1 godzina temu
Orlen wypowiedział jedną z dwóch długoterminowych umów na dostawy LNG z QatarEnergy. Spółka uzasadnia to utrzymującą się siłą wyższą, przez którą gaz z Kataru i tak nie dociera. Kontrakt podpisało PGNiG w 2009 r. Obejmował 1 mln ton LNG rocznie, czyli ok. 15,3 TWh, i miał obowiązywać do 2034 r. Orlen szacuje jego wartość w 2026 r. na ok. 570 mln EUR. interesujące jest jednak to, iż zerwano umowę z ceną powiązaną z ropą, a zostawiono drugą, z ceną powiązaną z notowaniami gazu. Obie umowy można porównać na podstawie danych z komunikatu. Teraz pytanie, czy nie doszło do zerwania umowy tańszej? Dlaczego tak się dzieje?
Ile kosztuje gaz w umowie ropnej?
Wartość umowy w 2026 r. podzielona przez wolumen daje ok. 37 EUR/MWh (570 mln EUR / 15,3 TWh), to znacznie mniej niż obecna cena TTF, która spadła poniżej 100 EUR/MWh, ale utrzymuje się na bardzo wysokim poziomie. Średnia cena ropy Brent w tym roku to ok. 88 USD za baryłkę, a kurs EURUSD ok. 1,16. Wynika z tego, iż cena LNG to ok. 14,4% ceny ropy w przeliczeniu na MMBtu. To typowe dla kontraktów katarskich z tamtych lat. W praktyce przy ropie po 60 USD gaz z tej umowy kosztowałby ok. 25 EUR/MWh (czyli wysoko jak na ówczesne standardy gazu TTF), przy 70 USD ok. 30 EUR/MWh, a przy 90 USD ok. 38 EUR/MWh. Druga umowa, obowiązująca od 2018 r., jest powiązana z cenami gazu, więc jej koszt zbliżony jest do europejskiego TTF.
W latach 2016–2020 gaz w Europie był tani, a kontrakt katarski uchodził za jeden z najdroższych w portfelu PGNiG. Polska przepłacała wtedy ok. 80–220 mln EUR rocznie w porównaniu z cenami rynkowymi. Kryzys energetyczny wszystko odwrócił. W 2022 r. TTF wynosił średnio ok. 130 EUR/MWh, a formuła ropna dawała ok. 46 EUR/MWh. W tym samym roku oszczędność sięgnęła ok. 1,3 mld EUR, czyli więcej niż suma nadpłat z całego wcześniejszego okresu. W latach 2018–2026, kiedy obie umowy działały równolegle, kontrakt oparty o ceny ropy okazał się tańszy łącznie o ok. 1,4 mld EUR. Po kryzysie premia przez cały czas istnieje. Przy dzisiejszej cenie NATGAS.EU (TTF) ok. 88 EUR/MWh i Brencie ok. 93 USD formuła oparta o ceny ropy daje ok. 39 EUR/MWh. To oznacza różnicę ok. 49 EUR/MWh, czyli ponad 700 mln EUR w skali roku.
Dlaczego więc zerwano tańszą umowę?
Tańsza cena nic nie daje, jeżeli gaz nie przypływa. Przy obecnych cenach Katarowi bardziej opłaca się dostarczać LNG w umowie indeksowanej do gazu, a może sobie wybierać to, co będzie dostarczać, ze względu na siłę wyższą. Gdyby dostawy wróciły, wolumeny z umowy ropnej, korzystniejszej dla Orlenu, byłyby prawdopodobnie realizowane jako ostatnie. Wypowiedzenie pozwala zastąpić „papierowe” dostawy realnymi, np. ze Stanów Zjednoczonych, i wzmacnia pozycję Orlenu w rozmowach z Katarem. Dla rynku to kolejny sygnał, iż w Europie gaz ma dziś znacznie wyższą premię za ryzyko niż ropa. Widać to na wykresie: NATGAS.EU, czyli gaz TTF od początku roku wzrósł ponad trzykrotnie, a OIL o ok. 50%.
Czy grożą nam kłopoty z gazem?
Nie. Po pierwsze, wypowiedzenie umowy fizycznie niczego nie zmienia. Gaz z tej umowy i tak nie przypływał z powodu siły wyższej, a krajowy system działał bez niego. Po drugie, chodzi o 1 mln ton LNG rocznie, czyli ok. 1,4 mld mł gazu. To ok. 7–8% rocznego zużycia w Polsce, które wynosi ok. 18–19 mld mł. Taką lukę łatwo uzupełnić z innych źródeł. Po trzecie, Polska ma dziś jeden z najbardziej zróżnicowanych systemów dostaw w Europie. Baltic Pipe może przesłać do 10 mld mł gazu z Norwegii rocznie, w dużej części z własnych złóż Orlenu na Szelfie Norweskim. Terminal LNG w Świnoujściu, po rozbudowie, ma przepustowość ok. 8,3 mld mł, a ładunki przypływają głównie z USA. Kraj wydobywa też ok. 3,5–4 mld mł gazu rocznie, a połączenia z Niemcami, Czechami, Słowacją i Litwą pozwalają na import także drogą lądową. Do tego polskie magazyny o pojemności ok. 3,3 mld mł wchodzą w sezon zimowy praktycznie pełne. Warto też wspomnieć o tym, iż rozpoczęły się inwestycje związane z rozwojem magazynów. Z Kataru pochodzi tylko ułamek całego portfela. Problemem nie jest dostępność gazu, tylko jego cena, która jest dyktowana przez rynek globalny. Gaz kupowany w zamian będzie prawdopodobnie droższy niż w formule ropnej, ale go nie zabraknie.
Kluczowe rynki i wpływ:
- NATGAS.EU (TTF): utrata katarskich wolumenów zwiększa zależność Europy od LNG z USA i utrzymuje wysoką premię za ryzyko
- OIL: kontrakty indeksowane do ropy znów wyglądają atrakcyjnie, co może zwiększyć popyt na taką formułę w nowych umowach
- PKN.PL: dostawy nie są zagrożone dzięki Baltic Pipe, terminalowi LNG i pełnym magazynom, ale zastępczy gaz będzie prawdopodobnie droższy od kontraktu ropnego
Orlen znajduje się po spore wyprzedaży. Ciąży czynnik związany z podatkiem od zyzsków nadzwyczajnych, a dodatkowo globalnie spadają marże rafineryjne. Niemniej wyniki za obecny kwartał i tak powinny pozostać bardzo dobre.
Autor: Michał Stajniak, CFA, XTB
