Gaz ziemny w Polsce jest dużo droższy niż na Zachodzie

W naszym kraju za błękitne paliwo trzeba zapłacić nawet o kilkadziesiąt procent więcej niż w Holandii, czy Niemczech. Co gorsza różnica w cenach jest coraz większa. To obniża konkurencyjność polskich firm, m.in. na unijnym rynku.

Rynkowe ceny gazu ziemnego w Polsce coraz bardziej odstają od notowanych w Europie Zachodniej, nie wspominając już o obserwowanych w USA czy na Bliskim Wschodzie, gdzie surowiec jest wyjątkowo tani ze względu na blisko zlokalizowane złoża. W ostatnich miesiącach odbiorcy nad Wisłą musieli płacić za surowiec nawet o jedną trzecią więcej niż np. w Holandii.

Z oficjalnych danych makro prezentowanych regularnie przez Orlen wynika, że w styczniu na Towarowej Giełdzie Energii średni kurs indeksu TGEgasDA wynosił 182 zł za 1 MWh (megawatogodzina), podczas gdy TTF month-ahead (przeliczony z euro na złote) wynosił zaledwie 144 zł. Tym samym różnica w cenie wynosiła 26,4 proc. Jeszcze większa była w grudniu, kiedy sięgała 34,2 proc. Tymczasem na początku ubiegłego roku różnica była zaledwie kilkuprocentowa.

O tym, że nasz rynek gazu stał się wyjątkowo drogi świadczą też dane kwartalne. W IV kwartale 2023 r. ceny na TGE i TTF były niemal identyczne. Przez kolejne siedem kwartałów różniły się o kilkanaście procent, by w IV kwartale 2025 r. podskoczyć już do 24,2 proc.

Na polskim rynku gazu konieczne są strukturalne zmiany

Zapytaliśmy kilkanaście giełdowych spółek, będących istotnymi konsumentami gazu, m.in. o to, dlaczego surowiec jest nad Wisłą coraz droższy oraz jaki ma wpływ na ich działalność. Orlen, dominujący importer i sprzedawca błękitnego paliwa w Polsce, zauważa, że nasz kraj pozostaje silnie skorelowany z rynkami europejskimi (niemieckim THE i holenderskim TTF). Jednocześnie przekonuje o działaniu rynkowych mechanizmów wpływających na wysokość spreadów (różnic w cenie) pomiędzy poszczególnymi giełdami.

„Obecnie ich poziom wynika przede wszystkim z kosztów infrastruktury importowej oraz kosztów wynikających z obowiązujących regulacji dotyczących obowiązku utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego. Dodatkowo porównywanie cen notowań miesięcznych z cenami spotowymi może prowadzić do dużych rozbieżności - zwłaszcza w okresach znacznego wzrostu popytu, z jakimi mamy do czynienia w ostatnim czasie”– twierdzi zespół prasowy Orlenu.

Według koncernu, aby doszło do zbliżenia cen w Polsce z obserwowanymi w Holandii czy Niemczech należałoby m.in. przeprowadzić strukturalne zmiany, takie jak np. reforma obecnego systemu zapasów obowiązkowych gazu czy optymalizacja warunków logistyki gazowej i funkcjonowania rynku giełdowego.

Foto: GG Parkiet

Koncern pozyskuje surowiec z kilku kluczowych źródeł. W 2025 r. do najważniejszych należały: import LNG poprzez terminal w Świnoujściu, dostawy z Norwegii poprzez gazociąg Baltic Pipe oraz krajowe wydobycie uzupełniane przez dostawy z państw sąsiednich. Orlen, oprócz działalności związanej z wydobyciem błękitnego paliwa oraz jego obrotem i magazynowaniem, wykorzystuje gaz na potrzeby produkcji rafineryjnej, petrochemicznej, nawozowej oraz energii elektrycznej i ciepła. Tym samym jest jednym z największych konsumentów tego surowca w Polsce (nie ujawnia jednak, ile go dokładnie zużywa). Wysokie ceny nie są dla niego istotnym problemem. „Koncern działa jednocześnie jako producent, importer i odbiorca gazu, a jego segmenty biznesowe uzupełniają się i wzajemnie zabezpieczają przed ryzykiem cenowym. Dzięki temu Orlen może ograniczać wpływ krótkoterminowych wahań rynku i utrzymywać stabilność oraz konkurencyjność w UE” – twierdzi spółka.

Takiego komfortu nie ma m.in. Cognor, zajmujący się produkcją stali i recyklingiem złomu. – Podobnie jak w przypadku energii elektrycznej drogi gaz czyni nasz produkt mniej konkurencyjny wobec pozostałych krajów z UE, a niestety w porównaniu do prawie wszystkich krajów polska energia wypada cenowo niekorzystnie – podaje Krzysztof Zoła, członek zarządu i dyrektor finansowy spółki.

W Cognorze błękitne paliwo służy głównie do opalania pieców walcowniczych. Firma na tonę wyprodukowanego wyrobu hutniczego zużywa około 0,5 MWh gazu. W ubiegłym roku było to około 300 tys. MWh. – Kupujemy gaz w oparciu o cennik aktualnego dystrybutora, na bazie TGE plus marża – informuje Zoła. W efekcie koszt jego zakupu jest największy, po koszcie wsadu w postaci złomu i energii elektrycznej.

Cognor przypuszcza, że średnia cena pozyskania gazu przez Polskę (Orlen) nie jest taka niska, jak mogłoby się wydawać. Postuluje, aby renegocjować te kontrakty, które są drogie. – Oczywiście istotnym elementem jest też fakt, że mamy do czynienia z monopolistą i nie ma na tym rynku w Polsce realnej konkurencji – dodaje Zoła.

Drogi gaz przekłada się na wzrost kosztów produkcji energii

Na ograniczoną konkurencję i wyzwania strukturalne zwraca też uwagę Unimot. „W konsekwencji, w okresach większego popytu na surowiec (głównie w sezonie grzewczym), państwa Europy Zachodniej mają większą elastyczność w zwiększaniu dostaw z różnych kierunków, w tym do największych terminali LNG tam zlokalizowanych (bez dodatkowych opłat za przesył pomiędzy sieciami różnych państw). Ponadto zachodni sąsiedzi posiadają bardziej rozbudowane zdolności magazynowe, co pozwala większej liczbie graczy na import surowca oraz wzmacnia konkurencję cenową na rynku, z pozytywnym skutkiem dla odbiorcy w postaci niższych cen”– komentuje biuro prasowe Unimotu.

Dodaje, że pomimo nadal zauważalnej różnicy pomiędzy cenami na TGE a notowaniami na TTF i THE, pogłębieniu ulega korelacja pomiędzy tymi giełdami. W rezultacie kursy surowca na wszystkich trzech platformach coraz częściej reagują w podobny sposób.

Według Unimotu zbliżenie się cen na TGE do zachodnich mogłoby teoretycznie nastąpić w perspektywie kilku lat. „Konieczna byłaby jednak liberalizacja krajowego rynku fizycznego poprzez ułatwienie wejścia nowym graczom przy uproszczeniu procedur, zmniejszenie obciążeń administracyjnych oraz poprawę dostępu do krajowej infrastruktury. Kluczowe będzie zwiększenie płynności produktów na rynku giełdowym w celu zwiększenia możliwości arbitrażu oraz zachęcenia do działania nowych podmiotów – także zagranicznych”– ocenia Unimot. Jego zdaniem dostęp do terminala FSRU (ma powstać w Zatoce Gdańskiej) dla innych graczy niż Orlen pozwoliłby na większą dywersyfikację dostaw LNG oraz zwiększyłby presję konkurencyjną, zbliżając ceny w Polsce do zachodnioeuropejskich.

Unimot pozyskuje gaz z TGE oraz w ramach umów dwustronnych. Nie ujawnia, ile zużywa go na własne potrzeby. Podaje jedynie, jaki wolumen sprzedaje innym podmiotom. Po trzech kwartałach było to 1,89 TWh (terawatogodziny), czyli o 35 proc. więcej niż w tym samym czasie ubiegłego roku.

Coraz większym odbiorcą gazu jest polska energetyka, co wprost wynika z faktu, że do eksploatacji oddawane są kolejne bloki energetyczne zasilane tym paliwem. Również ten sektor obserwuje w Polsce negatywny wpływ wysokich cen surowca na jego konkurencyjność względem firm z innych krajów UE. „Jest to szczególnie odczuwalne w obszarach, w których gaz stanowi istotne paliwo operacyjne lub referencyjne. Należą do nich m.in. segment wytwarzania energii elektrycznej i ciepła czy handel oraz kontraktacja na rynkach międzynarodowych”– zauważa zespół prasowy Tauronu.

Dodaje, że jednostki gazowe funkcjonujące w Polsce mają wyższe koszty produkcji w porównaniu z analogicznymi instalacjami w Europie Zachodniej, gdzie surowiec jest tańszy. To z kolei utrudnia oferowanie konkurencyjnych cen energii na rynkach hurtowych UE, nawet mimo rosnącej roli gazu jako paliwa przejściowego w dekarbonizacji całej wspólnoty. Dodatkowo negatywnie wpływa na konkurencyjność tzw. portfeli tradingowych, które muszą uwzględniać wyższe koszty wytwarzania energii i ciepła.

Krajowy rynek gazu jest zmonopolizowany

Według Tauronu głównym powodem stosunkowo wysokich cen gazu w Polsce jest ustawa o zapasach obowiązkowych. Narzuciła ona na firmy importujące surowiec obowiązek utrzymywania jego zapasów, co niesie za sobą koszty, które często czynią tę działalność nieopłacalną. „Taka sytuacja doprowadziła do zmniejszenia konkurencji na hurtowym rynku gazu w Polsce, gdyż w praktyce sprowadzenie gazu z zagranicy do Polski, co niewątpliwie było formą dywersyfikacji dostaw paliwa do kraju, zostało znacznie ograniczone. Mniejsza liczba podmiotów na rynku wpływa niekorzystnie na konkurencyjność i doprowadza do spowolnienia postępu liberalizacji krajowego rynku gazu”– przekonuje Tauron.

W jego ocenie, ewentualna zmiana przepisów musiałaby uwzględniać bezpieczeństwo energetyczne kraju i zapewnić ciągłość dostaw, a jednocześnie powinna być racjonalna ekonomicznie. Ponadto za warte rozważenia uważa zwiększenie obliga giełdowego na rynku gazu. W rezultacie wzrosłaby rynkowa płynność, a co za tym idzie, łatwiej byłoby pozyskiwać gaz na potrzeby magazynowania i do dalszej odsprzedaży.

KGHM uważa, że wysoki spread między TGE a TTF to następstwo uwzględniania kosztów przesyłu surowca gazociągami z Holandii do Polski i kursu euro oraz konsekwencja tego, że krajowy rynek jest zmonopolizowany. Według koncernu ceny na obu rynkach raczej się nie zrównają. „Jedynym scenariuszem, kiedy ceny mogą się zbliżyć, to powstanie hubu gazowego w Polsce (rozbudowa portów gazowych LNG oraz dystrybucja gazu do innych krajów w Europie Środkowo-Wschodniej), który będzie konkurencją do portów holenderskich i niemieckich” – twierdzi zespół biura prasowego KGHM-u. Koncern informuje, że drogi gaz przekłada się na jego konkurencyjność, jednakże nie jest czynnikiem decydującym. Jest ona bezpośrednio związana z profilem technologicznym poszczególnych firm z grupy.

Ceny gazu mają ograniczony wpływ również na działalność Arctic Paper, Kęt i Tarczyńskiego. Pierwsza z tych firm wykorzystuje błękitne paliwo w papierni w Kostrzynie. Surowiec pochodzi z lokalnych złóż i służy do wytwarzania energii elektrycznej i pary technologicznej. Kęty kupują gaz w oparciu o ceny z TGE i zużywają go w procesach technologicznych, m.in. do topienia aluminium i złomu oraz podgrzewania półproduktów przed procesem wytapiania. Jego zakupy stanowią około 2 proc. kosztów produkcji. Tarczyński przyznaje, że im niższe ceny gazu, tym lepiej dla firmy, co nie zmienia faktu, że kluczowe pozostaje utrzymanie bezpieczeństwa dostaw. Surowiec wykorzystuje w procesach technologicznych i energetycznych. Do chwili zamknięcia tego numeru na nasze pytania nie odpowiedziały: Azoty, Boryszew, Enea, PGE, Sanok, Stalprodukt i Śnieżka.