2 godzin temu
Holenderski benchmark TTF – europejski odpowiednik Brent na rynku gazu – wzrósł w poniedziałek 14 września do 83,44 EUR za megawatogodzinę, zyskując blisko 5% w ciągu jednej sesji. To najwyższy poziom od trzech lat. Od początku roku cena wzrosła o ponad 159%. A najgorsze – sezon grzewczy – dopiero się zbliża.
Dane Gas Infrastructure Europe nie pozostawiają złudzeń: magazyny gazu w Unii Europejskiej zapełnione są w zaledwie 66% – o 12 punktów procentowych poniżej średniej pięcioletniej i na najniższym poziomie o tej porze roku od 15 lat. Do obowiązkowego celu 80% na 1 listopada brakuje jeszcze ogromnych wolumenów, a okno na ich uzupełnienie kurczy się z każdym dniem.
Dlaczego magazyny świecą pustkami
Powód jest oczywisty: Cieśnina Ormuz. Zamknięcie kluczowego szlaku żeglugowego w lutym 2026 roku w wyniku konfliktu USA-Iran odcięło nie tylko 20% światowego handlu ropą, ale także około 20% globalnych dostaw LNG. Katar – do niedawna trzeci producent skroplonego gazu na świecie – stracił znaczną część mocy eksportowych.
W marcu irańskie uderzenia uszkodziły terminal LNG w Ras Laffan, najważniejszym obiekcie eksportowym Kataru. QatarEnergy poinformował, iż naprawa uszkodzonych instalacji potrwa od trzech do pięciu lat i wyeliminowała z rynku 17% katarskiej mocy LNG, czyli 12,8 mln ton rocznie. Nowe moce eksportowe Kataru, rozbudowywane w ramach projektu North Field East, nie osiągną pełnej wydajności przed drugą połową 2027 roku.
To oznacza, iż Europa w okresie 2026/27 nie może liczyć na katarski LNG w dotychczasowym wymiarze. A Katar odpowiadał za 8% unijnego importu LNG i aż jedną trzecią importu LNG Włoch.
Wyścig z Azją o amerykański LNG
W lukę po Katarze weszły Stany Zjednoczone, które stały się zdecydowanie największym dostawcą LNG do Europy – około dwóch trzecich całego unijnego importu LNG pochodzi dziś z USA. Problem w tym, iż o te same ładunki walczą azjatyccy odbiorcy.
Jak podaje CNBC w sierpniowej analizie, Europa potrzebowałaby około 64 mld metrów sześciennych amerykańskiego LNG – co odpowiada 77% całkowitego eksportu USA. To udział, którego nigdy wcześniej nie osiągnęła. Tancrede Fulop, analityk Morningstar, wskazuje, iż „przyciągnięcie tak niezwykle wysokiego udziału wymagałoby od Europy zaoferowania istotnie wyższych cen niż Azja.”
Goldman Sachs stawia sprawę jasno: jeżeli eksport LNG z Bliskiego Wschodu „znormalizuje się stopniowo dopiero w 2027 roku”, ceny gazu TTF będą musiały przekroczyć 100 EUR/MWh, żeby ograniczyć azjatycki popyt na tyle, by Europa mogła zarządzić swoimi magazynami przez zimę. Przy obecnych 83 EUR/MWh dystans do tego progu jest krótszy, niż ktokolwiek chciałby.
Cel 80% – nieosiągalny?
Anders Opedal, prezes Equinor – największego dostawcy gazu do Europy – powiedział Reuterowi już w lipcu, iż Europa „prawdopodobnie nie osiągnie celu 80% zapełnienia magazynów” przed zimą. Od tamtej pory sytuacja się pogorszyła, nie poprawiła.
Oryginalny unijny cel to 90% zapełnienia do 1 listopada. W tym roku Komisja Europejska przyznała derogację i obniżyła obowiązkowy próg do 74-80% w zależności od kraju. choćby ten złagodzony cel może okazać się nieosiągalny. Dmitrij Pieskow, rzecznik Kremla, stwierdził 9 września – z dyplomatyczną złośliwością – że „nawet przy najszybszym możliwym tempie napełniania Europa nie zdoła w pełni uzupełnić podziemnych magazynów przed zimą.”
Bruegel, wpływowy brukselski think tank, oszacował w swojej analizie koszt dopełnienia magazynów w trzech scenariuszach cenowych. Przy cenie 75 EUR/MWh (a więc poniżej dzisiejszych 83 EUR) koszt wynosi 44 mld EUR – niemal dwukrotnie więcej niż w okresie 2025. Przy cenach powyżej 100 EUR/MWh rachunek byłby jeszcze wyższy. W 2025 roku UE wydała 117 mld EUR na cały import gazu. W 2026 ta kwota będzie znacząco wyższa.
Pogoda, atom i węgiel – zmienne dodatkowe
Sama cena gazu to nie cała historia. Letnia fala upałów w Europie zwiększyła zapotrzebowanie na energię (klimatyzacja), jednocześnie ograniczając produkcję z elektrowni atomowych, które wymagają chłodzenia wodnego. Jak informował CNBC, liczne bloki jądrowe we Francji i innych krajach musiały ograniczyć moc lub czasowo wstrzymać pracę. Do tego produkcja wiatrowa przez większość lata była poniżej normy.
Reakcją rynku jest powrót do węgla. Elektrownie węglowe w UE dysponowały w 2024 roku niewykorzystanym potencjałem 568 TWh, który teraz jest uruchamiany. Niemcy, Polska, Holandia i Czechy zwiększyły produkcję z węgla, co z kolei podbija ceny tego surowca – tworząc kolejną pętlę inflacyjną.
Bruegel wskazuje na fundamentalną asymetrię: kraje, które zastąpiły gaz odnawialnymi źródłami energii, są mniej narażone na szok. W Hiszpanii wiatr i słońce obniżyły udział godzin, w których gaz wyznacza cenę energii, z 75% w 2019 roku do zaledwie 15% w 2026. Prognozowana średnia cena energii w Hiszpanii na resztę 2026 roku to około 66 EUR/MWh – mniej więcej połowa tego, co we Włoszech, gdzie gaz wyznacza cenę w 90% godzin.
Co to oznacza dla Polski
Polska jest w specyficznej sytuacji. Z jednej strony terminal LNG w Świnoujściu i Baltic Pipe uniezależniły kraj od rosyjskiego gazu. Z drugiej – Polska importowała niemal jedną piątą swojego LNG z Kataru, a te dostawy są teraz poważnie ograniczone. Jako kraj z dużym udziałem węgla w miksie energetycznym Polska jest mniej wrażliwa na wzrost cen gazu w sektorze elektroenergetycznym niż Włochy czy Niemcy – ale bardziej wrażliwa na wzrost cen uprawnień emisyjnych EU ETS, który towarzyszy powrotowi do węgla w całej Europie.
Dla polskich gospodarstw domowych kluczowa będzie decyzja rządu o taryfach gazowych na sezon grzewczy. Przy cenach TTF powyżej 80 EUR/MWh utrzymanie dotychczasowych taryf bez dopłat staje się coraz bardziej kosztowne dla budżetu.
Scenariusze na zimę
Matt Drinkwater, szef działu europejskiego gazu w Energy Aspects, nakreślił w rozmowie z CNBC trzy ścieżki.
- Scenariusz łagodny: El Niño przynosi ciepły początek zimy w Europie i Azji, zmniejszając popyt. Ceny TTF oscylują w przedziale 70-85 EUR/MWh, magazyny wystarczają do marca.
- Scenariusz bazowy: umiarkowana zima, częściowe wznowienie dostaw LNG z Bliskiego Wschodu po porozumieniu Iran-Oman. Ceny TTF w przedziale 85-100 EUR/MWh, z chwilowymi skokami powyżej 100 EUR w szczytach mrozowych. Europa wchodzi w marzec z magazynami na historycznie niskim poziomie 20-25%.
- Scenariusz kryzysowy: surowa zima, eskalacja konfliktu blokuje porozumienie ws. Ormuz, El Niño przynosi zimno w Azji, nasilając rywalizację o LNG. Ceny TTF przekraczają 120 EUR/MWh. Część przemysłu europejskiego zostaje racjonowana. Powtórka z zimy 2022/23, ale z niższym punktem startu.
Fulop z Morningstar zakres potencjalnych cen szacuje na 90-120 EUR/MWh przy zimnej pogodzie i utrzymujących się zakłóceniach. Drinkwater dodaje:
„Europa wchodzi w zimę z niewystarczającym buforem magazynowym, a ilość gazu, którą można wypompować w szczytowym dniu zapotrzebowania, maleje wraz z pustoszeniem magazynów.”
To techniczne ograniczenie, o którym rzadko się mówi – choćby jeżeli gaz jest w magazynie, nie da się go wyciągnąć wystarczająco szybko, gdy pojemność spada poniżej pewnego progu.
Europa, która trzy lata temu z bólem odcinała się od rosyjskiego gazu, teraz odkrywa, iż nowa zależność – od LNG i szlaków morskich – jest równie krucha.
