Ceny gazu w Europie znajdują się obecnie na bardzo wysokim poziomie. Wczoraj na benchmark dla rynku, czyli kontrakty w Amsterdamie były wyceniane na 82,9 EUR za 1 MWh, co oznacza, że była ona prawie czterokrotnie wyższa niż przed rokiem. Jeszcze pod koniec grudnia cena gazu przekraczała 100 EUR za 1 MWh, a w szczycie, a więc zaraz przed Świętami, cena wynosiła nawet ponad 180 EUR, co jest historycznym rekordem. To przekłada się na bardzo wysokie stawki za gaz dla przedsiębiorstw i gospodarstw domowych w całej Europie, co jest jednym z głównych czynników napędzających inflację.
Aby odpowiedzieć na pytanie, czy ceny gazu spadną w tym roku, najpierw należy wskazać czynniki, które stoją za ogromny wzrostami w ubiegłym roku. Najłatwiej analizować je w podziale na czynniki podażowe oraz popytowe.
W okresie styczeń-listopad 2021 r. łączna podaż gazu na rynku UE oraz Wielkiej Brytanii wyniosła 425,7 mld m3. To oznacza, że była on wyższa o 9,2 proc. niż w 2020 r., ale niższa niż w okresie trzech lat przed pandemią, kiedy wahała się w przedziale 427,0-438,5 mld m3, a więc o 0,3-3,0 proc. większym niż obecnie.
Przyczyn ograniczonej podaż gazu jest kilka. Pierwszą z nich jest spadek produkcji gazu w Europie, który wpisuje się w długoterminowy trend. W okresie styczeń-listopad ub.r. w UE i Wielkiej Brytanii wyprodukowanych zostało 54,1 mld m3 gazu wobec 62,4 mld m3 w 2020 r. (-13,3 proc.), oraz 70,3 mld m3 w 2019 r. (-23,1 proc.). Był to także wolumen aż o ponad 1/3 mniejszy niż w 2017 r. Główną przyczyną jest stopniowe ograniczanie produkcji w Groningen w Holandii, gdzie planowane jest jej całkowite zawieszenie od połowy 2022 r.
Drugą przyczyną ograniczonej podaży był mniejszy niż w latach przed pandemią import gazu za pośrednictwem rurociągów do UE i Wielkiej Brytanii, który wyniósł 286 mld m3 w 2021 r. w porównaniu do 300 mld m3 w 2019 r. (-4,7 proc.) oraz 319 mld m3 w 2017 r. (-10,3 proc.). Największą część stanowiły dostawy z Rosji, które odpowiadały za 131 mld m3 (45,8 proc. łącznego wolumenu importu gazu), a w dalszej kolejności z Norwegii – 112 mld m3 (39,2 proc.) oraz Północnej Afryki, szczególnie Algierii oraz Libii – 35 mld m3 (12,2 proc.). W porównaniu do 2019 r. dostawy z Rosji spadły o 21,6 proc., z poziomu 167 mld m3. Był to wynik przede wszystkim polityki prowadzonej przez Gazprom, która opiera się na ograniczaniu dostaw, częściowo w celu wywarcia presji na UE w sprawie szybszej certyfikacji gazociągu Nord Stream 2, a częściowo w celu nakłonienie krajów europejskich do większego oparcia dostaw o kontrakty długoterminowe, powiązane z ceną ropy naftowej w formule „take or pay”. Nieznacznie wzrósł natomiast import gazu z Norwegii (2,8 proc.), który w 2019 r. znajdował się na poziomie 109 mld m3. Silny wzrost importu nastąpił również w przypadku gazu z Afryki. Jest to głównie wynik wzrost wolumenu dostaw z Algierii, który w okresie 2019-2021 wyniósł aż 47,2 proc.
Trzecią przyczyną spadku podaży był mniejszy import gazu LNG, a więc w formie skroplonej. Pomiędzy styczniem a listopadem 2021 r. w ten sposób do Europy, głównie z USA, dotarło 79,4 mld m3, podczas gdy w 2019 r. było to 93,2 mld m3 (-14,8 proc.). Niskie dostawy gazu w formie LNG są wynikiem przede wszystkim wysokich cen gazu w I poł. ub.r. na rynku azjatyckim, co powodowało, że był on kierowany głównie tam (większość rynku gazu LNG jest rozliczana na rynku spot, więc gaz trafia przede wszystkim tam, gdzie ceny są wyższe). Warto zauważyć, że dostawy są jednak o wiele większe niż jeszcze kilka lat temu – w 2017 r. wynosiły one jedynie 47,4 mld m3. Wzrost jest skutkiem rozbudowy infrastruktury do przyjmowania gazu w takiej postaci, a także rozwoju tego rynku na świecie.
Jedynym źródłem gazu, które przyczyniło się pozytywnie do łącznej podaży w 2021 r. w porównaniu z 2019 r., były rezerwy, z których na rynek zostało dostarczone 6,3 mld m3. Było to efektem uwalniania zgromadzonych rezerw w odpowiedzi na wysoki popyt na gaz.
Po jednej stronie rynku więc występowała i nadal występuje ograniczona podaż surowca, jednak ceny gazu nie wzrosłyby tak znacząco, gdyby nie nałożyły się na to silne czynniki popytowe.
Pierwszym z nich był wysoki popyt na energię zgłaszany przez rozgrzany przemysł. To przekładało się zarówno na bezpośredni popyt na gaz, jak i pośredni popyt potrzebny do wytworzenia energii elektrycznej.
Drugim czynnikiem był silny wzrost cen uprawnień do emisji CO2, który w ciągu zeszłego roku przekroczył 100 proc. W połowie grudnia cena za emisję 1 tony CO2 znajdowała się na poziomie nawet przekraczającym 85 euro, podczas gdy na początku roku było to ok. 30 euro. To znacząco obniża opłacalność wytwarzania energii elektrycznej z węgla i powoduje wzrost popytu na gaz, którego spalanie generuje znacznie mniej dwutlenku węgla.
Trzecim czynnikiem były warunki pogodowe, zwłaszcza słaby wiatr, który uderzył w energetykę wiatrową i sprawił, że pojawiła się potrzeba uzupełnienia powstałych niedoborów.
Jakie więc są prognozy ceny gazu na najbliższe miesiące? Aby odpowiedzieć na to pytanie, warto przeanalizować, jak mogą zmieniać się opisane powyżej najważniejsze czynniki decydujące o podaży i popycie na rynku.
W zakresie podaży gazu, można spodziewać się przede wszystkim wzrostu importu gazu LNG. Wynika to z bardzo wysokich cen gazu w Europie, w związku z czym opłacalne jest wysyłanie gazowców z USA do europejskich gazportów, zamiast do Azji. W obszarze importu gazu za pośrednictwem rurociągów można natomiast oczekiwać zwiększenia przesyłu gazu z Afryki Północnej oraz utrzymywania się dostaw z Norwegii na podobnym poziomie. Największe ryzyko w zakresie podaży jest związane z dostawami z Rosji, które w 2021 r. odpowiadały za ok. 30 proc. łącznej podaży gazu ziemnego w Europie. Po pierwsze, polityka dostaw Gazpromu może nadal być nakierowana na ograniczanie dostaw w celu wywierania presji na certyfikację Nord Stream 2, która jest obecnie spodziewana najszybciej w II kw. br., a także wykorzystywania dostaw do realizacji celów polityki zagranicznej. Po drugie, istnieje duże ryzyko inwazji zbrojnej Rosji na Ukrainę, co doprowadziłoby do nałożenia sankcji przez Zachód na rosyjską gospodarkę i w odpowiedzi mogłoby skutkować ograniczeniem dostaw gazu. To silnie odbiłoby się na podaży w Europie. Lekko negatywnie na podaż powinna oddziaływać także produkcja gazu w Europie oraz wykorzystanie rezerw.
To oznacza, że podaż w przyszłym roku w optymistycznym scenariuszu może zanotować lekki wzrost w porównaniu do 2021 roku, natomiast w negatywnym scenariuszu może zanotować nawet kilkuprocentowy spadek. Nic nie jest przesądzone, a rozkład ryzyk jest bardzo szeroki. Na razie scenariusz bazowy zakłada, że warunki podażowe się poprawią. Ale przedstawiona powyżej analiza wskazuje, że nie jest to pewne.
Z kolei w zakresie czynników popytowych, można oczekiwać nieco słabszego popytu ze strony przemysłu, ze względu na spodziewane lekkie osłabienie wzrostu gospodarczego i zmianę struktury PKB – przesunięcie z produkcji dóbr w kierunku wytwarzania usług.
Nadal na wysokim poziomie powinna się jednak utrzymywać cena certyfikatów do emisji CO2. Większość analityków rynkowych wskazuje, że powinna się ona ustabilizować na podobnym poziomie, co pod koniec zeszłego roku. To będzie silny bodziec do substytuowania węgla gazem ziemnym, co będzie pozytywnie przekładało się na popyt. Choć jednocześnie dynamika popytu z tego źródła nie będzie już tak wysoka jak w zeszłym roku.
Niewiadomą pozostaje kwestia pogody i zdolności wytwarzania energii ze źródeł odnawialnych. Można jednak założyć, zgodnie z zasadą powrotu do średniej, że prawdopodobieństwo powtórzenia zaburzeń widocznych w 2021 roku nie jest bardzo wysokie i podaż energii ze źródeł odnawialnych powinna się zwiększyć.
Popyt na gaz zimny jest więc trudny do przewidzenia. W optymistycznym scenariuszu można spodziewać się lekkiego spadku na skutek spowolnienia wzrostu, a także korzystnych warunków pogodowych. W negatywnym scenariuszu można natomiast oczekiwać umiarkowanego wzrostu, co przy ograniczonej podaży mogłoby doprowadzić do utrzymania wysokich cen surowca.