Gazowy wymiar polityki

Pod koniec zeszłego tygodnia rynek gazu charakteryzował się małą zmiennością, a notowania oscylowały wokół poziomu 31,43-31,45 EUR/MWh. W poniedziałek (06.10) nastąpiło odbicie cen do poziomu 33,16 EUR/MWh, co stanowiło największy jednodniowy wzrost od 19 czerwca (o 5,3% d/d). Z kolei wczoraj notowania ponownie spadły do 32,70 EUR/MWh.

W piątek (03.10) notowania gazu (NOV25) utrzymywały się na stabilnym poziomie. Ceny wspierane był przez ochłodzenie w Europie Zachodniej, które tymczasowo spowolniło zatłaczanie magazynów. Jednocześnie na rynku utrzymywała się optymistyczna perspektywa podaży wraz z kończącymi się strajkami we francuskich terminalach LNG, które przełożyły się na wyraźny wzrost wysyłki do sieci, osiągając 246 mln m³/d (+51 mln m³/d). Również planowane naprawy w Norwegii nie wskazywały na istotne ograniczenia eksportowe. Następnie, w piątek notowania gazu pozostały stabilne, jako że tymczasowo wyższe temperatury w Europie osłabiły presję wzrostową, choć mniejsza wietrzność mogła ograniczać potencjał do spadków.

Jednocześnie, Rosja przeprowadziła jeden z największych ataków na ukraińską infrastrukturę gazową od początku wojny, powodując poważne zniszczenia. Uczestnicy rynku obecnie szacują czy skutki tych ataków mogą zmusić Kijów do zwiększonego importu surowca z Europy w okresie zimowym. 

Na początku bieżącego tygodnia notowania gazu (NOV25) były wspierane reakcją rynku na pojawiające się prognozy niższych temperatur w październiku oraz na potencjalne ryzyko szybszego zużycia zapasów. Dodatkowo, narastające napięcia geopolityczne i chwilowe ograniczenia w żegludze LNG z Kataru (związane z awarią systemu GPS), budziły obawy o globalną dostępność dostaw.

We wtorek (07.10) ceny nadal nieznacznie rosły, co było związane z utrzymującymi się obawami o straty poniesione przez Ukrainę w wyniku rosyjskich ataków oraz prognozowanym ochłodzeniem w Niemczech. W środę (08.10) nastąpił ponowny spadek cen głównie w reakcji na wyższą generację energii z farm wiatrowych w Niemczech oraz chwilowe ocieplenie. Jednocześnie, pomimo rozszerzenia harmonogramu dostaw LNG do Europy (dodano 7 nowych gazowców na kolejne dwa tygodnie), wydłużające się prace konserwacyjne w Norwegii mogą ograniczać podaż z tego kierunku aż do końca listopada (315–320 mln m³/d vs. standardowe 330–340 mln m³/d).

Warto również wspomnieć o ostatnich danych opublikowanych przez agencję Reuters, zgodnie z którymi Unia Europejska będzie musiała sprowadzić tej zimy nawet 160 dodatkowych ładunków skroplonego gazu ziemnego z powodu niższego poziomu zapełnienia magazynów oraz spadku przepływów gazociągami z Rosji i Algierii.  W 2025 roku import LNG do UE ma wzrosnąć do poziomu odpowiadającego 820 tankowcom, wobec 660 w ubiegłym roku, co stanowi 48% całkowitych dostaw gazu do Unii. Stany Zjednoczone mają odpowiadać za ok. 70% dostaw skroplonego gazu do Europy w latach 2026–2029 (wobec 58% w tym roku), głównie z powodu planowanego zakazu importu rosyjskiego LNG od 2027 r., a gazu ogółem od 2028 r. Eksperci podkreślają, że amerykańska produkcja i zdolności eksportowe rosną dynamicznie, w przeciwieństwie do ograniczonego wzrostu u innych dostawców. Coraz większy wpływ na europejski rynek mają też czynniki zewnętrzne, takie jak popyt w Chinach, który może potęgować zmienność cen i utrudniać budowę zapasów.

We wrześniu ceny gazu w USA (Henry Hub) wzrosły o 30% r/r do średnio 3 USD/MMBtu (~8,77 EUR/MWh). W październiku przepływy do ośmiu dużych amerykańskich terminali LNG osiągnęły rekordowy poziom 0,46 mld m³/d (szczególnie za sprawą terminala Plaquemines). Jednocześnie produkcja gazu nieznacznie spadła, ale prognozowana fala ocieplenia może zmniejszyć popyt grzewczy. Warto wspomnieć, iż obecnie około 40% energii elektrycznej wytwarzanej w Stanach Zjednoczonych pochodzi ze spalania gazu.

W kwestii gazu w Polsce, pod koniec zeszłego tygodnia notowania kontraktu CAL26 na polskiej TGE kierowały się tendencją wzrostową, osiągając we wtorek (07.10) poziom 158,86 PLN/MWh. W środę (08.10) natomiast ceny spadły do poziomu 157 PLN/MWh.

Warto również wspomnieć, że zgodnie z badaniem przeprowadzonym przez GAZ-SYSTEM, biometan ma szansę odegrać kluczową rolę w transformacji energetycznej Polski, stając się jednym z filarów krajowego rynku gazowego. Zainteresowanie tym paliwem ze strony odbiorców przyłączonych do krajowej sieci przesyłowej jest bardzo duże. Szacuje się, że potencjalny popyt może sięgnąć nawet 7 miliardów m³ rocznie. Tymczasem obecna produkcja krajowa pokrywa jedynie około 0,5 miliarda m³ zapotrzebowania. Istotnym elementem badania było również określenie preferowanych lokalizacji punktów zbiorczych (Instalacji Przeładunku Paliwa Gazowego - IPPG), które mają umożliwić wprowadzania biometanu do systemu przesyłowego także w lokalizacjach, gdzie bezpośrednie przyłączenie gazociągowe byłoby nieopłacalne lub technicznie niemożliwe. W lokalizacjach wskazanych przez GAZ-SYSTEM zgłoszono 19 projektów, których łączny potencjał produkcyjny wynosi 72 mln m³ rocznie. Dodatkowo uczestnicy badania zaproponowali 35 innych lokalizacji z potencjałem wytwarzania biometanu sięgającym 250 mln m³ rocznie.

W badaniu przeprowadzonym przez GAZ-SYSTEM, aż 31 przedsiębiorstw z różnych sektorów gospodarki zgłosiło łącznie 141 projektów biometanowych, z których większość znajduje się już na zaawansowanym etapie realizacji. Zebrane dane pozwalają lepiej oszacować krajowy potencjał produkcyjny, możliwości przyłączania nowych instalacji do istniejącej infrastruktury przesyłowej oraz poziom zainteresowania odbiorców końcowych. Kolejnym istotnym elementem dla rozwoju rynku biometanu są stabilne warunki inwestycyjne i otoczenie regulacyjne. Choć popyt wyraźnie przewyższa obecne moce produkcyjne, barierą dla wielu inwestorów pozostają krótkoterminowe kontrakty. Zdecydowana większość uczestników badania podkreśla, że długoterminowe umowy zakupu (trwające powyżej pięciu lat) mogłyby znacząco zwiększyć zainteresowanie inwestycjami w ten sektor. Rozwojowi sprzyjają także wymagania regulacyjne, potrzeba redukcji emisji CO₂ oraz dążenie do ograniczenia kosztów w ramach systemu EU ETS.