Łagodna pogoda i wysoka podaż LNG ograniczają wzrost cen gazu w Europie

Pod koniec zeszłego tygodnia ceny gazu (NOV25) kierowały się tendencją spadkową do poziomu 31,30 EUR/MWh odnotowanego w obecny poniedziałek (27.10), a następnie umocniły się do 31,87 EUR/MWh w środę po południu (29.10). Jednym z głównych czynników wpływających na ceny w minionym tygodniu były łagodne warunki atmosferyczne w Europie Zachodniej oraz wysoka produkcja energii z wiatru. Temperatury w tygodniu pozostawały powyżej normy sezonowej, jednak najnowsza prognoza wskazuje na możliwe ochłodzenie do połowy listopada, a następnie ocieplenie dla początku grudnia. Dodatkowo, zgodnie z prognozami - przewidywana generacja wiatrowa ma być niska w dniach 1-10 listopada. Prędkość wiatru ma również spaść poniżej normy w dniach 5–10 listopada. Ponadto spodziewany jest wzrost podaży do sieci z terminali LNG w Europie Zachodniej, po tym jak Eemshaven powróci do standardowej aktywności, zmniejszonej ostatnio przez burze. Warto również wspomnieć o tymczasowych pracach na polu Troll w Norwegii, które mają zakończyć się jutro.

Rynek wciąż pozostawał wrażliwy na sytuację geopolityczną, szczególnie w kontekście Ukrainy. Uczestnicy rynku przyglądali się kolejnym rosyjskim atakom na infrastrukturę energetyczną, które potencjalnie wywołają jeszcze większy import gazu z UE do Kijowa. Dane z systemu przesyłowego pokazują, że przepływy z UE zwiększyły się już na początku tego tygodnia, a państwowy koncern Naftogaz poinformował, że jego instalacje gazowe zostały ponownie zaatakowane w nocy z poniedziałku na wtorek.  Jednocześnie, Ukraina zabezpieczyła nowe finansowanie od Europejskiego Banku Inwestycyjnego (EBI) oraz pożyczkę z Oschadbanku umożliwiające zakup około 1 mld m³ gazu do końca roku, a kraj planuje dalsze zwiększenie importu w 2026 roku. Rynek również śledził efekty sankcji UE i zakazu importu LNG od 2027 roku, które także wywoływały krótkoterminowe umocnienie cen.

Warto również wspomnieć, że w tym tygodniu IEA opublikowała roczny raport z analizą nadchodzącej transformacji i jej konsekwencji, oferując przegląd potencjalnych trendów w zakresie podaży, popytu i handlu na światowych rynkach gazu ziemnego w nadchodzących latach. Z owej publikacji można wyciągnąć 6 głównych wniosków:  

1. Globalne moce skraplania LNG mają wzrosnąć o 300 mld m³ rocznie do 2030 r., przy czym Katar i USA będą odpowiadać za około 70% tego przyrostu. Po uwzględnieniu tempa uruchamiania projektów, współczynników wykorzystania mocy i spadków produkcji u dotychczasowych dostawców, oznacza to netto wzrost podaży LNG o około 250 mld m³.  

2. Wzrost globalnej podaży LNG może wywrzeć presję na spadek cen importowych skroplonego gazu. Ceny mogą zacząć zbliżać się do poziomu krótkookresowych kosztów krańcowych amerykańskiego LNG, począwszy od 2027 r. W takim scenariuszu ceny importowe LNG w latach 2025–2030 mogłyby być o około 40% niższe niż w poprzednich pięciu latach. 

3. Światowy popyt na gaz ma wzrosnąć o 9–10% do 2030 r., przy czym sama Azja będzie odpowiadać za około połowę tego wzrostu. W scenariuszu bazowym globalne zużycie gazu rośnie średnio o prawie 1,5% rocznie, ale przy niższych cenach reakcja popytu może podnieść średnie tempo wzrostu do 1,7% — co oznacza wyraźne przyspieszenie w porównaniu z poprzednimi pięcioma latami (1,45%). 

4. Dostawcy LNG będą musieli dostosować swoje strategie sprzedażowe, aby fala LNG przyniosła długofalowe korzyści dla globalnego rynku gazu. Obejmuje to bardziej elastyczne warunki dostaw, większe zróżnicowanie cen, rozwinięcie handlu krótkoterminowego oraz silniejszą integrację w dół łańcucha wartości.  

5. Produkcja gazów niskoemisyjnych ma wzrosnąć ponad 2,5 krotnie do 2030 r., głównie dzięki dynamicznemu rozwojowi biometanu i wodoru. Pomimo tak silnego wzrostu, ich łączny udział w globalnych dostawach gazu pozostanie na poziomie około 1%. 

6. Brak inwestycji w drugiej połowie dekady może doprowadzić do zaostrzenia warunków rynkowych w latach 30. XXI wieku — zwłaszcza jeśli reakcja popytu okaże się silniejsza niż obecnie się oczekuje. 

Zgodnie z najnowszą analizą - rynek oczekuje dalszej stabilizacji cen gazu w okolicach obecnych poziomów, z lekką presją spadkową wynikającą z wysokiej podaży LNG i łagodnych temperatur. Czynniki polityczne, takie jak spotkania przywódców Chin i USA, mogą mieć jedynie ograniczony wpływ na ceny w najbliższych dniach, podczas gdy pogoda i dostępność źródeł energii pozostają kluczowe dla krótkoterminowej równowagi podaży i popytu.

Gaz w Polsce:

Na przestrzeni ostatniego tygodnia ceny kontraktu CAL26 na polskiej TGE oscylowały w przedziale 151,70 PLN/MWh- 155 PLN/MWh.

We wtorek pojawiła się publikacja analityka Brendana A’Hearn traktująca o polskim rynku gazu i próbie odpowiedzi na pytanie „Czy polski rynek gazu może się rozwijać bez liberalizacji?”. Dodatkowo, artykuł zawiera rozważania nad możliwością transformacji Polski w regionalny hub bez wprowadzenia większej konkurencji. Cały artykuł można znaleźć pod linkiem: State Control and Market Expansion: Can Poland’s Gas Market Develop Without Liberalisation? - Oxford Institute for Energy Studies

Poniżej przedstawiam główne wnioski: 

1. Polska dysponuje już dziś infrastrukturą, która pozwala znacząco zwiększyć zarówno import, jak i eksport, przy jednoczesnym zaspokojeniu rosnącego popytu krajowego. Ta elastyczność dodatkowo wzrośnie po uruchomieniu terminalu LNG w Gdańsku w 2028 r., który ma zapewnić około 200 GWh/d dodatkowych mocy importowych. Możliwa budowa drugiego FSRU w Gdańsku (przeznaczonego również w dużej części dla rynków zagranicznych) mogłaby jeszcze bardziej wzmocnić ten potencjał, zwłaszcza jeśli Komisja Europejska rzeczywiście doprowadzi do zakończenia importu rosyjskiego gazu do końca 2027 r. 

2. Dzięki połączeniu z gazociągiem Polska–Słowacja, Polska mogłaby dostarczać nawet 144 GWh/d bezpośrednio do Słowacji, a jeszcze więcej – jeśli gaz byłby tranzytowany przez Ukrainę (po odcięciu dostaw z Rosji do UE). 

3. Polska nie będzie jedynym źródłem dodatkowych dostaw po 2028 r. – wtedy ma już działać projekt Neptun Deep w Rumunii, który zakłada produkcję ok. 8 mld m³ rocznie, co mogłoby zastąpić około połowę utraconych wolumenów z TurkStreamu. W regionie rozbudowywany jest także terminal LNG Krk w Chorwacji – z obecnych 2,9 mld m³/r do 6,1 mld m³/r – wraz z infrastrukturą przesyłową w kierunku Węgier. 

4. Bliska współpraca Orlenu z Naftogazem oraz duże rezerwacje przepustowości na rok 2025–26 wskazują, że dostawy z Polski na Ukrainę będą się utrzymywać co najmniej w perspektywie krótkoterminowej, a może i dłużej. 

5. Polski rynek gazu znacząco się powiększy w ciągu najbliższej dekady, napędzany procesem odchodzenia od węgla na rzecz gazu w sektorze elektroenergetycznym i ciepłowniczym, a rola największego państwowego przedsiębiorstwa energetycznego prawdopodobnie jeszcze wzrośnie. 

6. Jeśli przez „rozwój” rozumiemy status regionalnego hubu, oceniany wyłącznie przez pryzmat fizycznych przepływów, Polska jest dobrze przygotowana – dysponuje mocami importowymi znacznie przekraczającymi krajowe potrzeby i znajduje się w regionie, który może potrzebować dodatkowych dostaw, jeśli Unia Europejska faktycznie zakończy import rosyjskiego gazu. 

7. Jednak, jeśli „rozwój” rozumieć w liberalnym sensie, znanym z północno-zachodniej Europy – z płynnymi giełdami, przejrzystymi sygnałami cenowymi, wieloma aktywnymi uczestnikami rynku i realnym wyborem dla odbiorców – to Brendan przewiduje, że wskutek kontroli jednego przedsiębiorstwa nad głównymi trasami dostaw, jego rozbudowanym portfolio obejmującym niemal całą krajową produkcję oraz długoterminowymi kontraktami z największymi odbiorcami - jest mało prawdopodobne aby w najbliższym czasie  Polska takowy osiągnęła. 

8. Dodatkowo, bariery regulacyjne, zwłaszcza wynikające z Ustawy o zapasach, zniechęcają nowych uczestników rynku. W rezultacie Polska raczej nie powtórzy modelu holenderskiego TTF ani brytyjskiego NBP.  Zamiast tego, w perspektywie kilku lat może wykształcić się inny typ hubu – „hub kierowany przez czempiona”, w którym jedna silna, wspierana przez państwo spółka odpowiada zarówno za krajowe zużycie, jak i za regionalne dostawy.  

9. Zgodnie z opinią analityka ICIS (Brendana A’Hearn), taki model może zapewnić krótkoterminowe bezpieczeństwo energetyczne i wpływy regionalne, ale wiąże się z ryzykiem długofalowych nieefektywności, mniejszej przejrzystości oraz potencjalnego konfliktu z prawem konkurencji UE.