Już za cztery lata możliwości eksportowe USA i Kanady wzrosną do 176 mld m sześc. gazu rocznie. Odpowiada to jednej czwartej europejskiej konsumpcji – wynika z obliczeń brytyjskiej agencji Timera Energy. W Ameryce Północnej trwają przygotowania do budowy 13 zakładów skraplania gazu (z czego 9 w USA).

Amerykanie próbują rozwiązać problem nadmiaru gazu na rynku wewnętrznym, który powstał w skutek boomu łupkowego ostatnich lat. Wzrost wydobycia łupków spowodował, że od 2005 r. ceny surowca spadły o 85 proc. do niespełna 80 dol. za tysiąc metrów sześciennych. Tak niskie ceny LNG są nie do udźwignięcia dla amerykańskiego przemysłu wydobywczego – koszty wydobycia czasem sięgają nawet 150 dol. za tysiąc metrów sześciennych gazu. Koncerny energetyczne z USA i Kanady – np. Cheniere Energy Partners, Macquerie Energy, Sempra Energy czy LNG Partners – usiłują zrekompensować sobie ogromne inwestycje w łupki i szukają rynków zbytu. Nowe zakłady skraplania gazu pomogą im przeprofilować nieużywane od trzech lat terminale na potrzeby eksportu.

Swoje zapotrzebowanie na amerykański gaz zgłaszają już mieszkańcy Starego Kontynentu. Obecnie europejskie terminale LNG są w stanie przyjąć ok. 21 mld m sześc. gazu rocznie. Lecz już w 2015 r. ilość ta ma wzrosnąć do 131 mld m sześciennych. W efekcie amerykański LNG na stałe obniży ceny surowca w Europie. Jak oblicza Timera Energy, gaz z USA i Kanady byłby dostarczany na europejski rynek po cenie maksimum 238 dol. za tysiąc metrów sześc. To o kilka dolarów taniej, niż obecnie wynoszą notowania spotowe na niemieckiej giełdzie European Energy Exchange i dwukrotnie mniej, niż płacą niektórzy europejscy klienci Gazpromu, w tym Polska.

W sprzedaży gazu do UE przeszkadza USA zakaz eksportu węglowodorów

Rosyjski koncern będzie zapewne największym przegranym tej sytuacji. Rosjanie w 2011 r. sprzedali do Europy 150 mld m sześć., ale są mało elastyczni, jeśli chodzi o politykę cenową i renegocjacje kontraktów. Chyba że eksport zablokują sami Amerykanie. – Najważniejszą przeszkodą w sprzedawaniu gazu do Europy jest bowiem bariera prawna, a mianowicie zakaz eksportu gazu – mówi DGP dyrektor Timera Energy David Stocks. Ustawa federalna z 1938 r. mówi, że sprzedaż węglowodorów za granicę musi być prowadzona za zgodą władz. Obejść ten zakaz można tylko przez podpisanie z USA porozumienia o wolnym handlu. – Londyn i Berlin lobbują na rzecz podpisania takiej umowy między UE a USA, ale inicjatywa ta ma coraz więcej przeciwników w samej Ameryce. Istnieje obawa, że eksport surowca do Europy znacznie podbije ceny gazu w USA – mówi Stocks. Amerykańskie koncerny zamierzają sprzedawać za granicę nawet 15 proc. wydobycia. Tymczasem jak szacuje Departament Energii, eksport 5 proc. gazu spowoduje, że do 2035 r. cena na rynku wewnętrznym wzrośnie o 9 proc.

Drogi gaz z Rosji i Kataru
Polskie zapotrzebowanie na gaz to 14,4 mld m sześc. w skali roku. Ok. 70 proc. krajowej konsumpcji zaspokaja import z Rosji (ok. 9,4 mld m sześc. w 2011 r.) oraz z Czech i Niemiec. W ubiegłym roku własne wydobycie gazu ziemnego wynosiło 4,3 mld m sześc.
Do 2016 r. polskie zapotrzebowanie na gaz wzrośnie o 4 mld m sześc. gazu. Dodatkowy popyt ma zostać zaspokojony dzięki oddaniu do użytku terminalu LNG w Świnoujściu.
Polska ma podpisane kontrakty na dostawy gazu skroplonego z Katarem (w 2009 r. na okres 20 lat) oraz z Rosją (umowa obowiązuje zaś do 2022 roku). Zakontraktowany gaz od Gazpromu kosztuje ok. 500 dolarów za 1 tys. m sześc. Za podobną kwotę kupujemy gaz z Kataru. Tymczasem eksperci szacują, że cena sprzedawanego za kilka lat w Europie północnoamerykańskiego LNG będzie wynosić niespełna 240 dol. za 1 tys. m sześc.