Globalne ceny skroplonego gazu (LNG) i gazu ziemnego gwałtownie rosną w miarę eskalacji konfliktu USA-Iran i zamknięcia Cieśniny Ormuz

Wobec ponownego zamknięcia Cieśniny Ormuz i wznowienia działań zbrojnych między Iranem a Stanami Zjednoczonymi, Kpler Insight dostosował prognozę bazową podaży LNG, uwzględniając scenariusz przedłużającego się konfliktu. Cieśnina Ormuz to jeden z najważniejszych węzłów energetycznych na świecie, przez który przepływa około 20% globalnej konsumpcji LNG, głównie dzięki eksportowi z Kataru — konsekwentnie znajdującego się wśród trzech największych na świecie eksporterów LNG obok Stanów Zjednoczonych i Australii. Firma oczekuje obecnie, że ruch przez Cieśninę pozostanie poważnie ograniczony do końca 2026 roku, z gradualną odbudową przez cały I kwartał 2027 roku. Kontynuacja konfliktu zbrojnego na Bliskim Wschodzie już doprowadziła do gwałtownego wzrostu cen TTF i azjatyckiego LNG w ostatnich dniach, gdy europejscy i azjatyccy kupcy rywalizują o dostępną podaż.

Oceny rynkowe i handlowe

Prognoza ceny europejskiej TTF na miesiąc dostawy front-month: Bycza. Europejscy kupcy prawdopodobnie będą licytować wyżej o LNG z basenu atlantyckiego w obliczu rosnących napięć na Bliskim Wschodzie i ryzyka lekkiego spadku w krótkim terminie eksportu LNG z USA z powodu burzy tropikalnej Bertha. Fundamentalnie Kpler Insight oczekuje spadku importu LNG, stabilnej podaży z rurociągów i utrzymania konsumpcji gazu na dotychczasowym poziomie.

Prognoza ceny azjatyckiego LNG na miesiąc dostawy front-month: Nieznacznie bycza. Choć ostatnio notowany rally już uwzględnił znaczną premię geopolityczną, zrewidowany scenariusz przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz według Kpler Insight dodatkowo zaostrza bilans podaży prompt poprzez oczekiwania niższego eksportu z Kataru w okresie wrzesień–grudzień. Oczekuje się, że ceny dostaw z września pozostaną dobrze wspierane, gdy kupcy rywalizują o mniejszą pulę ładunków z basenu atlantyckiego w obliczu utrzymującej się niepewności geopolitycznej dotyczącej tranzytu przez Ormuz.

Prognoza spreadu azjatycki LNG – TTF: Ulegnie lekkimu zwężeniu, gdyż prawdopodobne jest, że TTF zanotuje ostrzejszy wzrost w stosunku do azjatyckiego LNG. W ubiegłym tygodniu azjatycki LNG wzrósł do premii nad TTF, przy spreadzie na poziomie 1,09 USD/MMBtu 22 lipca, w porównaniu do dyskonta -1,36 USD/MMBtu tydzień wcześniej.

Prognoza ceny amerykańskiego Henry Hub na miesiąc dostawy front-month: Stabilna. Silna produkcja, wysokie poziomy magazynowe i stosunkowo słaby popyt utrzymują ceny w przedziale.

Źródło: ICE, NYMEX. Cena indeksowana Brentem odpowiada 12-procentowemu nachyleniu 90-dniowej średniej kroczącej kontraktu Brent. Źródło: ICE, Kpler Insight.

Europa: Napięcia na Bliskim Wschodzie wciąż napędzają byczą presję na TTF

Europejski kontrakt TTF na miesiąc dostawy front-month kontynuował rally w ubiegłym tygodniu, osiągając 20,91 USD/MMBtu przy rozliczeniu 22 lipca, wzrost o 15,1% z 18,17 USD/MMBtu 15 lipca — co oznacza najwyższe zamknięcie głównego europejskiego benchmarku od stycznia 2023 roku. TTF, notowany na wirtualnym hubie Title Transfer Facility w Holandii, stanowi główny europejski benchmark cen gazu oraz kluczowy punkt odniesienia dla globalnych cen ładunków LNG. Większość wzrostów wynikała z ponownej eskalacji konfliktu USA-Iran wraz z nowymi atakami w całym regionie. Zdarzenia te, w połączeniu ze spadkiem załadunków w katarskim Ras Laffan i ograniczeniem przejść statków LNG przez Cieśninę, są postrzegane przez uczestników rynku jako długoterminowe zakłócenie podaży z Zatoki Perskiej, co prawdopodobnie zintensyfikuje konkurencję między basenami o elastyczną podaż.

Byczy sentyment był dodatkowo wspierany przez niższy import LNG z tygodnia na tydzień, co przyczyniło się do spowolnienia netto iniekcji do podziemnych magazynów gazu (UGS) przy stabilnej podaży z rurociągów i konsumpcji gazu. Ponadto przejście burzy tropikalnej Bertha przez wybrzeże Zatoki w USA wzbudziło obawy o ewentualne opóźnienia w załadunkach LNG z USA w nadchodzących dniach, co dodatkowo wzmocniło bycze momentum.

Patrząc w przód, Kpler Insight utrzymuje byczą prognozę dla kontraktu TTF na miesiąc dostawy front-month, oczekując, że europejscy kupcy będą licytować wyżej, aby zapewnić sobie podaż LNG z basenu atlantyckiego w obliczu dalszego pogorszenia sytuacji konfliktu na Bliskim Wschodzie i ryzyka tymczasowego spadku eksportu LNG z USA. Fundamentalnie firma przewiduje spadek importu LNG z tygodnia na tydzień, utrzymanie podaży z rurociągów na dotychczasowym poziomie oraz stabilność konsumpcji gazu.

Netto import rurociągowy UE pozostał stabilny, rosnąc zaledwie o 0,4% tydzień do tygodnia do szacowanych 3,17 bcm. Wyższy import z Norwegii, Libii i Wielkiej Brytanii zrekompensował drobne spadki w eksporcie algierskim do Włoch. Kpler Insight przewiduje, że netto import rurociągowy pozostanie stabilny, ponieważ lekki spadek przepływów z Norwegii — wynikający z nieplanowanej konserwacji w Dvalin — prawdopodobnie zostanie zrekompensowany przez oczekiwane niewielkie wzrosty eksportu z Algierii dzięki prognozowanemu spadkowi temperatur w Afryce Północnej.

Europejski import LNG spadł o 21,7% tydzień do tygodnia do 1,26 mt, przy czym krajowe ceny gazu na hubach w rynkach Europy Północno-Zachodniej (NWE) okazały się zbyt niskie, aby przyciągnąć podaż. Niższy import do Iberii wynikał z trwających planowych prac konserwacyjnych w kilku hiszpańskich terminalach. Zmniejszone wolumeny LNG do Hiszpanii w warunkach wysokiego popytu na gaz do produkcji energii wypchnęły ceny PVB do premii nad TTF, przyciągając import rurociągowy z Algierii i Francji. Oczekuje się, że import LNG nieznacznie spadnie, głównie w wyniku zintensyfikowanej konkurencji z azjatyckimi kupcami o podaż z basenu atlantyckiego w obliczu niekorzystnego spreadu sezonowego, który ogranicza rynkowe bodźce do zwiększenia iniekcji do UGS.

Łączna konsumpcja w lokalnej dystrybucji w 16 krajach UE wzrosła nieznacznie o 1,7% tydzień do tygodnia do szacowanych 0,91 bcm, jednak pozostała w zgodzie ze średnimi sezonowymi. Oczekuje się, że popyt w lokalnej dystrybucji pozostanie szeroko stabilny, ponieważ temperatury w całej kontynencie — zgodnie z prognozą — będą utrzymywać się w okolicach średniej pięcioletniej.

W sektorze energetyki produkcja z gazu w UE-25 była stabilna, spadając zaledwie o 1% tydzień do tygodnia do szacowanych 7,5 TWh. Mimo lekkiego wzrostu popytu na energię (+0,4% tydzień do tygodnia), wyższa produkcja wiatrowa w połączeniu ze wzrostem produkcji z węgla i energii jądrowej wywarła presję na produkcję gazową w NWE. Spadek ten został jednak niemal w pełni zrekompensowany przez wyższą produkcję gazową w Europie Południowej i Południowo-Wschodniej, napędzaną podwyższonymi temperaturami, pozostawiając całkowitą produkcję gazową szeroko stabilną tydzień do tygodnia. Oczekuje się, że produkcja gazowa pozostanie stabilna. Niskie zużycie gazu przewiduje się w pierwszej połowie tygodnia w warunkach niskich temperatur i silnych prędkości wiatru w NWE i Europie Południowej, po czym nastąpi wyższe spalanie gazu w drugiej połowie tygodnia, gdy temperatury wzrosną powyżej norm sezonowych, a prędkości wiatru spadną w większości kontynentu od 26 lipca.

Poziomy podziemnych magazynów gazu w UE-27 wzrosły do 54,4% na dzień 21 lipca, wzrost o 1,6% tydzień do tygodnia. Zgodnie z przepisami UE przyjętymi w 2022 roku, państwa członkowskie są zobowiązane do napełnienia podziemnych magazynów gazu do co najmniej 90% pojemności do 1 listopada każdego roku, co sprawia, że tempo iniekcji w okresie letniego napełniania jest uważnie obserwowanym wskaźnikiem bezpieczeństwa dostaw. Netto iniekcje średnio wynosiły 0,23 bcm/d w ubiegłym tygodniu, o 0,05 bcm/d poniżej średniej pięcioletniej. Wolniejsze tempo wynikało głównie z słabszych iniekcji netto w Hiszpanii, która polegała na podziemnych magazynach gazu, zapasach LNG i imporcie rurociągowym, aby zrekompensować utratę zdolności importowej LNG z powodu planowej konserwacji. Silna konsumpcja gazu, napędzana wysokim popytem na energię, również spowolniła iniekcje, pogłębiając skumulowany deficyt iniekcji w stosunku do średniej pięcioletniej o 0,07 bcm tydzień do tygodnia. Kpler Insight oczekuje, że tempo iniekcji magazynowych utrzyma się na dotychczasowym poziomie, ponieważ zmniejszona produkcja gazowa zostanie zrównoważona przez słabszą podaż LNG i z rurociągów. Tymczasem premia kontraktu TTF balance-of-summer nad kontraktem zimowym 26/27 rozszerzyła się do 2,68 EUR/MWh na dzień 22 lipca, odzwierciedlając ostatni skok cen kontraktów balance-of-summer i zmniejszając bodziec do iniekcji gazu do magazynów.

Azja: Rewizja w dół prognozy podaży LNG z Kataru wspiera wyższe ceny prompt LNG

Azjatyckie spotowe ceny LNG gwałtownie wzrosły z 16,81 USD/MMBtu 15 lipca do 22 USD/MMBtu 22 lipca (+5,19 USD/MMBtu tydzień do tygodnia), zgodnie z oczekiwaniami Kpler Insight dotyczącymi silnego rolowania kontraktu wrześniowego. Rally było napędzone przez rosnące ryzyko geopolityczne wokół Cieśniny Ormuz, utrzymującą się siłę cen europejskich hubów gazowych oraz nowe transakcje spot LNG w Azji, które wzmocniły wyższe poziomy cen, gdy kupcy wyceniali ograniczoną podaż z Bliskiego Wschodu i zwiększoną konkurencję o ładunki z basenu atlantyckiego.

Oczekuje się, że ceny azjatyckiego LNG pozostaną umiarkowanie bycze w nadchodzącym tygodniu. Choć rally z ubiegłego tygodnia już uwzględniło znaczną premię geopolityczną, zrewidowany scenariusz przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz według Kpler Insight zwiększa deficyt podaży prompt poprzez redukcję oczekiwanego eksportu LNG z Kataru. Oczekuje się, że utrzyma to ceny dostaw z września na silnym poziomie i podtrzyma premię za ryzyko prompt, gdy kupcy rywalizują o mniejszą pulę dostępnych ładunków.

Oczekuje się, że temperatury w Japonii w nadchodzącym tygodniu spadną w kierunku średnich sezonowych, podczas gdy południowe Chiny według prognozy doświadczą chłodniejszych niż normalne warunków. W pozostałej części Azji temperatury powinny pozostać szeroko w zgodzie z normami sezonowymi. Słabszy popyt na chłodzenie w Japonii i południowych Chinach prawdopodobnie wywrze presję na spadkową na ceny spot w krótkim terminie; jednakże ściślejsza podaż LNG z Bliskiego Wschodu i utrzymujące się ryzyko geopolityczne powinny w dużej mierze zrekompensować spadek napędzany czynnikami pogodowymi.

Zapasy LNG głównych zakładów energetycznych Japonii wzrosły o 0,09 mt tydzień do tygodnia do 2,51 mt na dzień 19 lipca, odzwierciedlając silniejsze uzupełnianie zapasów w warunkach wyższych temperatur w lipcu. Najnowsza prognoza Japońskiej Agencji Meteorologicznej (JMA) wskazuje na 40–50% prawdopodobieństwo wyższych niż normalne temperatur w sierpniu w większości Japonii, nieznacznie mniej niż w poprzedniej prognozie. Mimo tej rewizji w dół, oczekuje się, że dostępność mocy gazowych osiągnie 75 GW w sierpniu, wzrost o 1 GW r/r i powyżej średniej pięcioletniej, aby sprostać szczytowemu popytowi letniemu. W ramach scenariusza przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz Kpler Insight, Japonia pozostaje stosunkowo odporna dzięki większemu uzależnieniu od kontraktowanych wolumenów LNG i niższemu narażeniu na zakłócenia podaży z Kataru, co ogranicza destrukcję popytu w stosunku do innych rynków azjatyckich.

Prognoza popytu na LNG w Korei Południowej została zrewidowana w dół w ramach scenariusza przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz, gdyż utrzymujące się azjatyckie ceny spot LNG powyżej 18–20 USD/MMBtu prawdopodobnie opóźnią uzupełnianie zapasów i zachęcą do większej produkcji z węgla. Przy czym Koreańska Administracja Meteorologiczna (KMA) utrzymuje 50–60% prawdopodobieństwo wyższych niż normalne temperatur w sierpniu i wrześniu, oczekuje się, że popyt na LNG związany z chłodzeniem pozostanie stosunkowo stabilny. Niemniej jednak, podwyższone ceny prawdopodobnie zniechęcą do odbudowy zapasów w krótkim terminie, tłumiąc popyt na LNG prompt do końca 2026 roku. Oczekuje się, że Korea Południowa — obok Chin — przyczyni się do korekty popytu w Azji Północno-Wschodniej, pomagając zrównoważyć globalny rynek LNG do czasu rozpoczęcia odbudowy podaży z Bliskiego Wschodu w I kwartale 2027 roku.

Prognoza popytu na LNG w Chinach została zrewidowana w dół w ramach scenariusza przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz Kpler Insight, przy czym import w 2026 roku został obcięty o 4,5 mt względem poprzedniej prognozy. Oczekuje się, że korekta nastąpi poprzez opóźnioną odbudowę zapasów i słabszy przemysłowy popyt na gaz, gdyż utrzymujące się azjatyckie ceny spot LNG powyżej 18 USD/MMBtu podważają opłacalność importowanego LNG. Jednakże niższy niż oczekiwano import rurociągowy z Azji Centralnej i wolniejsze odzyskiwanie krajowej produkcji gazu w Hainan i Shanxi prawdopodobnie zaostrzy krajową podaż gazu w III kwartale i na początku IV kwartału. W połączeniu ze szczytowym letnim popytem na gaz do produkcji energii, może to utrzymać skromne krótkoterminowe zakupy LNG, choć silniejsza generacja solarna w sierpniu może ograniczyć dalszy wzrost. Chiny pozostają największym źródłem redukcji popytu na LNG w Azji Północno-Wschodniej do czasu rozpoczęcia odbudowy podaży z Bliskiego Wschodu w I kwartale 2027 roku, jednakże ściślejsze krajowe bilanse gazowe mogą nadal zapewniać dodatkowe, skromne wsparcie dla cen prompt.

Prognoza popytu na LNG w Indiach została zrewidowana w dół w ramach scenariusza przedłużającego się konfliktu w Cieśninie Ormuz Kpler Insight, przy czym import LNG w 2026 roku został zredukowany o 1,3 mt do 24,6 mt. Przy azjatyckich cenach spot LNG, które — zgodnie z oczekiwaniami — pozostaną powyżej 18–20 USD/MMBtu do końca 2026 roku, LNG stanie się coraz mniej konkurencyjny w stosunku do paliw alternatywnych. Oczekuje się, że wrażliwi cenowo użytkownicy przemysłowi i produkcja energii z gazu pochłoną większość destrukcji popytu, podczas gdy dystrybucja gazu miejskiego i popyt na nawozy pozostaną stosunkowo odporne. Kpler Insight prognozuje teraz całkowity popyt na gaz w Indiach na poziomie 64,5 bcm w 2026 roku, spadek o 4,6 bcm r/r.

Szerzej rzecz biorąc, Azja Południowa pozostaje regionem najbardziej narażonym na przedłużające się zakłócenia w podaży LNG z Bliskiego Wschodu. Oczekuje się, że Pakistan i Bangladesz zmniejszą konsumpcję LNG poprzez ściślejsze alokacje gazu, niższy popyt w sektorze energetycznym oraz niepełne zastąpienie zakłóconych ładunków z Kataru.

USA: Silna produkcja i wysokie zapasy magazynowe utrzymują Henry Hub poniżej 3,00 USD/MMBtu

Amerykańska cena Henry Hub na miesiąc dostawy front-month przy rozliczeniu 22 lipca wyniosła 2,93 USD/MMBtu, identycznie jak przy rozliczeniu 15 lipca. Mimo stosunkowo niewielkiej iniekcji do magazynów zgłoszonej na tydzień kończący się 10 lipca, ceny spadły do 2,86 USD/MMBtu w czwartek. Henry Hub odzyskał część strat w piątek, rozliczając się po 2,91 USD/MMBtu, gdyż niższe ceny pobudziły ograniczone zakupy. Jednakże mieszany wydźwięk prognoz temperatur i ryzyko związane z potencjalnymi skutkami burzy tropikalnej Bertha sprawiły, że ceny utrzymały się niemal na niezmienionym poziomie 2,87 USD/MMBtu w poniedziałek i wtorek. W środę nastąpił skromny rally, gdy wspomagające rewizje modeli pogodowych pokazały upalne temperatury na Południowym Zachodzie do końca lipca.

Oczekuje się, że ceny Henry Hub pozostaną w przedziale 2,85–3,00 USD/MMBtu przez najbliższe siedem dni, przy czym silna krajowa produkcja gazu, ograniczone skutki nadciągającej burzy tropikalnej oraz działania realizacji zysków przez traderów będą ograniczać potencjał wzrostowy. Odporność cen w USA pomimo globalnego wstrząsu podażowego podkreśla względna izolacja rynku amerykańskiego, który jest w dużej mierze samowystarczalny w zakresie gazu ziemnego i mniej bezpośrednio narażony na zakłócenia związane z Ormuzem.

Krajowa konsumpcja średnio wyniosła 81 Bcf/d, wzrost o 2 Bcf/d tydzień do tygodnia, gdyż upalne temperatury w połączeniu ze słabym wiatrem zwiększyły zapotrzebowanie na produkcję energii z gazu ziemnego. Popyt na gaz w sektorze energetycznym ponownie przekroczył 50 Bcf/d 21 lipca, gdy południowe i zachodnie USA doświadczyły morderczych upałów. Oczekuje się, że powyżejśrednie temperatury będą utrzymywać się przez większość terytorium stanów kontynentalnych w nadchodzącym tygodniu, choć chłodniejsze warunki na Północnym Wschodzie i w częściach Środkowego Zachodu ograniczą spalanie. Oczekuje się, że popyt na gaz w sektorze energetycznym będzie średnio wynosił 45–50 Bcf/d przez najbliższe siedem dni.

Burza tropikalna Bertha prawdopodobnie spowoduje opóźnienia w załadunkach z instalacji skraplania na wybrzeżu Zatoki w USA, choć dostawy gazu zasilającego powinny pozostać w większości nienaruszone.

Produkcja suchego gazu średnio wyniosła blisko 110 Bcf/d w ubiegłym tygodniu, wahała się między 109 a 110 Bcf/d. Kpler Insight oczekuje, że produkcja pozostanie na zbliżonym poziomie w warunkach wysokich temperatur.

USA zatopiły 41 Bcf do podziemnych magazynów w tygodniu kończącym się 10 lipca, co pokrywało się z konsensusem rynkowym. Zapasy wzrosły do 3 024 Bcf, choć nadwyżka względem średniej pięcioletniej spadła z 6,6% do 6,4%. Oczekuje się kolejnej stosunkowo niewielkiej nadbudowy magazynowej w tygodniu kończącym się 17 lipca, gdyż niższa generacja wiatrowa wspierała zwiększony popyt na gaz w sektorze energetycznym. Kpler Insight prognozuje netto iniekcję na poziomie 37 Bcf.

Globalna podaż LNG: Kpler Insight koryguje scenariusz bazowy dla Ormuz na „przedłużający się kryzys"

Globalny eksport LNG spadł do poziomu z sześciu tygodni w ubiegłym tygodniu, spadając o 0,50 mt tydzień do tygodnia do 7,21 mt, co było napędzane niższym eksportem z USA (-0,17 mt tydzień do tygodnia do 2,18 mt) i eksportem z Kataru (-0,09 mt do 0,34 mt). Kpler Insight oczekuje, że globalna podaż LNG spadnie dalej w tym tygodniu, gdyż burza tropikalna Bertha spowalnia załadunki na wybrzeżu Zatoki w USA, podczas gdy eksport LNG z katarskiego Ras Laffan nadal zwalnia, a wysyłki z UAE z Das Island ustały całkowicie po zamknięciu Cieśniny Ormuz. Straty te są częściowo rekompensowane przez wyższą podaż rosyjskiego LNG, z Sakhalin 2 powracającym do pełnej produkcji po planowej konserwacji.

W obliczu rosnących napięć geopolitycznych między USA a Iranem, Kpler Insight zrewidował swój scenariusz bazowy dla Cieśniny Ormuz ze scenariusza deeskalacji na scenariusz przedłużającego się kryzysu, w którym tranzyt LNG pozostaje poważnie ograniczony do końca 2026 roku przed gradualną odbudową w trakcie I kwartału 2027 roku. W rezultacie globalny eksport LNG został zrewidowany o 21 mt w dół za okres lipiec 2026 – marzec 2027 względem poprzedniego scenariusza bazowego deeskalacji, pozostawiając globalny rynek LNG znacznie zaostrzony na dłużej.

Załadunki z katarskiego zakładu Ras Laffan o zdolności 77 mtpa zwalniają, podczas gdy eksport z UAE ustał. W ubiegłym tygodniu załadunki w Ras Laffan spadły do czterech ładunków z sześciu w tygodniu poprzednim. Do tej pory w tym tygodniu jeden ładunek — Al Gharrafa — został załadowany, a drugi — Al Shamal — znajduje się obecnie w zakładzie. Najnowsze obrazy termiczne pokazują trzy aktywne linie technologiczne: QatarGas linie 6 i 7 oraz RasGas linię 7.

Tymczasem Das Island wyczerpał całą zdolność statków balastowych w Zatoce, a aktywność termiczna ujawnia, że zakład zwija produkcję, z tylko jedną z trzech linii technologicznych aktualnie online.

W USA burza tropikalna Bertha wylądowała w Luizjanie, podnosząc ryzyko opóźnień w załadunkach w zakładach skraplania na wybrzeżu Zatoki. Bertha, drugi nazwany sztorm sezonu huraganów na Atlantyku, wylądował w środę w parafii St. Bernard, około 40 mil na wschód od Nowego Orleanu, według National Hurricane Center (NHC). Prędkość wiatru według prognozy wynosi 40 węzłów, z potencjałem osiągnięcia maksymalnie 50 węzłów. W momencie publikacji liczba statków balastowych oczekiwała na morzu na przejście sztormu przed zawinięciem do terminali eksportowych LNG na wybrzeżu Zatoki w USA, co wskazuje, że opóźnienia w załadunkach są prawdopodobne do czasu przejścia sztormu.

Dostawy gazu zasilającego do amerykańskich zakładów skraplania kształtowały się między 16,23 a 16,53 bcf/d w ubiegłym tygodniu, przy czym Freeport LNG pozostawał offline z powodu planowej konserwacji jednej linii. Wolumeny gazu zasilającego Golden Pass utrzymywały się stabilnie na poziomie 0,31–0,33 Bcf/d w ubiegłym tygodniu, znacznie poniżej poziomu wymaganego do obsługi jednej linii skraplania o zdolności 6 mtpa przy pełnej wydajności, co wskazuje, że ramp-up nadal napotyka trudności.

W Kanadzie eksport z zakładu LNG Canada o zdolności 14 mtpa spadł z trzech ładunków do dwóch w ubiegłym tygodniu w związku z nieplanowaną konserwacją. Źródła blisko projektu wskazały, że w wyniku tego mogą nastąpić opóźnienia rzędu jednego lub dwóch dni.

W innym miejscu rosyjski zakład Sakhalin 2 o zdolności 10,8 mtpa powrócił do eksportu 18 lipca po planowej konserwacji, zwiększając podaż w basenie pacyficznym w obliczu trwającego kryzysu w Cieśninie Ormuz. Według danych Kpler, Grand Aniva przybył do Prigorodnoye 17 lipca przed załadunkiem i wypłynięciem dzień później.

Źródło: Kpler