RYNEK GAZU ZIEMNEGO W KONTEKŚCIE UMOWY TTIP Autorzy: Tadeusz Olkuski, Andrzej Paweł Sikora, Mateusz Piotr Sikora, Adam Szurlej, Barbara Tora ("Rynek Energii" - październik 2016) Słowa kluczowe: gaz ziemny, rynek gazu, import, eksport, LNG, TTIP Streszczenie. Umowa TTIP, czyli Transatlantic Trade and Investment Partnership to porozumienie mające na celu stworzenie strefy wolnego handlu pomiędzy Unią Europejską i Stanami Zjednoczonymi. Ma ono pozwolić na liberalizację dostępu do wewnętrznych rynków, łatwiejszy przepływ kapitału, a także eliminację barier pozataryfowych we wzajemnym handlu. Umowa ta powinna przynieść korzyści obu stronom, choć krytycy porozumienia obawiają się zwiększenia wpływów dużych korporacji kosztem małych rodzimych firm, a także ograniczenia pozycji rządów państw narodowych. Z punktu widzenia UE istnieje obawa zalania rynku europejskiego tanimi produktami pochodzącymi ze Stanów Zjednoczonych. W artykule podjęto próbę analizy rynku gazu po wejściu w życie negocjowanej obecnie umowy TTIP. Pokazano strukturę importu i eksportu gazu ziemnego w UE i w USA w podziale na kierunki i formy dostaw, strukturę importu LNG do Europy, wielkość planowanych mocy i prognozowany potencjał wolumenu wymiany. 1. WPROWADZENIE Najczęstszą i najtańszą formą transportu gazu ziemnego jest sieć gazociągów [10, 14]. Droższą, lecz pozwalająca na transport na znaczne odległości (transatlantyckie), jest transport gazu ziemnego w formie gazu skroplonego (LNG). Jest to na chwilę obecną jedyna techniczna możliwość transportu gazu pomiędzy Stanami Zjednoczonymi a Unią Europejską. Rynek gazu ziemnego w USA jest największym rynkiem na świecie ze względu na wielkość zapotrzebowania, od 2009 r. także biorąc pod uwagę wydobycie gazu. O ile w UE w ciągu ostatnich lat obserwuje się spadek wydobycia, o tyle w USA widoczna jest tendencja wzrostowa. Tylko w latach 2009-2015 wydobycie gazu w USA wzrosło o 183 mld m 3, co stanowi około 30% wzrost i jest wartością większą od całkowitego wydobycia gazu w krajach UE w 2015 r. (120 mld m). Ten niespotykany w skali globu znaczący wzrost pozyskania gazu ziemnego w USA został osiągnięty przede wszystkim dzięki tzw. rewolucji łupkowej (możemy określić datę tej zmiany -2005 r.), związanej z zagospodarowaniem gazu ze złóż niekonwencjonalnych, przede wszystkim z formacji łupkowych [5, 6, 9, 15]. Dane Międzynarodowej Agencji Energetycznej (MAE) [7] dla samych sald wymiany gazu ziemnego dla Stanów Zjednoczonych i UE koncentrują się tylko na całości wolumenu. Pozwalają jedynie potwierdzić, że Stany Zjednoczone uzyskują coraz większą niezależność energetyczną, natomiast Unia Europejska systematycznie zwiększa swoją zależność od importu gazu ziemnego spoza Unii. Znacznie ciekawszymi informacjami dysponuje ISE [4], dzięki którym możemy przeanalizować strukturę importu i eksportu gazu ziemnego w Stanach Zjednoczonych i Unii Europejskiej (rys. 1).
Aktualnie, udział LNG w imporcie gazu do Unii Europejskiej wynosi 12%, a w 2025 roku ma wynieść 30%. W Stanach Zjednoczonych, eksport LNG praktycznie nie ma obecnie miejsca poza dwoma dostawami w 2016 roku do Portugalii i Hiszpanii (niewielkie ilości są importowane), natomiast w 2020 roku jego udział w całości eksportu może wynieść 60%. Oznacza to, że dla obu rynków znaczenie LNG jako formy importu i eksportu znacznie wzrasta. Analizując zakładane ilości oferowanego przez Stany Zjednoczone LNG oraz wzrastające przez Unię Europejską zapotrzebowanie na gaz ziemny, rysuje się hipoteza, iż część eksportowanych z USA wolumenów może i powinno trafić na rynek europejski. Od 80 do 97% zapotrzebowania krajów Unii na LNG do 2020 roku mogłoby być teoretycznie zaspokojone przez dostawy LNG ze Stanów Zjednoczonych (rys. 2) [11]. IHS Cambridge Energy Research Associates, Inc. (IHS) szacuje polski popyt na około 2-2,5 Mtoe/rok (około 2,5-3,0 mld m 3 /rok) [4]. Największe potrzeby dziś i w przyszłości będzie mieć Hiszpania, gdzie LNG na poziomie około 30 Mtoe/rok zaspokaja od 60 do 80% zapotrzebowania na importowany gaz ziemny. Nadal ważnymi europejskimi odbiorcami pozostaną Francja (15-20 Mtoe/rok) oraz Wielka Brytania (20-25 Mtoe na rok).
2. POZIOMY CEN NA RYNKACH EUROPEJSKICH Analizując prognozowane poziomy cen gazu ziemnego na poszczególnych rynkach zamieszczone w scenariuszach MAE i IHS okazuję się, iż w każdej z prognoz utrzymuje się przewaga cenowa rynku amerykańskiego nad Europą i Azją Pd-Wsch. IHS prognozuje [4], że różnica cenowa utrzyma się na obecnym poziomie, a MAE w swoim scenariuszu zakłada stopniowe zmniejszanie dysproporcji, z obecnych 2, 2,5-krotności do 1,5-krotności pod koniec okresu prognozy. We wszystkich scenariuszach, ceny azjatyckie są wyższe o około 20-30% od cen europejskich. Bezpośrednim czynnikiem odpowiedzialnym za taki podział cenowy na światowych rynkach jest amerykańska rewolucja łupkowa. Wydobycie gazu ziemnego z formacji niekonwencjonalnych otworzyło możliwość eksportu amerykańskiego LNG na wszystkie światowe rynki. Jak podkreślają eksperci z Instytutu Studiów Energetycznych w Warszawie, formuła budowy ceny dla LNG zakłada cztery podstawowe komponenty [8]: - koszt surowca wsadowego - czyli gaz do skroplenia pokrywający koszty jego wydobycia (wraz ze stopą zwrotu z działalności poszukiwawczo-wydobywczej), oczyszczenia, a czasami także przesyłu (gazociągami) do zakładu skraplającego -dla USA odnoszony do ceny gazu w Henry Hub, gdzie alternatywnie można też nabyć gaz w celu jego skroplenia, - koszty skraplania - związane z pokryciem kosztów operacyjnych oraz kapitałowych (wraz ze stopą zwrotu) zakładu skraplającego. Zazwyczaj im większy zakład tym koszt jednostkowy powinien być niższy, ale wiele zależy też od wieku i rodzaju instalacji, - koszty transportu morskiego - zazwyczaj płacone armatorom wynajmującym metanowce w postaci stawek dziennych (mniej więcej proporcjonalne do dystansu), - koszty regazyfikacji - podobne w swej naturze do kosztów skraplania, tyle, że związane z odwrotnym procesem przekształcania LNG w formę gazową.
Po zestawieniu aktualnych i prognozowanych cen gazu importowanego gazociągami z Rosji (cena BAFA, czyli średnia cena gazu ziemnego dostarczanego gazociągami do Niemiec w kontraktach długoterminowych z dostawą do punktu transgranicznego podawana przez Federalne Biuro ds. Gospodarki i Kontroli Eksportu (Das Bundesamt fur Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle), która jest benchmarkową ceną dla gazu rosyjskiego dostarczonego do Niemiec) z przykładowymi kosztami LNG w USD/MMBtu w pełnym łańcuchu produkcyjno-logistycznym z dostawą do rynku europejskiego (NWE) (rys. 3) okazuje się, że ceny są wyższe od LNG z Zachodniej Afryki czy Trynidadu (tłumaczą to niskie koszty wydobycia i skraplania w zamortyzowanych jednostkach). Z danych wynika jednak, że budowane obecnie w Stanach Zjednoczonych terminale skraplające mogą być konkurencyjne dla instalacji w Afryce Północnej, Angoli, Norwegii czy Rosji [12]. Potwierdza to analiza cen z 2014 roku, kiedy ceny amerykańskiego LNG okazują się być teoretycznie korzystniejsze dla odbiorców w porównaniu do cen gazu z Rosji. Natomiast obecna sytuacja na rynku ropy naftowej i gazu (spadek cen surowców) powoduje, że średnie, prognozowane ceny dla roku 2015, wskazują na większą opłacalność dostaw ze wschodu. Podobna sytuacja ma miejsce w prognozach na dalsze lata. Gaz ziemny w kontraktach długoterminowych pozostaje dalej w formule indeksowania w odniesieniu do ceny ropy. W efekcie, dzisiejsze prognozy wykazują, że ceny importowanego LNG pozostają wyższe niż europejskie ceny gazu. Dostępne w ISE prognozy i dane [4] zakładają jednak, iż ta sytuacja może się zmienić już od 2020 roku (tzw. break-even) i prognozuje niższą o 20-40 USD/1000 m 3 cenę niż konkurencyjne benchmarki cenowe. 3. LOGISTYKA - DOSTĘPNE MOCE SKRAPLANIA (USA) I REGAZYFIKACJI (UE) By gaz ziemny (LNG) mógł zostać przeznaczony na eksport ze Stanów Zjednoczonych trzeba uzyskać stosowne pozwolenie. Urząd przyznający pozwolenia na budowę i eksploatację terminali LNG (wraz z pozwoleniem środowiskowym) to FERC lub Departament Transportu (DOT). Jurysdykcja FERC dotyczy terminali budowanych na lądzie oraz wodach stanowych. Pozwolenie na budowę terminali pływających na wodach federalnych" wydaje DOT za pośrednictwem US Maritime Administration (MARAD). Najważniejszym dokumentem dla inwestycji w postępowaniu regulacyjnym (zwłaszcza przed FERC) oraz dla jego oceny biznesowej (dokumentacja techniczna) jest tzw. Front End Engineering & Design ("FEED"). Jest to dokument zazwyczaj przygotowany przez wybraną do tego specjalistyczną firmę inżynierską. Dla krajów nie objętych umowami o wolnym handlu procedura uzyskania pozwolenia wymaga decyzji oceniającej, czy dany projekt nie zagraża publicznemu interesowi Stanów Zjednoczonych" (m.in. ocenę wpływu eksportu na bezpieczeństwo energetyczne USA, ocenę popytu krajowego na gaz i stopnia jego zagrożenia przez wywóz LNG, wpływ na gospodarkę, miejsca pracy, bilans handlowy, aspekty środowiskowe, itd.). Średnio, rozpatrzenie takiego postępowania trwa ponad dwa lata. Dla krajów objętych umowami o wolnym handlu (ang. Free Trade Agreements -FTA) procedura jest dużo prostsza i w zasadzie automatyczna
(chyba, że gaz ziemny był wyłączony z FTA). Uzyskanie takiej decyzji trwa średnio około 90 dni (tabela 1). Aktualnie, 103 projekty instalacji LNG są w różnej fazie realizacji (realizowane lub rozważane) w Stanach Zjednoczonych. 10 projektów jest branych pod uwagę na wybrzeżu Pacyfiku, a aż 93 projekty w basenie oceanu atlantyckiego (kierunek europejski). 13 projektów znajduje się już w fazie budowy (wszystkie na wybrzeżu atlantyckim), 8 projektów uzyskało status zakończonych prac nad FEED, 7 projektów pozostaje w fazie procesu przygotowania FEED, 3 projekty są na etapie przygotowania do FEED, natomiast 59 projektów to nadal wstępne propozycje. Przez projekt rozumiemy samodzielnie działającą jednostkę skraplającą tzw train". W danej lokalizacji może, i najczęściej znajduje się kilka tra-ins" - np. w Sabinę Pass są budowane cztery jednostki, a dwie kolejne są w dość zaawansowanych fazach postępowania. Według danych International Gas Union (IGU) przedstawionych w kwietniowym raporcie 2016 World LNG Report" [3] łączny wolumen zakupionego gazu ziemnego w postaci skroplonej LNG wyniósł w 2015 roku 244,8 mln ton, a jest to o 4,5 min ton więcej niż 2014 roku. 139,8 mln ton LNG zostało przetransportowane w kierunku azjatyckim, gdzie największym światowym odbiorcą jest Japonia. W 2015 roku odebrała ona 85,6 mln ton LNG, co reprezentuje około 34% światowej konsumpcji. Uwaga - TAK! jedna gospodarka, jedno państwo kupuje 1/3 światowej produkcji LNG. Drugie miejsce zajmuje Korea Południowa z odebranym wolumenem na poziomie 33,4 mln ton (13,2%), a kolejne są Chiny z odebranym wolumenem na poziomie 19,8 mln ton (7,9%). Patrząc na europejską skalę, lub polskie problemy z terminalem LNG, którego termin oddania do eksploatacji był wielokrotnie przesuwany, ilość amerykańskich projektów jest imponująca. Przekładając ją na planowane moce skraplania, okazuje się, że w ciągu 10 lat powstanie w Stanach Zjednoczonych instalacji LNG o łącznej mocy około 130 Mtoe (ponad 110 mln ton LNG), zlokalizowane głównie na wybrzeżu atlantyckim (rys. 4), chociaż dostępne w ISE prognozy zakładają, że nowe terminale LNG na wybrzeżu Pacyfiku zostaną oddane do użytkowania dopiero po 2025 roku. Takie planowane moce, dają około 20-25% rezerwy w stosunku do planowanych wolumenów eksportu.
Strategia Stanów Zjednoczonych jest bardzo konsekwentna, amerykańskie firmy już podpisały kontrakty eksportowe (do 2021 roku) na 95-96% prognozowanej mocy. W kontekście Polski, oznacza to, że uzyskanie wolnej mocy przesyłowej dla importera LNG do Polski, np. przez PGNiG, Orlen czy Lotos, może być, bez uzyskania specjalnego statusu, bardzo trudne. Europejska infrastruktura gazyfikacyjna jest rozwijana od dawna. Według Gas Infrastructure Europe [1] Unia Europejska dysponuję 28 terminalami LNG (24 large-scale i 4 small-scale), a 3 dodatkowe są w trakcie realizacji. 26 instalacji znajduje się dziś w fazie projektu, przy czym część, to rozbudowa istniejących mocy. Łączna moc regazyfikacyjna w Europie to 195 mld m 3 /rok [13]. Obecna oraz planowana infrastruktura LNG w Unii Europejskiej gwarantuje bezpieczeństwo importu gazu ziemnego (łącznie około 50% rezerwę mocy w stosunku do planowanych wolumenów importu). Podsumowując, instalacje gazowe, amerykańska infrastruktura skraplająca oraz europejskie terminale regazyfikujące, są i będą rozbudowywane na wystarczającym poziomie by sprostać prognozowanym przepływom wymiany. Najważniejszym pytaniem jest, czy nadwyżki amerykańskiego wydobycia gazu ziemnego będą przeznaczone na eksport do Unii Europejskiej. 4. PROGNOZA POTENCJALNEGO WOLUMENU WYMIANY - WARIANT BAZOWY BEZ ZMIAN WYNIKAJĄCYCH Z TTIP Z analizy zakontraktowanych wolumenów LNG dla budowanych i planowanych terminali skraplających w Stanach Zjednoczonych (rys. 5) widać, iż do 2020 roku są one równe. Taka informacja nie szokuje, gdyż mowa tu o terminalach, które są obecnie w trakcie budowy. Co ważne, na te instalacje zakontraktowano już (na 20-25 lat) około 97,5% mocy skraplania. Jedyny krótszy okres to 2 letni kontrakt na sprzedaż LNG do Indii z terminalu Sabinę Pass T2. Z danych wynika również, że tylko w terminalu Sabine Pass pozostaje jeszcze około 1,7 Mtoe
(około 2 mld m /rok) wolnych mocy. Przyglądając się instalacjom z dokumentacją FEED, okazuje się, iż 90% mocy skraplających posiada już długoterminowe kontrakty. Instalacje pozostające w trakcie procesu opracowania FEED oraz instalacje znajdujące się w fazie przygotowania do FEED mają dziś zablokowanych odpowiednio około 25% (16 Mtoe) i 30% planowanych mocy. Nawet terminale pozostające w sferze projektu mają już rezerwacje na dostawy na poziomie 22 Mtoe (25 mld m 3 /rok). Biorąc pod uwagę kierunek dostaw zakontraktowanych mocy okazuję się, że wolumen eksportu (przypisany kierunek) dla Unii Europejskiej jest niski. Do Francji (EDF France), z terminali będących w budowie, ma zostać wysłanych około 0,9 Mtoe (1,1 mld m 3 /rok). Znane grupy energetyczne (BG, BP, Engie, Gas Natural, Iberdrola, Endesa) mają podpisane kontrakty lecz nie ma w nich przypisanych końcowych destynacji lub mają podany kierunek azjatycki (np. BP do Chin, Engie do Japonii). Z instalacji z zakończonym FEED do Europy (do Portugalii) może być wysłane (0,9 Mtoe) (Grupa EDF France bierze pod uwagę zmianę desty nacji na Salwador), a z instalacji będących w trakcie procesu FEED może być
wysłanych do Wielkiej Brytanii (grupa Centrica) 2,1 Mtoe (2,4 mld m 3 ). W efekcie, oznacza to, że do Unii Europejskiej rocznie może trafiać około 3,9 Mtoe (4,5 mld m 3 ) (przy uwzględnieniu ryzyka projektów 2,65 Mtoe (3,1 mld m 3 )), co stanowi tylko około 3% całości zakontraktowanego LNG ze Stanów Zjednoczonych. Azja pozostaje rynkiem, który ma najbardziej skorzystać z amerykańskiego LNG. Eksportowanych w tym kierunku ma być aż 36 Mtoe (Japonia - 20 Mtoe, Korea - 6,7 Mtoe, Indie - 7,3 Mtoe oraz Indonezja -1,8 Mtoe). Trzeba podkreślić, że 28 Mtoe z budowanych terminali (prawie drugie tyle z uwzględnieniem ryzyka budowy) przewidziane jest w kontraktach o niesprecyzowanym miejscu dostawy. Istnieje więc prawdopodobieństwo, że część wolumenu może zostać wysłane do Unii Europejskiej ponieważ około 36 Mtoe (wielkość na 2025 rok z uwzględnieniem ryzyka) z 52 Mtoe LNG o niesprecyzowanym miejscu dostaw pozostaje w gestii firm europejskich. Warto wspomnieć, że wszystkie kontrakty zawierane przez podmioty zawiadujące terminalami LNG w Stanach Zjednoczonych nie mają klauzul o ściśle zdefiniowanym miejscu przeznaczenia (tzw. destination clause). 5. EWENTUALNY WPŁYW TTIP NA ZMIANĘ WOLUMENÓW WYNIKAJĄCYCH Z WARIANTU BAZOWEGO Trudno zakładać, że nawet przy tak przemyślanej strategii eksportu Stanów Zjednoczonych mają szanse zostać zrealizowane wszystkie projekty terminali skraplających. Słuszne wydaje się jednak stwierdzenie, że podpisanie porozumienia TTIP znacznie uprości wyżej wskazane procedury uzyskiwania pozwoleń na wywóz LNG w kierunku UE oraz, przede wszystkim, skróci czas ich przyznawania (70-80 dni vs 750-800 dni). Uzyskanie przez Unię Europejską statusu FTA (Free Trade Agreement) pozytywnie wpłynie na realizację wielu projektów. W ciągu najbliższych 10 lat, około 25 Mtoe LNG z instalacji będących dopiero w fazie opracowania FEED, pojawi się na rynku. Duża część tego wolumenu może zostać dostarczona do Europy. Łącznie niezakontraktowany wolumen to od 2022 roku (koniec kontraktu jamalskiego) około 16 Mtoe z trendem rosnącym, aż do 40 Mtoe w 2025 roku. Jeżeli chociaż połowa z tego trafi na rynek europejski to pozwoli zaspokoić około 20-25% łącznego popytu na LNG generowanego przez kraje członkowskie UE, razem z 18-20 Mtoe z kontraktów bez doprecyzowanego jednoznacznie kierunku dostaw obsługiwanych przez podmioty z Europy może stanowić 45-50% podaży LNG na unijnym rynku i 13-14% całości importu gazu ziemnego do UE. Prawdopodobieństwo realizacji tego scenariusza zależy w dużym stopni od wyników negocjacji porozumienia TTIP. Ostatnią ważną do poruszenie kwestią jest jasno deklarowana chęć wejścia na rynek LNG rosyjskich spółek. Pomimo aktualnych problemów finansowych dla poszczególnych projektów, kwestii politycznych takich jak embargo czy deficyt budżetowy wywołany głównie przez spadki cen surowców, oraz spóźnione decyzje w inwestycje w kierunku rozwoju infrastruktury LNG, Rosja jest w stanie stosunkowo szybko nadrobić swoje zaległości. A niech tylko cena ropy naftowej wróci do poziomu 100 dol./bbl....
Z punktu widzenia Europy jest to ważna i trudna sytuacja, o której też wspominamy bardzo często. Rozbudowując infrastrukturę LNG, Gazprom czy inne rosyjskie spółki są w stanie stosunkowo łatwo zaproponować bądź skorzystać z propozycji kontraktów swap dla odbiorców europejskich. W efekcie oraz czysto przykładowo, gaz ziemny z Rosji zostałby zatłoczony do europejskiego klienta we Francji, Niemczech, Belgii czy Polski w klasyczny sposób, czyli gazociągami, a rosyjskie LNG transportowane np. do Azji z portu LNG we Władywostoku trafiłoby do Japonii. Dziś ciężko sobie niektórym taką sytuacje wyobrazić lecz ekonomicznie jest to jak najbardziej możliwe i przy obecnych niskich cenach oraz nadpodaży może być stosunkowo szybko zrealizowane. Jednak, tylko nieliczni kilka lat temu wskazywali [8], że japońskie firmy zaczną stawiać na innych, niż japońskie społeczeństwo, odbiorców na gaz ziemny w formie LNG. Dziś wprost możemy powiedzieć, że następuje globalizacja - duże firmy oraz poszczególni producenci i konsumenci LNG konkurują ze sobą na wszystkich rynkach. Konkurują, lecz każda ze stron chce zarobić, a jeśli model pokaże, że swap LNG to ekonomicznie opłacalne rozwiązanie, to zostanie ono bezwzględnie wykorzystane. Także w Europie. 6. PODSUMOWANIE Podpisanie porozumienia TTIP znacznie uprości procedury uzyskiwania pozwoleń na wywóz LNG w kierunku UE oraz, przede wszystkim, skróci czas ich przyznawania (70-80 dni vs 750-800 dni). Instalacje gazowe, amerykańska infrastruktura skraplająca oraz europejskie terminale regazyfikujące, są i będą rozbudowywane na wystarczającym poziomie by sprostać prognozowanym przepływom wymiany. Nie wiadomo jednak, jaka część nadwyżek amerykańskiego wydobycia gazu ziemnego będzie przeznaczona na eksport do Unii Europejskiej. Warto dodać, że już w 2016 r. dwie dostawy LNG trafiły z USA do UE (Portugalii i Hiszpanii). Na skalę przyszłego importu gazu z USA zapewne wpływ będzie mieć zapotrzebowanie UE na gaz ziemny. Jak wskazują ostatnie lata to zapotrzebowanie się zmniejszyło, głównie na skutek ograniczenia wykorzystania gazu ziemnego w sektorze energetycznym. Niskie ceny gazu na rynku amerykańskim zachęcają przedsiębiorstwa, także europejskie (np. firmy, chemiczne), do inwestycji na kontynencie amerykańskim [2]. Azja pozostanie rynkiem, który najbardziej skorzysta z amerykańskiego LNG. Eksportowanych w tym kierunku ma być aż 36 Mtoe. Umowa TTIP powinna przynieść korzyści obu stronom, choć, ze względu na wyższe cła importowe w UE, ich ewentualne zniesienie, da większe korzyści stronie amerykańskiej.
LITERATURA: [1] GIE 2015 - Gas Infrastructure Europa (http://www.gie.eu). [2] Gross-Gołacka E., Lubiewa-Wieleżyński W., Sikora A.P., Szurlej A., Biały R.: Wyzwania dla producentów nawozów mineralnych w kontekście liberalizacji krajowego rynku gazu ziemnego, Przemysł Chemiczny, ISSN 0033-2496, t. 92 nr 8, 2013, s. 1393-1398. [3] IGU 2016-2016 World LNG Report"; http://www.igu.org/publications/2016-world-lng-report [4] ISE 2015 - Opracowanie pt. Koszty i korzyści Polski w sektorze energetycznym związane z planowaną umową handlową między UE i USA (TTIP)". 2015. Instytut Studiów Energetycznych w Warszawie (materiał niepublikowany). [5] Janusz P., Kaliski M., Szurlej A., 2015. Rewolucja łupkowa a zmiany na rynku gazu skroplonego. Gospodarka Surowcami Mineralnymi/Minerał Resources Management, vol. 31 iss. 3, s. 5-24. [6] Kaliski M., Krupa M., Sikora A., Szurlej A.: Ekonomiczne aspekty pozyskiwania gazu z formacji łupkowych na podstawie doświadczeń rynku północnoamerykańskiego, Rynek Energii, nr 1, 2014, s. 151-158. [7] MAE 2015 - Międzynarodowa Agencja Energii World Energy Outlook 2014". [8] Sikora A.: Skroplony gaz ziemny a inne źródła importu gazu do Unii Europejskiej; Wydawnictwo AGH. ISBN: 978-83-7464-580-5; rok 2013 [9] Siemek J., Kaliski M., Rychlicki S., Sikora S., Janusz P., Szurlej A.: Importance of LNG technology in the development of world's natural gas deposits. Gospodarka Surowcami Mineralnymi, vol. 27 iss. 4, 2011, s. 109-130. [10] Sikora A., Sikora M.: LNG wyrusza na poszukiwanie nowych rynków - Analiza, Biznes Alert, 20.01.2016 -http://biznesalert.pl/lng-wyrusza-na-poszukiwanie-nowych-rynkow/ [11] Sikora A., Sikora M.: Polska powinna włączyć się w wyścig po LNG z USA. (Poland should stand in line for U.S. LNG), Biznes Alert, 4.03.2016 http://biznesalert.pl/polska-powinna-wlaczyc-sie-w-wyscig-po-lng-z-usa-analiza/ [12] Sikora A., Sikora M.: U.S. LNG czyli price is still the king, CIRE, 17.05.2016 - http://www.cire.pl/item,129411,13,0,0,0,0,0,us-lng-czyli-price-is-still-the-king.html
[13] Sikora M.: L'independance energetiąue de la Pologne avec l'inauguration du Terminal LNG a Świnoujście (Energy independence of Poland with the inauguration of the LNG Terminal in Świnoujście), APGEF, 16.10.2015 - http://www.apgef.com/lindependance-energetique-de-la-pologne-avec-linauguration-du-termi nal-lng-a-swinoujscie/ [14] Sikora M., Sikora A.: Lithuanian "Independence", CIRE, 20.11.2015 http://www.cire.pl/item,120686,13,0,0,0,0,0,litewskie-independence.html [15] Szurlej A., Janusz P.: Natural gas economy in the United States and European markets. Gospodarka Surowcami Mineralnymi, t. 29 z. 4, 2013, pp. 77-94. Artykuł finansowany z badań statutowych AGH 11.11.210.217 NATURAL GAS MARKET IN CONTEXT OF TRANSATLANTIC TRADE AND INVESTMENT PARTNERSHIP Key words: natural gas, gas market, import, export, LNG, TTIP Summary. The Transatlantic Trade and hwestment Partnership - TTIP agreement is aimed at creating a free trade area between the European Union and the United States. It is designed to liberalize the access to internal markets, facilitate capital flows, and eliminate non-tariff barriers to trade. The agreement should bring benefits to both parties, although the critics of the proposed agreement are afraid that the agreement may contribute to strengthening the position of large corporations at the expense of small indigenous enterprises and limit the powers of governnments. From the EU point of view, ere are serious concems about flooding the European market with cheap products from the United States. The article attempts to analyze the gas market after the entry into force of the TTIP agreement that is currently under negotiation. The structure of imports and exports of natural gas in both the European Union and the United States presented in the paper is broken down into directions, forms of supply, the structure of LNG imports to Europe, the size of the capacities to be installed, and the projected potential of the trade volume. Tadeusz Olkuski, dr hab., inż., Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Energetyki i Paliw Andrzej Paweł Sikora, dr inż., Instytut Studiów Energetycznych w Warszawie Mateusz Piotr Sikora, mgr inż., Instytut Studiów Energetycznych w Warszawie Adam Szurlej, dr hab., inż., Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu Barbara Tora, prof. dr hab. inż., Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie, Wydział Górnictwa i Geoinżynierii.