Ceny gazu w Europie ponownie poszły w górę. 12 sierpnia kontrakty na holenderskim rynku TTF, który jest najważniejszym punktem odniesienia dla europejskiego handlu gazem, kosztowały około 60,34 euro za MWh, czyli niemal 3 proc. więcej niż dzień wcześniej. Rynek reaguje jednocześnie na wysokie temperatury, większe zużycie gazu przez elektrownie, zakłócenia w dostawach oraz napiętą sytuację na rynku LNG, Santeos.pl podaje, powołując się nа businessinsider.com.pl.
Dla Polski wzrost notowań nie oznacza automatycznie natychmiastowej podwyżki rachunków gospodarstw domowych. Cena gazu dla klientów objętych taryfą myORLEN została ustalona na 197,29 zł za MWh i zgodnie z decyzją regulatora ma obowiązywać do końca 2026 roku. Znacznie szybciej ruchy na rynku hurtowym mogą odczuwać firmy kupujące paliwo na warunkach rynkowych oraz branże, w których gaz stanowi dużą część kosztów produkcji.
Dlaczego gaz w Europie znów drożeje?
Obecny wzrost nie ma jednej przyczyny. Europejski rynek wszedł w sierpień przy stosunkowo niskich zapasach, a jednocześnie musi radzić sobie ze zwiększonym zapotrzebowaniem energetyki. Wysokie temperatury powodują, że klimatyzatory zwiększają pobór energii elektrycznej, co w części krajów wymusza intensywniejszą pracę elektrowni gazowych.
Upały oddziałują na system również w mniej oczywisty sposób. Wysoka temperatura rzek i niski poziom wody mogą ograniczać możliwość chłodzenia części elektrowni jądrowych oraz konwencjonalnych. Gdy dostępna moc takich jednostek spada, brakującą produkcję trzeba zastąpić innymi źródłami, a jednym z nich są właśnie bloki wykorzystujące gaz. Na początku sierpnia wzrost cen energii obserwowano także w Polsce.
Na ceny działają obecnie przede wszystkim:
- zwiększone zużycie energii elektrycznej związane z falą upałów,
- większe wykorzystanie elektrowni gazowych,
- problemy techniczne ograniczające część norweskiej produkcji,
- napięta sytuacja na globalnym rynku LNG,
- relatywnie niskie zapasy gazu w europejskich magazynach,
- utrzymująca się niepewność geopolityczna.
Każdy z tych czynników osobno mógłby wywołać tylko ograniczoną reakcję. Ich jednoczesne występowanie sprawia jednak, że rynek reaguje znacznie mocniej nawet na stosunkowo niewielkie zmiany podaży.
Zaćmienie Słońca dokłada kolejny element do energetycznej układanki
Nietypowym czynnikiem wpływającym 12 sierpnia na europejską energetykę jest zaćmienie Słońca. Operatorzy systemów przesyłowych przygotowali się na przejściowy spadek produkcji energii z fotowoltaiki. Przy bezchmurnej pogodzie redukcja mocy instalacji PV w Europie może sięgnąć około 9,7 GW, przede wszystkim między godziną 19:15 a 21:30 czasu środkowoeuropejskiego.
Samo zaćmienie nie jest główną przyczyną wzrostu cen gazu. Ma jednak znaczenie w chwili, gdy system elektroenergetyczny już pracuje pod większą presją z powodu wysokich temperatur. Chwilowy spadek generacji słonecznej trzeba skompensować innymi źródłami, a elektrownie gazowe dobrze nadają się do szybkiego zwiększania produkcji.
Operatorzy energetyczni traktują zaćmienie jako przewidywalne zdarzenie, na które można przygotować system. Większe znaczenie dla rynku ma jego połączenie z upałami i napiętą sytuacją podażową.
Kilka godzin słabszej produkcji fotowoltaiki nie wywoła europejskiego kryzysu energetycznego. Problem polega na kumulacji wielu niekorzystnych czynników w tym samym czasie. Wrażliwy rynek gazu reaguje dziś na każde dodatkowe źródło niepewności.
Norweski gaz pod presją. Problemy na polu Ormen Lange
Drugim ważnym elementem jest sytuacja w Norwegii, która pozostaje jednym z najważniejszych źródeł gazu dla europejskiego rynku. Problemy techniczne na morskim polu Ormen Lange sprawiły, że ograniczenia wydobycia mają potrwać dłużej, niż wcześniej zakładano. Informacja ta pojawiła się w wyjątkowo niekorzystnym momencie, kiedy europejscy odbiorcy potrzebują dużych ilości paliwa zarówno na bieżące zużycie, jak i do uzupełniania magazynów przed sezonem grzewczym.
Gaz z Norwegii ma znaczenie również dla Polski. Krajowy system jest połączony z norweskimi złożami poprzez Baltic Pipe, więc sytuacja na tamtejszym rynku pozostaje istotna dla bezpieczeństwa dostaw. Nie oznacza to, że pojedyncza awaria automatycznie prowadzi do niedoborów w Polsce. Wpływa jednak na europejski bilans, a przez niego na ceny kontraktów.
Gdy podaż spada, sprzedający mogą oczekiwać wyższych stawek, szczególnie jeśli równocześnie rośnie popyt. To klasyczny mechanizm rynku surowców, lecz w 2026 roku jego znaczenie zwiększa relatywnie mały margines bezpieczeństwa w europejskich magazynach.
Europa ma mało gazu w magazynach, Polska wypada lepiej
Jednym z największych powodów do niepokoju pozostają zapasy przed zimą. Na początku sierpnia europejskie magazyny były wypełnione zaledwie w około 57-58 proc., podczas gdy typowy poziom dla tej części roku był znacznie wyższy. Według danych przytaczanych na początku miesiąca pięcioletnia średnia wynosiła około 73,5 proc.
Polska prezentowała się na tym tle zdecydowanie korzystniej. Krajowe magazyny były w pierwszych dniach sierpnia wypełnione w ponad 85 proc. Nie oznacza to pełnej odporności na sytuację europejską, ponieważ polskie ceny nadal są częścią większego rynku, lecz ogranicza ryzyko problemu z fizyczną dostępnością paliwa.
| Element rynku | Europa | Polska |
|---|---|---|
| Poziom magazynów na początku sierpnia | około 57-58 proc. | ponad 85 proc. |
| Wpływ notowań TTF | bardzo wysoki | pośredni, ale istotny |
| Dostęp do LNG | liczne terminale | terminal w Świnoujściu i dostawy regionalne |
| Gaz z Norwegii | jedno z głównych źródeł | dostęp przez Baltic Pipe |
| Wpływ na gospodarstwa domowe | zależny od rynku krajowego | ograniczony taryfą do końca 2026 r. |
Różnica w poziomie zapasów jest ważna przed sezonem jesienno-zimowym. Im mniej gazu znajduje się w magazynach całej Unii, tym większą część brakującego wolumenu trzeba kupić w kolejnych miesiącach. Jeśli na światowym rynku LNG pojawi się silna konkurencja ze strony Azji, dodatkowe zakupy mogą odbywać się po wyższych cenach.
Analitycy rynku gazu zwracają uwagę, że przy tak napiętym bilansie nawet niewielka zmiana podaży lub popytu może silniej niż zwykle przesuwać notowania. Taki układ zwiększa zmienność cen przed zimą.
Czy ceny gazu w Polsce wzrosną?
To najważniejsze pytanie dla odbiorców indywidualnych. W krótkiej perspektywie wzrost ceny gazu TTF nie powinien przełożyć się jeden do jednego na rachunki gospodarstw domowych korzystających z taryfy myORLEN. Obowiązująca cena paliwa wynosi 197,29 zł za MWh i została przedłużona do 31 grudnia 2026 roku.
Trzeba jednak rozdzielić rynek detaliczny od hurtowego. Taryfa chroni określoną grupę odbiorców przed natychmiastową zmianą ceny samego paliwa, ale droższy gaz może wcześniej dotknąć przedsiębiorstwa, ciepłownie, przemysł chemiczny, producentów nawozów, ceramiki, szkła czy żywności. Firmy mogą przenosić część rosnących kosztów na ceny swoich produktów.
W praktyce możliwe skutki dla Polski są więc szersze niż sam rachunek za ogrzewanie:
- wyższe koszty zakupu gazu przez część firm,
- presja na ceny energii elektrycznej w okresach większej pracy jednostek gazowych,
- droższa produkcja w energochłonnych branżach,
- większa presja kosztowa na ciepłownictwo,
- ryzyko wzrostu inflacji, jeśli droższa energia przeniesie się na towary i usługi.
Bezpośredni wpływ na gospodarstwa domowe może być więc opóźniony. Znacznie szybciej zmiany odczuje biznes działający na umowach powiązanych z bieżącymi cenami rynkowymi.
Upały podbijają także ceny prądu
Gaz i energia elektryczna są ze sobą połączone. Gdy zapotrzebowanie na prąd rośnie, a elektrownie wodne, jądrowe lub węglowe mają ograniczoną możliwość produkcji, system częściej korzysta z jednostek gazowych. Wysoka cena paliwa może wtedy podnieść koszt wytwarzania energii.
W Polsce początek sierpnia również przyniósł trudniejszą sytuację na rynku energii. Po pierwszych siedmiu dniach miesiąca średnia cena spot wynosiła około 600,86 zł za MWh, podczas gdy w lipcu średnia dla Polski była niższa. Na sytuację wpływały upały, słabsza generacja wiatrowa i ograniczenia części krajowych bloków energetycznych.
Droższy gaz w Polsce nie jest więc problemem wyłącznie dla osób ogrzewających nim domy. Surowiec uczestniczy również w produkcji energii elektrycznej, ciepła oraz wielu towarów przemysłowych. Jego cena może w rezultacie oddziaływać na gospodarkę kilkoma kanałami jednocześnie.
Co może zdecydować o cenach gazu jesienią?
Najbliższe tygodnie będą ważne przede wszystkim z powodu tempa uzupełniania magazynów. Europa musi zwiększać zapasy w okresie, gdy jednocześnie gaz jest intensywniej zużywany do produkcji energii. Jeżeli wysokie temperatury utrzymają się długo, część surowca zamiast do magazynów trafi bezpośrednio do elektrowni.
Duże znaczenie będzie miała również dostępność LNG i sytuacja na głównych trasach transportowych. Europejski rynek po ograniczeniu rosyjskich dostaw znacznie mocniej zależy od skroplonego gazu przewożonego statkami, dlatego wydarzenia poza samą Europą szybko wpływają na lokalne ceny.
Do najważniejszych sygnałów dla rynku należą obecnie poziom zapasów, norweskie wydobycie, dostawy LNG, pogoda oraz popyt energetyki. Każda poprawa w kilku obszarach jednocześnie może uspokoić notowania. Kolejne ograniczenia podaży przy utrzymującym się popycie działałyby w przeciwnym kierunku.
Polska ma zabezpieczenia, ale nie jest odizolowana od rynku
Konsekwencje dla Polski są obecnie łagodniejsze niż mogłoby sugerować samo przekroczenie przez TTF poziomu 60 euro za MWh. Wysokie napełnienie krajowych magazynów, dostęp do norweskiego gazu oraz infrastruktura LNG ograniczają ryzyko fizycznego braku paliwa, a taryfa dla gospodarstw domowych stabilizuje cenę sprzedaży do końca 2026 roku.
Nie oznacza to jednak pełnej izolacji od europejskich podwyżek. Polska gospodarka funkcjonuje na wspólnym rynku energii, a przedsiębiorstwa kupujące gaz na zasadach komercyjnych reagują na hurtowe ceny znacznie szybciej niż gospodarstwa objęte taryfą. Jeśli wysokie notowania utrzymają się przez kolejne miesiące, presja może być widoczna w kosztach przemysłu, ciepłownictwa i produkcji energii.
Najbliższe tygodnie pokażą przede wszystkim, czy Europa zdoła przyspieszyć uzupełnianie magazynów przed sezonem grzewczym. Poziom około 60 euro za MWh jest już wyraźnym sygnałem, że rynek wszedł w drugą połowę lata z dużo większą nerwowością niż jeszcze kilka miesięcy wcześniej.
