Europie brakuje 1,3 tankowca LNG dziennie

Na początku czerwca unijne magazyny gazu były wypełnione w ok. 42%, czyli o 14 pkt proc. poniżej pięcioletniej średniej sezonowej i wyraźnie mniej niż 51% rok wcześniej (AGSI/GIE, WBJ). Ta luka ma znaczenie, bo Europa musi odbudować zapasy na zimę w czasie, gdy o LNG, czyli skroplony gaz ziemny przewożony metanowcami, konkuruje na coraz ciaśniejszym rynku globalnym. Podaż ograniczają zakłócenia na Bliskim Wschodzie, ostrzejsze sankcje wobec Rosji i silny popyt w Azji. Rachunek za domknięcie tej luki trafi do budżetów państw, energochłonnego przemysłu, a z opóźnieniem także do części gospodarstw domowych. To, kto zapłaci najwięcej, zależy jednak od kraju.

Sezonowy arbitraż, który przestał działać

Magazynowanie gazu jest biznesem sezonowym. Firmy kupują surowiec wiosną, płacą za jego przechowanie i sprzedają zimą, gdy ceny zwykle są wyższe. Różnica między ceną letnią a zimową, czyli spread, powinna pokryć koszty finansowania i magazynowania. Gdy spread jest zbyt niski, spółki odkładają zatłaczanie gazu do magazynów. Właśnie to dzieje się teraz.

Według szacunków ICIS, przy obecnym wolnym tempie zatłaczania Europa doszłaby w listopadzie tylko do ok. 73% pojemności. Osiągnięcie 90%, czyli celu prawnego zapisanego w unijnym rozporządzeniu o magazynowaniu gazu (EUR-Lex), wymagałoby zwiększenia zatłaczania o ok. 4 mld m sześc. miesięcznie. To odpowiada mniej więcej 1,3 dodatkowego ładunku LNG dziennie.

Bruksela sygnalizuje elastyczność. Komisja Europejska wskazuje, że zaktualizowane przepisy dają państwom członkowskim dwumiesięczne okno, od października do grudnia, na osiągnięcie celu 90%. Urzędnicy wielokrotnie sugerowali też, że 80% wystarczyłoby z punktu widzenia bezpieczeństwa zimowego. Ten poziom jest praktycznym buforem, który ma zapobiec powtórce panicznych zakupów z 2022 r., gdy ceny gazu biły rekordy.

Presja z dwóch stron

Nawet dojście do 80% może być kosztowne, bo sytuacja po stronie podaży zewnętrznej jest trudniejsza niż zwykle. MAE szacuje, że konflikt na Bliskim Wschodzie zdjął z globalnego rynku LNG ok. 120 mld m sześc. podaży do 2030 r., ponieważ uszkodzenia infrastruktury eksportowej i zakłócenia w żegludze opóźniają uruchamianie nowych mocy (Energy Connects, Baltic Exchange). Unijna ustawa o odchodzeniu od rosyjskiego gazu zakazała krótkoterminowych kontraktów na rosyjskie LNG od 25 kwietnia 2026 r.; w czerwcu mają dojść kontrakty rurociągowe, a wszystkie długoterminowe umowy na rosyjski gaz mają wygasnąć do końca 2027 r. (S&P Global). Ograniczając te kontrakty, Europa traci zarazem możliwość użycia rosyjskiego surowca jako szybkiej rezerwy, gdy magazyny są zbyt puste.

Gdy azjatyccy odbiorcy płacą więcej za elastyczne ładunki LNG, Europa musi podnieść cenę referencyjną na holenderskim hubie TTF, który wyznacza hurtowy poziom cen gazu w regionie, aby przyciągnąć metanowce. Na początku czerwca TTF był notowany w okolicach 50 EUR/MWh (Berliner Zeitung), a hiszpańska cena dnia następnego na MIBGAS wynosiła podobne 48,80 EUR/MWh (MIBGAS). ACER, unijny regulator rynku energii, ostrzegł, że wypełnienie magazynów do 90% wymagałoby importu LNG wyższego o ok. 13% niż w 2025 r. (MondoVisione).

Kto płaci, zależy od kraju

Unijna średnia maskuje duże różnice krajowe. Holandia miała 1 czerwca tylko 16,1% zapełnienia magazynów (Energievergelijk), podczas gdy hiszpańskie terminale regazyfikacyjne były pełne w 72% (Europa Press). Niemcy miały 34–35%, ok. 20 pkt proc. poniżej własnej normy sezonowej (NDR).

Rządy już interweniują, ale używają różnych narzędzi fiskalnych. Niemcy od 1 stycznia 2026 r. zniosły opłatę magazynową i przeniosły finansowanie na budżet federalny, co oznacza, że bezpieczeństwo magazynowe finansują podatnicy, a nie bezpośrednio odbiorcy gazu (FGS). Holandia ma 20 mld EUR linii kredytowej dla wspieranej przez państwo spółki EBN, która ma wejść na rynek, gdy komercyjne zatłaczanie stanie w miejscu (DutchNews). Na Węgrzech system cen stałych zmusza państwowy MVM do absorbowania wyższych kosztów importu do czasu, aż rząd zdecyduje inaczej. To bufor fiskalny, który działa tylko tak długo, jak długo państwo jest gotowe dopłacać (HVG).

Najpierw uderzenie przyjmuje przemysł energochłonny. Prezes BASF ostrzegł, że europejskie ceny gazu są dziś strukturalnie wyznaczane przez globalny rynek LNG, a nie przez kontrakty rurociągowe (Zeit). Gospodarstwa domowe odczuwają to później, przez odnowienia umów i krajowe mechanizmy ochronne. W Hiszpanii kanał prowadzi przez rynek energii elektrycznej: gdy elektrownie gazowe wyznaczają cenę krańcową, czyli koszt ostatniej jednostki prądu potrzebnej do pokrycia popytu, hurtowy koszt gazu przechodzi bezpośrednio na rachunki. Regulowana hiszpańska taryfa PVPC wzrosła w maju o 15% (OCU).

Wygranymi są dostawcy LNG, właściciele elastycznych ładunków i operatorzy magazynów, czyli wszyscy, którzy mogą sprzedawać w momencie europejnej presji zakupowej. Przegrani koncentrują się wśród firm przemysłowych konkurujących globalnie oraz rządów, które biorą na budżet różnicę między ceną rynkową a tym, co wyborcy są skłonni zapłacić. Europa prawdopodobnie uniknie fizycznego niedoboru gazu tej zimy. Ceną bezpieczeństwa będzie jednak wyższy koszt finansowania zapasów, a biedniejsze państwa członkowskie niekoniecznie mają taki sam fiskalny margines jak Niemcy czy Holandia.