Ceny gazu ziemnego nadal mogą być niższe niż rok temu

Za realizacją takiego scenariusza przemawia m.in. obniżony globalny popyt i zwiększona podaż LNG oraz zakończone prace remontowe na norweskich złożach. Z drugiej strony, wiele w tej kwestii zależy od temperatur powietrza i geopolityki.

Wśród odbiorców gazu ziemnego w Polsce, do których dostawy nie są objęte urzędową taryfą, pojawienie się pierwszych chłodnych dni tradycyjnie rodzi pytania o to, w jakiej skali mogą w kolejnych tygodniach i miesiącach spodziewać się wzrostów cen tego paliwa. To zazwyczaj konsekwencja sezonowego wzrostu popytu związanego z jego zwiększonym wykorzystywaniem na cele grzewcze.

W ostatnich dniach na Towarowej Giełdzie Energii kurs gazu w transakcjach spotowych (dostawach natychmiastowych) oscylował w pobliżu 170 zł za 1 MWh. To wprawdzie cena wyższa niż średnia z września tego roku, kiedy wynosiła 156 zł, ale za to niższa niż odnotowywana rok temu. We wrześniu i październiku ubiegłego roku za błękitne paliwo płacono odpowiednio 178 zł i 198 zł. Warto też zauważyć, że dziś na TGE kontrakty terminowe z dostawą na ostatnie miesiące tego roku i na I kwartał przyszłego roku kosztują około 160 zł. Na pytanie o to, jak może kształtować się kurs surowca w najbliższym czasie, jednoznacznych odpowiedzi jednak nie ma.

Zużycie gazu ziemnego w Polsce wzrośnie nawet do 27 mld m sześc.

„Ceny gazu na rynku europejskim reagują spadkowo na terminowe zakończenie prac konserwacyjnych na norweskich złożach oraz wysoki poziom regazyfikacji w terminalach importowych w Europie. Utrzymujący się niski popyt na LNG ze strony azjatyckich kupców dodatkowo obniża ceny na globalnych rynkach” – zauważa zespół prasowy Orlenu. Dodaje, że z drugiej strony, na poziomie wspólnotowym zatłoczenie magazynów jest niższe o około 10 pkt. proc. rok do roku. Co więcej, potencjalne ożywienie popytu w Azji oraz niskie temperatury w trakcie nadchodzącej zimy są najsilniejszymi czynnikami mogącymi odwrócić aktualny trend spadkowy na europejskich giełdach.

Foto: GG Parkiet

Orlen przekonuje, że jego grupa w prowadzonej działalności uwzględnia zarówno sytuację makroekonomiczną, jak i bieżące uwarunkowania rynkowe, co pozwala skutecznie reagować na zmiany oraz minimalizować wpływ wahań cenowych na odbiorców w Polsce. Zapewnia też o bardzo dobrym zabezpieczeniu pod względem dostaw. „Magazyny w kraju wypełnione są w 100 proc. Jest to najwyższy poziom zatłoczenia w UE, przy średniej europejskiej wynoszącej 82,5 proc.” – podaje koncern. Ponadto informuje o posiadaniu szeroko zdywersyfikowanych źródeł pozyskiwania surowca. Chodzi zarówno o własne wydobycie w Polsce i na norweskim szelfie, jak i zakupy realizowane na podstawie kontraktów długoterminowych oraz transakcji spotowych, a także narzędzia do dostarczania tych zasobów do Polski, m.in.: gazociąg Baltic Pipe, terminal w Świnoujściu oraz flota własnych gazowców.

Orlen zauważa, że w okresie od stycznia do końca lata przesył błękitnego paliwa wzrósł o około 6 proc. w stosunku do analogicznego okresu w roku poprzednim i zapewne nadal będzie rósł. „Zapotrzebowanie na gaz w Polsce ma podstawy do wzrostu w nadchodzących latach głównie za sprawą transformacji energetycznej i budowy nowych elektrowni gazowych na terenie naszego kraju. Będzie on potrzebny do stabilizowania mocy w systemie energetycznym wraz ze wzrostem udziału OZE wśród źródeł wytwarzania, a także jako istotny surowiec dla przemysłu” – twierdzi Orlen.

Czy sam koncern również zwiększy zużycie, nie podaje. Ujawnia jedynie, że w ubiegłym roku zużył ponad 33 mln MWh gazu. Ponadto przypomina zapis strategii mówiący o dynamicznym wzroście zapotrzebowania w Polsce do nawet 27 mld m sześc. w 2030 r. (w 2024 r. wyniosło 21 mld m sześc.). W tym celu Orlen planuje zwiększyć wydobycie w kraju i w Norwegii, powiększać pojemność magazynową oraz poszukiwać nowych źródeł zasobów w innych regionach.

Deklaracje Orlenu są nie do przecenienia zważywszy na jego znaczenie na krajowym rynku gazu. Z ostatnich danych URE wynika, że w ubiegłym roku 84,7 proc. błękitnego paliwa dostarczonego do końcowych odbiorców pochodziło właśnie od tego koncernu. Miał też ponad 82-proc. udział w wolumenie pozyskanego gazu (zakup i wydobycie) i przeszło 85-proc. w rynku hurtowym.

Zaopatrzenie europejskiego rynku w gaz znacząco się poprawiało

Unimot, jeden z największych niezależnych dostawców gazu w Polsce, ocenia, że stosunkowo niski poziom cen surowca odnotowywany w ostatnich miesiącach wynikał m.in. z mniejszej konkurencji o dostawy LNG (skroplony gaz ziemny) pomiędzy największymi importerami oraz dodatkowej jego podaży z nowych instalacji. „Co więcej, tegoroczne lato na półkuli północnej nie przyniosło tak silnej fali upałów, jak miało to miejsce w zeszłym roku w Azji, co przełożyło się na niższy tegoroczny popyt na energię do celów chłodzenia. Dodatkowo, Japonia przywraca pracę kolejnych bloków jądrowych, co sukcesywnie będzie zmniejszać popyt na skroplony gaz” – twierdzi biuro prasowe Unimotu.

W kwestii czynników kształtujących ceny gazu w Europie, spółka zauważa, że pomimo znaczącego wzrostu importu LNG na przestrzeni całego 2025 r., październik rozpoczął się z magazynami wypełnionymi w 83 proc. względem 5-letniej średniej dla tego okresu na poziomie 90 proc. W efekcie niższy poziom zapasów będzie czynnikiem hamującym potencjał do spadku cen. W największym stopniu notowania gazu będą jednak uzależnione od warunków atmosferycznych występujących zimą.

„Co prawda prognozy długoterminowe nie wskazują na powtórkę bezwietrznej zimy (jak w zeszłym roku), to jednak okresowy spadek generacji z farm wiatrowych może zwiększyć popyt na gaz w energetyce, a zatem jego ceny. Zapotrzebowanie na gaz w unijnym przemyśle może być o kilka procent niższe względem zeszłorocznego, mając na uwadze skutki amerykańskich ceł” – przewiduje Unimot.

Spółka zauważa, że w porównaniu z zeszłym rokiem, nastąpiła znacząca poprawa w zaopatrzeniu europejskiego rynku, zarówno pod kątem większych mocy produkcyjnych na świecie, jak i niższej konkurencji największych importerów (Chiny, Japonia). Z drugiej strony niespodziewane awarie w zakładach produkcyjnych czy terminalach LNG mogą wywołać chwilowy wzrost cen zimą, jednak nie większy niż kilka euro za każdą MWh. Podobny wpływ na kurs surowca mogą wywierać informacje o zwiększonym ryzyku geopolitycznym czy zmianach w polityce sankcyjnej.

Według Unimotu, podczas najbliższego sezonu grzewczego nie wystąpią w Polsce przerwy, nawet krótkie, w dostawach gazu do finalnych odbiorców. W najbliższych latach spółka spodziewa się znacznego wzrostu popytu, wraz z uruchomieniem nowych mocy gazowych w polskiej energetyce oraz zwiększeniem roli tego surowca w ciepłownictwie, kosztem węgla. W perspektywie kolejnych kilku lat wydatki na dekarbonizację i przejście na odnawialne źródła energii powinny jednak stopniowo zmniejszać zapotrzebowanie na błękitne paliwo.

Rozwój rynku biometanu może zmniejszyć zmienność cen gazu

Według Unimotu wyzwaniem dla rozwoju polskiego rynku gazu jest niepewność regulacyjna i kierunek, jaki obierze nasz kraj w procesie dekarbonizacji gospodarki. „Jako grupa uważamy, że znaczenie gazu w transformacji energetycznej jest marginalizowane, mimo braku rzeczywistej alternatywy pozwalającej na obniżenie zużycia węgla w Polsce. Uważamy, że źródła gazowe mogłyby przejąć rolę stabilizatora polskiego systemu elektroenergetycznego w stosunku do rosnącego udziału źródeł OZE na wzór brytyjski” – twierdzi biuro prasowe Unimotu.

Jego zdaniem takie rozwiązanie mogłoby ograniczyć koszty transformacji energetycznej, przy jednoczesnym realnym obniżeniu emisyjności energii elektrycznej. Z kolei rozwój rynku biometanu mógłby przyczynić się do zmniejszenia zmienności cen błękitnego paliwa, ponieważ powstawałoby ono lokalnie z odpadów.

Według KGHM-u największą szansą na rozwój rynku gazu w Polsce jest nowy terminal LNG w Zatoce Gdańskiej i rozbudowa infrastruktury gazociągowej. Za istotne zagrożenie koncern uważa z kolei niestabilną sytuację na rynkach międzynarodowych. Koncern, który zużywa duże ilości gazu zaazotowanego, ocenia, że dziś ryzyko przerw w dostawach do finalnych odbiorców w Polsce, w tym i do niego, jest bardzo niskie. Jego zdaniem na ciągłość dostaw wpływa głównie bezpieczeństwo infrastruktury, dywersyfikacja importu, ewentualne przerwy dostaw LNG do Europy i poziom wypełnienia magazynów w kraju.

W KGHM-ie od lat zużycie gazu pozostaje na względnie stabilnym poziomie. W ubiegłym roku wyniosło blisko 2,5 mln MWh. – W perspektywie najbliższych lat spółka nie spodziewa się istotnych zmian w strukturze zużycia czynników energetycznych, które są dopasowywane do profilu produkcji. Zużycie gazu jest bezpośrednio skorelowane z poziomem produkcji oraz planami remontów i postojów naszych jednostek – podaje Artur Newecki, rzecznik KGHM-u.

Wzrost zapotrzebowania na gaz będzie miał za to miejsce w grupie PGE. W ubiegłym roku w biznesach ciepłownictwa i energetyki gazowej koncern zużył go łącznie 1,49 mld m sześc. „W kolejnych latach, w związku z realizowanymi oraz planowanymi inwestycjami w nowe moce gazowe, przewidujemy stopniowy wzrost zużycia gazu. Skala tego wzrostu będzie uzależniona m.in. od tempa uruchamiania nowych jednostek wytwórczych, sytuacji rynkowej oraz krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło” – informuje biuro prasowe PGE. To jednak wszystko, co spółka miała do przekazania na temat sytuacji na rynku gazu w Polsce i regionie. Koncerny energetyczne Enea i Tauron oraz chemiczna Grupa Azoty w ogóle na nasze pytania nie odpowiedziały.