Zawirowania na rynku gazu powodują wzrost cen

W tym tygodniu na Towarowej Giełdzie Energii handlowano gazem ziemnym w transakcjach spotowych nawet po 179,88 zł za 1 MWh (megawatogodzina) surowca. To najwyższa cena od grudnia ub.r. Podobna sytuacja miała miejsce na innych europejskich giełdach. Na kluczowym unijnym rynku, holenderskim TTF-ie, kontraktami z dostawą na lipiec handlowano chwilami po ponad 36 euro za 1 MWh, co również było najwyższą ceną od pół roku. To sytuacja dość nietypowa, gdyż w sezonie grzewczym ceny błękitnego paliwa są zazwyczaj wyższe niż późną wiosną czy latem.

Orlen będzie potrzebował więcej surowca

Orlen, dominujący gracz na polskim rynku gazu ziemnego, ocenia, że do ostatnich zwyżek przyczyniło się wiele czynników. Wśród nich jednym z ważniejszych jest rosnące zapotrzebowanie na surowiec zgłaszane w Azji, czego efektem jest wzrost rywalizacji o dostawy LNG (skroplony gaz ziemny) między Azją i Europą. Jednocześnie do czynników stabilizujących obecną sytuację spółka zalicza wysoki stan zapasów w podziemnych magazynach UE, sprzyjające warunki pogodowe i wysoką produkcję energii z OZE.

Pytany o przyszłe ceny gazu, Orlen zauważa, że wycena kontraktów z dostawą na III kwartał tego roku jest zbliżona do obecnych wartości spotowych, natomiast te na IV kwartał, wraz ze spodziewanym w okresie zimowym wzrostem popytu, już dochodzą do 41 euro. „Na cenę wpływa wiele czynników, np. reakcje rynku na chwilowe zakłócenia podaży, a także konkurencja o LNG z Azją czy ekstremalne zjawiska pogodowe utrudniające realizację dostaw do Europy. Dodatkowo Rada UE przyjęła Pakiet Gazowo-Wodorowy, dający podstawę do wprowadzenia całkowitego zakazu importu gazu z Rosji, w tym LNG” – podaje zespół prasowy Orlenu.

Ponadto zauważa, że w tym roku Europa będzie miała do dyspozycji o około 40 mld m sześc. więcej mocy importowych w zakresie LNG niż w 2023 r. Z kolei po stronie podaży pierwszy znaczny wzrost mocy skraplających gaz pojawi się w USA najwcześniej w 2025 r. W efekcie może dojść do wzrostu konkurencji między państwami europejskimi o tegoroczne dostawy. W tym kontekście płocki koncern przekonuje, że jako strategiczny dostawca zapewniający bezpieczeństwo energetyczne w Polsce jest dobrze przygotowany na tę sytuację. Jest tak m.in. dzięki posiadanym w portfelu licznym kontraktom na zakup gazu z różnych rejonów świata.

Koncern nie odpowiedział na pytania o ilość zużytego w ubiegłym roku gazu na własne potrzeby. Wiadomo jednak, że w naszym kraju jest jego największym konsumentem. A w przyszłości będzie go potrzebował jeszcze więcej. „Orlen optymalizuje wykorzystanie gazu w ramach prowadzonej produkcji rafineryjnej i pracy bloków gazowo-parowych, biorąc pod uwagę bieżące uwarunkowania makroekonomiczne i rynkowe. Realizowane inwestycje, m.in. w bloki gazowo-parowe w Grudziądzu i Ostrołęce, przełożą się na zwiększenie potencjału zużycia gazu w grupie Orlen w kolejnych latach” – informuje spółka. Koncern prowadzi również aktywny handel błękitnym paliwem tak w Polsce, jak i na rynkach zagranicznych. Nie podaje jednak, jaką ma w tym biznesie strategię na kolejne lata.

Unimot liczy na wzrost konkurencji

Do 2028 r. największym niezależnym sprzedawcą gazu w Polsce chce zostać grupa Unimot. To ambitny cel, ale możliwy do realizacji, na co wskazują wyniki uzyskane w I kwartale. W tym czasie sprzedano 77 GWh (gigawatogodziny) błękitnego paliwa wobec 247 GWh rok wcześniej. Ponadto grupa prowadzi handel na TGE oraz na rynku pozagiełdowym. „Obecnie wolumeny realizowane na TGE wzrastają wraz ze wzrostem sprzedaży do klientów biznesowych przez spółkę Unimot Energia i Gaz. Dążymy do tego, aby wolumen zakupionego gazu był jak największy” – deklaruje biuro prasowe giełdowej spółki. Grupa zużywa stałe ilości błękitnego paliwa w zakładach asfaltowych należących do zależnego Unimotu Bitumen i nie przewiduje drastycznych zmian w tym zakresie.

Według Unimotu głównym powodem wzrostu cen gazu w Europie są zawirowania związane ze zmianą kierunku jego dostaw do Europy. Przypomina, że Austria, Węgry, Czechy i Słowacja nabywają dziś surowiec pochodzący z Rosji, a umowy przesyłowe realizowane przez Ukrainę wygasają z końcem tego roku. Jednocześnie Komisja Europejska pracuje nad nowym pakietem sankcji mającym na celu objęcie restrykcjami przeładunku rosyjskiego LNG w portach krajów należących do Wspólnoty. W efekcie na rynku panuje bardzo duża niepewność co do kontynuacji dostaw ze Wschodu. W 2023 r. zapewniały one prawie 15 proc. całości dostaw do UE. „W obecnej sytuacji geopolitycznej trudno jest określić poziom cen, przy którym rynek osiągnie równowagę. Należy pamiętać, że 40 proc. dostaw do Europy pokrywane jest za pomocą LNG” – podaje Unimot. W rezultacie pojawiają się nowe czynniki decydujące zarówno o skali importu realizowanego drogą morską, jak i o cenach gazu.

Odnosząc się do krajowego podwórka, spółka wyraża nadzieję na w marę szybką zmianę ustawy o zapasach obowiązkowych, co przyczyniłoby się do otwarcia rynku importowego nad Wisłą dla podmiotów zagranicznych oraz dla mniejszych niezależnych importerów o krajowym rodowodzie. „Bardzo liczymy również na zwiększenie poziomu obliga giełdowego do minimum 50 proc., bowiem przy obecnej strukturze rynku importowego i sprzedaży do klientów końcowych obligo na poziomie 30 proc. nie sprzyja dążeniu do konkurencyjności naszego rynku. Mamy również nadzieję na uporządkowanie kwestii biometanowych w polskim prawodawstwie, ujednolicenie definicji i stworzenie rzeczywistych podstaw do rozwoju tego rynku” – informuje Unimot. W ocenie spółki biometan może docelowo nie tylko zapewnić dekarbonizację gospodarki, ale również stabilizację cen gazu poprzez relatywnie stabilne jego dostawy przez cały rok. Ponadto spółka cały czas czeka na strategie dekarbonizacyjne dla różnych istotnych sektorów gospodarki, takich jak chociażby ciepłownictwo, co może przyczyniać się do wzrostu popytu na gaz w tym sektorze w kolejnych latach.

Energetyka zwiększy zapotrzebowanie

Szybkich zmian w ustawie o zapasach obowiązkowych oczekuje też Tauron. W jego ocenie dzięki temu może zwiększyć się dostępność gazu oferowanego na rynku po konkurencyjnej cenie. W 2023 r. koncern kupił 4,5 TWh (terawatogodziny) błękitnego paliwa głównie na własne potrzeby produkcji energii cieplnej oraz do dalszej sprzedaży dla klientów końcowych. Czy w tym roku zwiększy zapotrzebowanie, będzie zależało od popytu na produkowane przez niego ciepło oraz od atrakcyjności cen surowca. W kolejnych latach zakupy mogą jednak skokowo wzrosnąć.

– Obecnie realizujemy budowę wodnego kotła gazowego w EC Katowice o mocy 140 MW, budowę kotłowni szczytowo-rezerwowej opalanej gazem ziemnym i olejem opałowym lekkim oraz agregatów kogeneracyjnych opartych na silnikach tłokowych zasilanych gazem ziemnym w EC Bielsko. Planowany termin zakończenia budowy kotła gazowego i kotłowni szczytowo-rezerwowej to IV kwartał 2024 r., natomiast agregatów kogeneracyjnych na IV kwartał 2027 r. – podaje Łukasz Zimnoch, rzecznik prasowy Tauronu. W jego ocenie ostatni wzrost cen gazu w Europie wynika w głównej mierze z przerw w dostawach realizowanych z Norwegii oraz z sytuacji na globalnym rynku LNG. Z kolei w kolejnych miesiącach notowania będą uzależnione głównie od dostaw LNG i popytu w Azji. – Będą zależeć także od rozwoju wypadków w zapalnych regionach świata, tj. w Ukrainie i na Morzu Czerwonym. Pod koniec roku na rynek wpłynie prognoza pogody – twierdzi Zimnoch.

Duże ilości gazu na własne potrzeby zużywają Azoty i KGHM. Nawozowy koncern w 2023 r. zużył go 15,2 TWh wobec 18,6 TWh rok wcześniej. To konsekwencja spadku produkcji. Jak może być w tym roku, koncern nie odpowiada. Nie odnosi się też do kwestii zmieniających się cen. Azoty uzależnione są od dostaw z Orlenu. Jak przyznają, tylko okazjonalnie kupują niewielkie ilości surowca na TGE.

Więcej do powiedzenia ma KGHM. Koncern też jest uzależniony od dostaw z Orlenu, ale w jego przypadku chodzi o gaz zaazotowany pochodzący ze złóż zlokalizowanych na zachodzie Polski. W 2023 r. nabył go 2,3 TWh wobec 1,8 TWh rok wcześniej. W tym roku koncern nie planuje zwiększać popytu. „W kolejnych latach w związku z planowanymi inwestycjami KGHM, m.in. w powierzchniowe stacje klimatyzacji, przewidujemy nieznaczne zwiększenie poziomu zużycia gazu ziemnego” – podaje departament komunikacji lubińskiej spółki. Co ciekawe, koncern nie spodziewa się większych zmian na polskim rynku gazu, także tych regulacyjnych. Jednocześnie oczekuje spadku cen, co powinno dać pewność prowadzenia stabilnej i opłacalnej pracy źródeł kogeneracyjnych opalanych tym surowcem.

O ocenę sytuacji na rynku błękitnego paliwa i jej wpływu na prowadzoną działalności zapytaliśmy także MOL-a i PGE. Odpowiedzi jednak nie otrzymaliśmy. Węgrzy dość dużo surowca zużywają na własne potrzeby związane z prowadzoną produkcją rafineryjną i petrochemiczną. Z kolei PGE coraz większe ilości błękitnego paliwa zużywa do produkcji energii. W 2023 r. grupa kupiła na potrzeby biznesu ciepłowniczego ponad 1,1 mld m sześć. paliwa wobec 0,8 mld m sześc. w 2022 r. W tym roku zapotrzebowanie koncernu może być jeszcze większe, gdyż do użytku trafią kolejne instalacje zasilane gazem.