Ceny gazu ziemnego nadal powinny być niskie

Jeśli na rynku nie wystąpią istotne i niespodziewane zdarzenia, to kurs błękitnego paliwa w okresie jesienno-zimowym nie będzie ulegał dużym zmianom. Mimo to krajowy popyt pozostanie słaby. Zwyżki oczekiwane są dopiero w kolejnych latach.

W ostatnich dniach ceny gazu ziemnego w Polsce i Europie znowu zaczęły spadać. Obecnie na holenderskiej platformie TTF handel kontraktami na październik oscyluje w granicach 35–36 euro za MWh (megawatogodzinę). Nieco drożej trzeba zapłacić za surowiec z dostawą na kolejne miesiące. Kurs kontraktów na listopad znajduje się w pobliżu 37 euro, a na grudzień, styczeń i luty powyżej 38 euro. Zniżki widoczne są też na naszej rodzimej giełdzie. W dostawach natychmiastowych cena gazu kształtuje się na TGE na poziomie nieco ponad 170 zł.

Parkiet

Obecne notowania w ujęciu rok do roku należy uznać za niskie. Co ważniejsze, od października ubiegłego roku do lutego tego roku systematycznie spadały, mimo że zima to tradycyjnie okres wzmożonego popytu na błękitne paliwo, a w konsekwencji często także czas wysokich cen. Czy w tym roku będzie podobnie? „Doświadczenia ostatnich lat pokazały, że ceny gazu w europejskich hubach handlowych charakteryzowały się dużą zmiennością. Dlatego wszelkie prognozy dotyczące poziomów cenowych należy traktować z dużą ostrożnością, uwzględniając szereg czynników w ramach prowadzonej działalności operacyjnej” – twierdzi zespół prasowy Orlenu.

Orlen nie widzi ryzyka przerw w dostawach gazu do odbiorców

Koncern zauważa, że na ceny kontraktów notowanych na TTF z dostawą na najbliższy sezon zimowy wpływa m.in. terminowe zakończenie prac na norweskich złożach. W ubiegłym roku wystąpiły opóźnienia w realizacji planowanych remontów, co spowodowało wzrost cen gazu. Z drugiej strony wypełnienie magazynów w UE na poziomie 93 proc. oraz prognozowana ciepła zima mogą prowadzić do spadku zapotrzebowania na gaz, a tym samym do zniżki jego kursu. Ponadto istotnym czynnikiem wpływającym na notowania jest rywalizacja o dostawy LNG odbiorców europejskich z azjatyckimi, która może się nasilić po zakończeniu problemów z przepustowością Kanału Panamskiego.

Parkiet

Orlen, który jest dominującym graczem na krajowym rynku błękitnego paliwa, przekonuje, że posiada zdywersyfikowany portfel dostaw surowca. „Bezpieczeństwo dostaw LNG do Polski dodatkowo poprawia fakt posiadania własnej floty metanowców. Poza dostawami LNG, grupa realizuje wydobycie własne ze złóż krajowych oraz na norweskim szelfie” – zauważa spółka. Przypomina, że surowiec z kierunku norweskiego dociera do nas za pomocą gazociągu Baltic Pipe o przepustowości 10 mld m sześc. na rok, w którym Orlen ma zakontraktowany udział na poziomie przekraczającym 8 mld m sześc. Co równie ważne, napełnianie magazynów gazu nad Wisłą wynosi obecnie 98 proc. Z tych też powodów koncern nie widzi obecnie ryzyka przerw w dostawach do finalnych odbiorców.

Mimo że w ostatnich dwóch latach zużycie gazu w Polsce spadło, to Orlen jest przekonany o wzroście popytu w kolejnych latach. Będzie to głównie konsekwencja przechodzenia firm energetycznych ze źródeł wysokoemisyjnych na mniej emisyjne. Do wzrostu zapotrzebowania przyczyni się też polityka antysmogowa, która obejmuje takie działania, jak wymianę źródeł ciepła w domach jednorodzinnych i małych przedsiębiorstwach.

Koncern informuje, że w ubiegłym roku sprzedał w ramach grupy 125,8 TWh gazu. Ile surowca zużył na własne potrzeby, nie podaje. „Odnosząc się do planów na 2024 r. i kolejne lata, grupa Orlen będzie optymalizowała wykorzystanie gazu w ramach prowadzonej działalności m.in.: produkcji rafineryjnej, petrochemicznej, pracy bloków gazowo-parowych, z uwzględnieniem bieżących uwarunkowań makroekonomicznych i rynkowych” – przekonuje spółka. Dodaje, że strategia koncernu jest obecnie aktualizowana. Priorytetem pozostanie jednak zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego i dostaw gazu zarówno z kontraktów, jak również z wydobycia własnego ze złóż w Norwegii i krajowych.

Unimot chce być największym niezależnym dostawcą gazu w Polsce

W ocenie Unimotu w perspektywie najbliższych kliku miesięcy czynnikiem ograniczającym wzrost cen gazu będzie wysoki poziom wypełnienia europejskich magazynów i niski popyt w Europie. „Niewykluczone, że w 2024 r. zużycie tego paliwa będzie najniższe od lat 80., dzięki rosnącej produkcji energii ze źródeł odnawialnych oraz stagnacji w unijnym przemyśle. Jedynie utrzymanie relatywnie niskiego poziomu cen gazu względem węgla może nieznacznie zwiększyć popyt na błękitne paliwo, m.in. ze względu na jego niskoemisyjność” – ocenia biuro prasowe grupy Unimot.

Spółka w miesiącach zimowych oczekuje średniego poziomu cen gazu na TTF w okolicy 35 euro. Warunkiem jest brak czynników mogących prowadzić do szoku podażowego. Ponadto założono, że będziemy mieli do czynienia z niższym od zeszłorocznego wolumenem unijnego importu LNG, mroźniejszą zimą w Europie i wygaśnięciem umowy tranzytowej z Gazpromem. W przypadku znaczącego zakłócenia dostaw (Ukraina, Bliski Wschód, Afryka Północna), europejscy odbiorcy mogą być jednak zmuszeni do konkurowania o dodatkowe dostawy LNG z konsumentami azjatyckimi, co z kolei może podnieść ceny gazu do 45 euro. Unimot przyznaje, że zwyżka cen może częściowo wpłynąć na wzrost kapitałochłonności biznesu gazowego grupy.

Według spółki tegoroczne krajowe zużycie gazu będzie stosunkowo niskie. „Mogłoby wzrosnąć w przypadku ekstremalnych sytuacji pogodowych w Polsce. Z punktu widzenia gospodarki nie widzimy obecnie możliwości znaczącego wzrostu popytu na paliwo gazowe do końca 2024 r.” – uważa Unimot. Spółka nie udziela informacji, ile zużywa gazu na własne potrzeby. Podtrzymuje, że zgodnie ze strategią na lata 2024–2028 zamierza zostać największym niezależnym dostawcą gazu w Polsce.

W ocenie Unimotu wyzwaniem dla rozwoju naszego rynku gazu jest niepewność w zakresie regulacji prawnych i kierunek, jaki obierze Polska w procesie dekarbonizacji gospodarki. Co więcej, uważa, że znaczenie błękitnego paliwa w transformacji energetycznej jest marginalizowane mimo braku rzeczywistej alternatywy pozwalającej na obniżenie zużycia węgla w Polsce. Tymczasem źródła gazowe mogłyby przejąć rolę stabilizatora polskiego systemu elektroenergetycznego w stosunku do rosnącego udziału źródeł OZE na wzór brytyjski. „Takie rozwiązanie mogłoby ograniczyć koszty transformacji energetycznej w naszym kraju, przy jednoczesnym realnym obniżeniu emisyjności energii elektrycznej. Z kolei rozwój rynku biometanu w naszym kraju mógłby przyczynić się do zmniejszenia zmienności cen gazu ziemnego, ponieważ gaz ten powstawałby lokalnie z odpadów” – przekonuje Unimot.

Spółki domagają się liberalizacji krajowego rynku gazu

Dużą szansę na rozwój rynku gazu w Polsce widzi Tauron, zwłaszcza jeśli dojdzie do liberalizacji restrykcyjnych wymogów dotyczących magazynowania surowca dla przedsiębiorstw prowadzących transgraniczny handel. „Zmiana polityki w tym zakresie przełoży się na zwiększenie konkurencyjności rynku oraz dywersyfikację kierunków dostaw gazu ziemnego. Jednocześnie uważamy, iż korzystna nowelizacja tzw. ustawy magazynowej niesie za sobą słuszną ideę zabezpieczenia systemu paliwowego w sytuacji kryzysu czy też poważnego zagrożenia mającego swoje źródło za granicą” – informuje zespół prasowy Tauronu. W jego ocenie dużą szansą byłoby też zwiększenie liczby magazynów gazu i konsekwentna rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu oraz budowa terminalu FSRU w Zatoce Gdańskiej. Ponadto pozytywny wpływ na rynek powinna mieć stale postępująca gazyfikacja kraju. Z kolei do największych zagrożeń koncern zalicza ewentualne zniesienie bądź obniżenie obliga giełdowego na sprzedaż gazu, co mogłoby doprowadzić do utraty płynności na transparentnym rynku i byłoby zagrożeniem dla jego funkcjonowania.

Grupa Tauron w 2023 r. zużyła na potrzeby własne powyżej 4,5 GWh gazu. Surowiec nabywa zarówno na TGE, jak i w kontraktach bilateralnych. Spółka wielkość swojego zapotrzebowania na gaz w kolejnych latach uzależnia od wielu czynników, m.in. jego cen i uwarunkowań meteorologicznych. Odnosząc się do kursu błękitnego paliwa, przypuszcza, że na rynku TTF będzie znajdował się poniżej 40 euro. Warunkiem jest brak zawirowań w dostawach surowca do krajów europejskich oraz łagodne temperatury w okresie jesienno-zimowym. Jednocześnie zwraca uwagę na ciągle istniejące ryzyko wystąpienia wyższych cen wynikające ze wzrostu notowań praw do emisji CO2 i niespodziewanych wydarzeń związanych np. z konfliktami zbrojnymi.

Również KGHM ocenia, że dziś kluczowymi czynnikami wpływającymi na wahania cen gazu są konflikty geopolityczne oraz ryzyko surowej zimy. Zwraca też uwagę na możliwe problemy z podażą amerykańskiego LNG, norweskim eksportem surowca i oczekiwanym końcem umowy tranzytowej na przepływ gazu rurociągiem z Rosji przez Ukrainę do Europy od 1 stycznia 2025 r. Sytuacja na rynku gazu ziemnego wysokometanowego (taki dominuje na świecie i w Polsce) nie wpływa bezpośrednio na działalność grupy KGHM, gdyż ta zużywa jednie gaz zaazotowany pochodzący z lokalnych złóż należących do grupy Orlen. „W związku z powyższym zakładamy, że ryzyko wystąpienia przerw w dostawie gazu nas nie dotyczy” – twierdzi koncern. Zmiany cen na rynku gazu mają jednak wpływ na koszty ponoszone przez grupę przy zakupach surowca zaazotowanego. W efekcie KGHM również musi w swojej działalności brać ten czynnik pod uwagę.