• LNG stał się fundamentem nowej architektury energetycznej Europy - wskazuje w rozmowie z WNP Bartosz Harat, Specialist Lead, Corporate & Energy Risk w Deloitte.
• - Kluczowe jest to, że znaczenie amerykańskiego LNG dla Europy systematycznie rośnie. Obecnie ponad połowa wolumenu skroplonego gazu importowanego do Europy pochodzi z USA - mówi Bartosz Harat. 
• Bartosz Harat mówi, że dopóki system nie zostanie zreformowany tak, by w UE „odpiąć” cenę energii od cen gazu (tzw. decoupling), korzyści z taniej produkcji z OZE będą w dużej mierze niwelowane przez koszty gazu, często najdroższego źródła w systemie.

Wskazuje pan, że występują sygnały zapowiadające tzw. drugą falę LNG, która zwiększy globalną podaż tego surowca. Na czym miałoby polegać to zjawisko?

- Przed rewolucją łupkową Stany Zjednoczone zbudowały dużo terminali importowych LNG i były nastawione na import gazu. Po rewolucji łupkowej podaż gazu w USA wzrosła, ceny gazu okazały się relatywnie niskie, a amerykański rynek wewnętrzny był bardzo dobrze zaopatrzony w ten surowiec.

Z tego względu Stany Zjednoczone zaczęły rozważać jego eksport. Było to kwestią porozumienia władz USA ws. eksportu gazu i budowy terminali eksportowych LNG. Z czasem inwestorzy zaczęli uzyskiwać zgody na takie projekty. Stany Zjednoczone rozpoczęły eksport LNG w 2016 r., a jego skala zaczęła stopniowo rosnąć.

Do końca obecnej dekady oddanych zostanie w USA wiele nowych terminali eksportowych i regazyfikacyjnych. Ubiegły rok w USA obfitował wręcz w ostateczne decyzje inwestycyjne (FID) dotyczące budowy terminali eksportowych LNG, co przełoży się na kolejną falę podaży LNG.

To oznacza, że obecny rekord USA, czyli eksport ponad 10 mln ton LNG w ciągu miesiąca, to dopiero początek – nadchodząca „druga fala LNG” zmieni reguły gry na rynku.

"LNG stało się głównym źródłem gazu dla Europy z udziałem przekraczającym 40 proc. całkowitego importu"

Czego konkretnie należy się spodziewać w Europie?

- Mniej więcej do 2020 r. rynki gazu w UE i USA były stosunkowo niezależne. Europa korzystała głównie z gazu rosyjskiego, a eksport gazu z USA nie był jeszcze na tyle rozwinięty, żeby wpływał na globalną sytuację na rynku LNG.

Kryzys energetyczny z 2022 r., wywołany gwałtownym ograniczeniem rosyjskich dostaw gazu do UE, doprowadził do szczytowych poziomów cen główny europejski indeks cen gazu TTF i przestawił europejski rynek na intensywny import LNG. Gaz w Europie był wtedy wielokrotnie droższy niż w USA.

Po kryzysie z 2022 r. Europa stała się największym globalnym odbiorcą LNG, w tym z USA, a LNG stało się głównym źródłem gazu dla Europy z udziałem przekraczającym 40 proc. całkowitego importu.

Rozbudowa infrastruktury regazyfikacyjnej w UE usunęła wcześniejsze bariery podażowe, czyniąc LNG stabilnym fundamentem dostaw gazu do UE. W efekcie rynki gazu UE i Stanów Zjednoczonych stały się dosyć mocno ze sobą powiązane i będą coraz mocniej na siebie oddziaływać.

Obecna struktura dostaw gazu do UE jest bezpieczniejsza niż ta sprzed kryzysu energetycznego?

- W Europie wyłania się nowy obraz rynku gazu. Europa ostatecznie kończy z rosyjskim gazem na rzecz LNG z innych kierunków. 17 grudnia 2025 r. Parlament Europejski zatwierdził plan całkowitego wycofania importu rosyjskiego gazu i LNG do końca 2027 r.

To krok, który podsumowuje proces transformacji europejskiego rynku gazu w stronę dywersyfikacji i bezpieczeństwa energetycznego. Według danych Komisji Europejskiej zależność Unii od rosyjskich dostaw gazu spadła z 45 proc. całkowitego importu na początku inwazji na Ukrainę w 2022 r. do 13 proc. w I połowie 2025 r.

Na europejskim rynku gazu wciąż istnieje pewne ryzyko wzrostu cen, jednak przy zdecydowanej eliminacji większości rosyjskich dostaw jest ono znacznie mniejsze niż w okresie szoków podażowych z ostatnich lat.

Rynek gazu, choć niezwykle wrażliwy na zawirowania geopolityczne zakłócające łańcuchy dostaw, wydaje się mieć najtrudniejszy okres już za sobą, a przed nami czas względnej stabilizacji, w którym ciężar uwagi przesuwa się z kwestii podażowych na stronę popytu.

LNG stało się fundamentem nowej architektury energetycznej Europy, a rozbudowana infrastruktura i długoterminowe kontrakty z dostawcami wyznaczają kierunek na kolejne dekady. Kluczowe jest to, że znaczenie amerykańskiego LNG dla Europy systematycznie rośnie. Obecnie ponad połowa wolumenu skroplonego gazu importowanego do Europy pochodzi z USA, co umacnia energetyczne zależności obu regionów.

Terminal LNG to kluczowy obiekt dla naszego bezpieczeństwa gazowego. Fot. Materiały prasowe / Gaz-System "W długim terminie ceny gazu i energii w UE pozostaną wyższe niż przed 2020 r., a także wyższe niż w USA"

Co to będzie oznaczało dla cen LNG z USA w Europie?

- Dalsze zacieśnianie powiązań pomiędzy rynkiem europejskim a amerykańskim prowadzi do zbliżenia cen pomiędzy indeksami cenowymi gazu TTF (EU) i Henry Hub (USA).

Należy jednak pamiętać, że standardowa formuła rynkowa sprawia, że do ceny surowca w USA musimy doliczyć marżę oraz stałe opłaty. Stąd ta konwergencja będzie miała granicę, wyznaczoną przez marżę oraz koszty dostarczenia gazu do Europy, takie jak skraplanie, transport oraz regazyfikację.

Te koszty szacowane łącznie na 3–4 dol./MMBtu (9–12 euro /MWh) będą stanowić minimalny poziom (tzw. floor) dla spreadu cenowego między Europą i USA w średnim terminie.

Zarazem sytuacja popytowa w Europie będzie coraz mocniej oddziaływała zwrotnie na ceny Henry Hub, zwiększając zmienność tego indeksu. Choć koszty transportu w średnim terminie wyznaczą dolny poziom różnicy cen, w krótkim terminie – przy nadpodaży – istnieje ryzyko spadku ceny na TTF do poziomu Henry Hub.

Jakie to ryzyko?

- Mówimy o ryzyku, bo może to prowadzić do odwoływania dostaw i ponownego bilansowania rynku. Goldman Sachs prognozuje, że w latach 2028–2029 popyt na gaz w Europie nie nadąży za rosnącą podażą, a ceny spot na obu rynkach mogą okresowo się zrównać.

Wielkość spreadu oraz jego ewolucja jest istotna dla odbiorców kontraktujących gaz w długoterminowych dostawach z USA. Ponoszą oni koszty oparte o indeks Henry Hub, a przychody zależą od cen gazu w Europie, czyli efektywnie zyski w tych kontraktach zależą od wielkości spreadu.

Jakie są perspektywy długoterminowe?

- Chociaż w okresach nadpodaży możliwe jest zbliżenie poziomów cen TTF do Henry Hub, to w długim terminie ceny gazu i energii w UE pozostaną wyższe niż przed 2020 r., a także wyższe niż w USA.

W dłuższym okresie Europa musi być wyceniana z premią, żeby zachęcić USA do eksportu, pokrywając pośrednio dodatkowe koszty dostawy przez ocean.

Inaczej mówiąc, europejski rynek gazu po raz pierwszy od kilku lat zmierza w kierunku zbilansowania, ale nie oznacza to, że ceny gazu powrócą do poziomów sprzed kryzysu energetycznego.

Choć obserwujemy spadek i stabilizację cen gazu, prawdopodobnie pozostaną one na poziomie wyższym niż w latach 2015–2019. Wynika to z faktu, że koszty transportu LNG będą stanowiły istotną część ceny końcowej.

Jak ważny jest obecnie gaz ziemny dla unijnej energetyki?

- O cenie energii elektrycznej na rynku spot decyduje źródło krańcowe, czyli najdroższa elektrownia, którą trzeba włączyć, aby wystarczyło prądu dla wszystkich.

Ten mechanizm to tzw. merit order, gdzie najpierw pracują źródła o najniższym koszcie zmiennym, a jeżeli zapotrzebowanie wciąż nie jest pokryte, uruchamiane są kolejne, coraz droższe jednostki.

"Przedsiębiorcy i gospodarstwa domowe w UE bardzo często płacą za prąd stawkę podyktowaną przez gaz ziemny"

W Europie elektrownie gazowe stają się źródłem krańcowym, czyli tym, które ostatecznie określa cenę energii na rynku w danym momencie, stosunkowo często.

Mechanizm merit order sprawia, że ceny gazu wpływają na ceny energii w znacznie większym zakresie, niż można byłoby się spodziewać, patrząc jedynie na poziom generacji prądu z elektrowni gazowych, co odbija się na konkurencyjności europejskiego przemysłu.

W I półroczu 2025 elektrownia gazowa PGE Gryfino Dolna Odra wyprodukowała 2,13 TWh energii elektrycznej. Fot. Materiały prasowe / GE Vernova

Mario Draghi w raporcie z 2024 r. o konkurencyjności UE wskazał, że gaz ziemny wyznaczał cenę energii elektrycznej w Europie przez 63 proc. godzin w 2022 r., mimo że jego udział w miksie wytwórczym pod względem mocy wynosił około 20 proc.

W praktyce oznacza to, że przedsiębiorcy i gospodarstwa domowe w UE bardzo często płacą za prąd stawkę podyktowaną przez gaz ziemny, czyli surowiec, który jest w Europie kilkakrotnie droższy niż w USA.

Dopóki system nie zostanie zreformowany tak, by w UE „odpiąć” cenę energii od cen gazu (tzw. decoupling), korzyści z taniej produkcji z OZE będą w dużej mierze niwelowane przez koszty gazu, często najdroższego źródła w systemie.

Jak daleko Polska już weszła w zależność cen energii elektrycznej od cen gazu ziemnego? 

- Mogłoby się wydawać, że przy wciąż dominującej roli węgla wpływ gazu na polski rynek energii elektrycznej pozostaje marginalny.

Jednak wspomniany raport Draghiego pokazał, że energetyka gazowa już w 2022 r. pełniła w Polsce rolę źródła krańcowego przez około 20 proc. czasu w roku. Ale to już zapewne nieaktualne, bo znaczenie energetyki gazowej rośnie wraz z kolejnymi inwestycjami.

W Polsce gaz determinuje obecnie przede wszystkim ceny w szczytach zapotrzebowania na energię, jednak wraz z wygaszaniem bloków węglowych surowiec ten zacznie coraz silniej kształtować całodobową cenę energii, tzw. baseload.

W praktyce oznacza to, że koszt gazu przestanie być tylko chwilowym problemem godzin szczytowych, a stanie się głównym składnikiem ceny prądu płaconej przez odbiorców energii w Polsce.

OZE oraz generacja gazowa będą częściej decydować o marginalnej cenie energii, ograniczając wpływ węgla - uważa Bartosz Harat. Fot: Mariusz Szczygiel / Shutterstock "OZE oraz generacja gazowa będą częściej decydować o marginalnej cenie energii, ograniczając wpływ węgla"

Jest jakiś wyraźny plus zastępowania węgla gazem, zwłaszcza że energetyka przestawiana na gaz to w Polsce energetyka zależna od importowanego paliwa?

- Polski rynek potrzebuje mocy do bilansowania OZE, a do tego elektrownie gazowe są lepiej dostosowane niż węglowe, bo są bardziej elastyczne, a przy tym mniej emisyjne. Rozwój energetyki gazowej to zatem w dużej mierze pochodna polityki klimatycznej UE, pod wpływem której dochodzi do transformacji energetycznej.

OZE oraz generacja gazowa będą częściej decydować o marginalnej cenie energii, ograniczając wpływ węgla, nawet jeżeli węgiel dalej pozostanie znaczącym źródłem w miksie tylko ze względu na fakt, że jego cena w hierarchii merit order plasuje się pomiędzy OZE i gazem.

Odbiorcy końcowi, w szczególności energochłonny przemysł operujący w godzinach największego obciążenia sieci, byli i są zależni od cen najdroższego paliwa w systemie. Kiedyś to był węgiel, a teraz coraz częściej będzie to gaz ziemny.

Występowanie gazowych szczytów cenowych to jednak zjawisko o dwóch obliczach – dla przemysłu jest barierą kosztową, ale dla sektora magazynowania energii staje się kluczowym wyznacznikiem rentowności. W obecnej architekturze rynku rentowność inwestycji w wielkoskalowe magazyny energii jest zależna od cen gazu jako paliwa krańcowego.

Jak to działa?

- To właśnie notowania błękitnego paliwa, windując ceny w godzinach szczytowych, determinują szerokość tzw. spreadu, czyli różnicy cenowej pomiędzy najtańszymi i najdroższymi cenami godzinowymi energii w danym dniu, na której zarabiają operatorzy magazynów.

W tym kontekście gazowy dyktat cenowy - choć bolesny dla odbiorców końcowych - tworzy niezbędną przestrzeń ekonomiczną dla rozwoju technologii, które docelowo mają z nim konkurować.