanu Południowym Korytarzem Gazowym. Bułgargaz ma 25-letnią umowę z azerbejdżańskim Socar na dostawy 1 mld m3 gazu rocznie, co stanowi 1/3 rocznego zapotrzebowania Bułgarii na gaz.
Chińskie ministerstwo środowiska wydało przepisy dotyczące krajowego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2. Zgodnie z przepisami obowiązującymi od 1 lutego, tylko firmy, które emitują 26 tys. ton/rok lub więcej ekwiwalentu CO2, będą dopuszczone do handlu.
Najprawdopodobniej niedawny wzrost cen LNG w Chinach będzie krótkotrwały, ponieważ państwowi producenci gromadzą zapasy, aby zapobiec powtórzeniu się kryzysu z 2017 roku. Ceny hurtowe paliwa podwoiły się w ciągu trzech tygodni grudnia do ponad 1 376 USD za tonę.
W 2021 popyt na gaz ziemny w Chinach osiągnie 360 mld m3, co oznacza wzrost o 8,4% z szacowanych 332 mld m3 w 2020 roku. Rekordowy poziom 200 mld m3 osiągnie krajowa produkcja gazu. Chiński import gazu ziemnego, w tym gazu sieciowego i LNG, osiągnie 163 mld m3, co oznacza wzrost o około 18% r./r. Oczekuje się, że Chiny uruchomią pięć projektów rozbudowy terminali LNG i dwa nowe terminale w 2021 r., które zwiększą zdolność odbioru LNG o 17 mln t/rok i 3,16 mln m3 pojemności magazynowej LNG.
Wzrost cen spot LNG zaskoczył indyjskich nabywców i zmusił importerów wstrzymania zakupów spotowych. 8 stycznia JKM wzrósł do poziomu 21,453 USD/mmBtu. W związku z rekordowo wysokimi cenami spot LNG przepustowość niektórych terminali może spaść o około 10-12% w 1Q 2021, co oznacza spadek importu do 5,6 mln ton, w porównaniu z 6,5 mln ton w Q4 2020.