1 godzina temu
Europa wchodzi w sezon grzewczy z zapasami gazu na poziomie ok. 63% pojemności magazynowej – najniższym od 2013 roku i o blisko 18 punktów procentowych poniżej pięcioletniej średniej. Benchmark holenderski TTF oscyluje 3 września wokół 73 EUR za megawatogodzinę (MWh), ponad dwukrotnie więcej niż na początku roku. Goldman Sachs, Rystad Energy i Morningstar ostrzegają, iż ceny mogą przekroczyć 100 EUR/MWh jeszcze przed końcem roku, jeżeli dostawy z Bliskiego Wschodu nie powrócą.
Skąd ten deficyt
Zbieg czterech czynników stworzył sytuację, jakiej Europa nie widziała od kryzysu energetycznego 2022 roku.
Po pierwsze, kryzys w Cieśninie Ormuz. Od marca 2026 – kiedy wojna USA-Izrael z Iranem doprowadziła do faktycznej blokady cieśniny – eksport LNG z Kataru, największego na świecie dostawcy skroplonego gazu, jest poważnie ograniczony. QatarEnergy w szczytowym momencie kryzysu wstrzymała produkcję. Ruch tankowców przez Ormuz spadł z ok. 100 jednostek dziennie do zaledwie kilku. To uderzyło bezpośrednio w europejskie dostawy – cieśnina odpowiadała za ok. 7% europejskiego importu LNG w 2025 roku.
Po drugie, upalne lato. Europa przeżyła jedną z najgorętszych latek w historii, co zwiększyło zapotrzebowanie na energię do klimatyzacji. Jednocześnie upał wymusił ograniczenie pracy elektrowni jądrowych (potrzebujących chłodzenia), a produkcja wiatrowa była poniżej normy. Gaz ziemny, odpowiadający za ok. jedną szóstą produkcji prądu w UE, musiał wypełnić lukę.
Po trzecie, zimna końcówka poprzedniej zimy. Mroźny luty i marzec 2026 wyczerpały magazyny bardziej niż w typowym roku, dając Europie gorszy punkt startowy do sezonu napełniania.
Po czwarte, zbliżający się zakaz rosyjskiego LNG. Rada Europejska zatwierdziła w styczniu 2026 stopniowy zakaz importu rosyjskiego LNG, z pełnym wejściem w życie od początku 2027 roku. Paradoksalnie, import rosyjskiego LNG do UE w 2026 roku choćby nieznacznie wzrósł w porównaniu z 2025 – rynki jeszcze nie w pełni wyceniają skutki embarga. Ale z każdym tygodniem zbliżającym się do 1 stycznia 2027 presja na znalezienie alternatywnych źródeł rośnie.
100 euro za MWh – próg bólu czy konieczność?
Kluczowa analiza pochodzi z Goldman Sachs, opublikowana 24 sierpnia. Jej konkluzja jest prosta i brutalna: jeżeli eksport energii z Bliskiego Wschodu „normalizuje się jedynie stopniowo do 2027 roku”, grudniowy kontrakt TTF musiałby wzrosnąć powyżej 100 EUR/MWh – czyli 110% powyżej bazowego scenariusza Goldman Sachs zakładającego 50 EUR/MWh.
Dlaczego akurat tyle? Bo przy niższych cenach Europa przegrywa z Azją walkę o elastyczne ładunki LNG, głównie amerykańskie.
Jak wyjaśnił Tancrede Fulop z Morningstar w rozmowie z CNBC:
„Szacujemy, iż Europa potrzebowałaby ok. 64 mld metrów sześciennych amerykańskiego LNG, co odpowiada ok. 77% całkowitego eksportu LNG z USA. Przyciągnięcie tak niezwykle wysokiego udziału wymagałoby, by Europa oferowała istotnie wyższy netback niż Azja”.
Matt Drinkwater z Energy Aspects doprecyzował:
„Europa jest w tej chwili na kursie, by rozpocząć zimę z niewystarczającym buforem magazynowym na wypadek późnozimowych mrozów – tym bardziej iż ilość gazu, którą można wycofać z magazynu w dniu szczytowego zapotrzebowania, maleje wraz z opróżnianiem się magazynów”.
Scenariusz mroźnej, przedłużającej się zimy mógłby wywindować ceny do przedziału 90-120 EUR/MWh, z ekstremalnym ryzykiem wzrostów powyżej tego poziomu. Bjarne Schieldrop, główny analityk surowcowy nordyckiego banku SEB, opisał obecną sytuację jako „zimową panikę”.
Nadzieje na otwarcie Ormuz – i ich krucha podstawa
Jedynym czynnikiem, który mógłby gwałtownie zmienić sytuację, jest przywrócenie przepływu LNG przez Cieśninę Ormuz. Pod koniec sierpnia rynki zareagowały krótkotrwałym spadkiem cen na doniesienia o negocjacjach między Iranem a Omanem w sprawie bezpiecznego tranzytu.
Ale nikt poważny nie stawia na szybkie rozwiązanie. Nowe projekty LNG w Katarze, które miały globalnie zwiększyć podaż, nie osiągną pełnej mocy przed drugą połową 2027 – według Wood Mackenzie. A dopóki trwa konflikt, ryzyko ponownej eskalacji i zakłóceń pozostaje wysokie.
Equinor, największy europejski producent gazu, określił europejski rynek gazowy jako „bardzo kruchy” przed jesienią i zimą.
Mapa ryzyka: kto ma problem, kto nie
Sytuacja nie jest jednolita w całej Europie. Dane Gas Infrastructure Europe z 2 września ujawniają dramatyczne różnice. Włochy i Polska mają magazyny zapełnione powyżej 80%. Niemcy – największa pojemność magazynowa w Europie – stoją na ok. 50%. Belgia na 56%, Holandia na 45%.
Szczególnie narażona jest Wielka Brytania, która ma jedne z najmniejszych mocy magazynowych w Europie, a jednocześnie jest jednym z największych konsumentów gazu. Chris O’Shea, prezes Centriaki (właściciela British Gas), przyznał w tym tygodniu, iż Wielka Brytania ma „prawie zerowe zapasy gazu” na nadchodzącą zimę.
Co to oznacza dla Polski
Polska jest w relatywnie lepszej pozycji niż Europa Zachodnia – ale nie jest odporna na globalne ceny gazu.
Magazyny gazu w Polsce są zapełnione powyżej 80%, co stawia nas w czołówce UE. Terminal LNG w Świnoujściu, obchodzący w czerwcu 2026 dziesięciolecie pierwszej komercyjnej dostawy, ma przepustowość 8,3 mld mł rocznie. Gazoport Baltic Pipe zapewnia dostawy z Norwegii. Dywersyfikacja, forsowana od lat, przynosi efekty.
Ale gaz na rynkach europejskich to naczynia połączone. jeżeli TTF przekroczy 100 EUR/MWh, pociągnie za sobą ceny na polskim rynku hurtowym, a w konsekwencji – rachunki dla przemysłu i gospodarstw domowych. Mechanizm jest prosty: Polska importuje gaz po cenach powiązanych z benchmarkami europejskimi, a krajowa produkcja pokrywa jedynie ok. 20% zapotrzebowania.
Cel 75% – obniżony, ale wciąż odległy
Regulacje UE wymagały od państw członkowskich zapełnienia magazynów do 90% przed zimą. W 2026 roku cel został obniżony – najpierw do 80%, a w praktyce rozważana jest elastyczność do 75%. choćby ten obniżony próg wymaga, według obliczeń Bloomberga, dostarczenia do magazynów jeszcze ponad 100 TWh gazu o wartości ponad 7 mld euro po obecnych cenach. Tempo napełniania musiałoby odpowiadać temu z kryzysu energetycznego 2022 – co przy ograniczeniach podażowych jest ambitnym założeniem.
Dane S&P Global z 26 sierpnia potwierdzają, iż UE przekroczyła dopiero bazowy próg 75%, ale to średnia ważona – wiele państw zachodnioeuropejskich jest daleko poniżej tego poziomu.
Europejski rynek gazu zmierza ku najtrudniejszej zimie od czterech lat. Niskie zapasy, zablokowany Ormuz, konkurencja z Azją o LNG i zbliżający się zakaz rosyjskiego importu tworzą równanie, którego wynik może być tylko jeden: wyższe ceny.
Pytanie nie brzmi, czy gaz podrożeje – tylko o ile. Odpowiedź zależy od pogody, geopolityki i tego, czy Europa zdoła przyciągnąć wystarczająco dużo amerykańskiego LNG, zanim termometry zaczną spadać. Przy TTF na poziomie 73 EUR/MWh rynek jest dopiero w połowie drogi do scenariusza Goldman Sachs. Druga połowa – jeżeli nastąpi – będzie bolesna.
