Jak radzimy sobie bez gazu z Rosji? Niepodległość na 90 proc.

Niskie zużycie i dywersyfikacja dostaw pozwoliły Unii zabezpieczyć paliwo na kolejną zimę z marginalnym udziałem Rosji. Ale sytuacja na rynku pozostaje napięta.

W środę, na prawie kwartał przed rozpoczęciem sezonu grzewczego UE zrealizowała cel zapełnienia w 90 proc. magazynów gazu. Gromadzenie zapasów przebiegło w tym roku najsprawniej w całej ostatniej dekadzie. W magazynach jest ponad 100 mld m sześc. błękitnego paliwa, co odpowiada ponad jednej trzeciej całego ubiegłorocznego zużycia. Agencja S&P prognozuje, że przed końcem września stan zapełnienia sięgnie 95 proc. A rolę dodatkowego stabilizatora dla Europy mogą odegrać magazyny ukraińskie.

Do zapełniania magazynów państwa UE zobowiązały się na początku lata ub.r., po tym ceny gwałtownie podskoczyły najpierw w związku z przygotowaniami, a potem rozpoczęciem rosyjskiej inwazji na Ukrainę. W kulminacyjnym momencie w holenderskim hubie TTF za 1 MWh gazu w dostawie na kolejny miesiąc trzeba było zapłacić rekordowe ponad 300 euro. W sezonie 2022/2023 cel wypełnienia magazynów błękitnego paliwa na poziomie 80 proc. udało się osiągnąć pod koniec sierpnia. W tym roku po raz pierwszy „27” obowiązywał cel 90 proc. zapełnienia.

Gaz z Rosji, który w poprzednich latach zaspokajał niemal 40 proc. zapotrzebowania, stanowi już mniej niż 10 proc. unijnego importu. Według naszych wyliczeń na podstawie danych instytutu Bruegel do lipca sprowadzono go do Unii ok. 26 mld m sześc. W tym samym okresie 2022 r. było to 65,5 mld m sześc., a w 2021 r. – ponad 100 mld m sześc.

Według rosyjskiego ministerstwa finansów w tym roku wpływy Kremla z tytułu eksportu wszystkich węglowodorów spadły o 41 proc. Bruksela szacuje wartość sprowadzanego do UE na początku roku rosyjskiego gazu na 2,8 mld euro miesięcznie. To ponad dwa razy mniej niż w tym samym okresie 2022 r., kiedy średnia cena 1 mWh gazu w TTF przekraczała 100 euro. Zarazem jednak wycena ta wskazuje, że gazowe transfery do Rosji utrzymują się na poziomie około dwukrotnie wyższym niż w 2020 r., kiedy dostawy były realizowane w pełnym zakresie, ale średni koszt 1 MWh gazu wynosił zaledwie 10 euro. Tłoczony do Unii szlakami przez Turcję i Ukrainę surowiec kupuje nadal od Gazpromu m.in. część krajów Europy Środkowej, w tym Austria, Słowacja i Węgry. Z kolei dostarczany drogą morską rosyjski gaz skroplony (LNG) trafia m.in. do Belgii i Hiszpanii.

Filarem względnej stabilności, którą udało się przywrócić na unijnym rynku gazu, jest znaczące obniżenie zużycia surowca. Według instytutu Bruegel w całym 2022 r. udało się zredukować zapotrzebowanie na gaz w UE o ok. 12 proc., a w tym roku dodatkowo o 18–19 proc. Niższe zapotrzebowanie, relatywnie łagodna zima i inne korzystne okoliczności – przede wszystkim „covidowe” spowolnienie gospodarcze w Chinach – sprawiły, że europejskie zasoby magazynowe zostały uszczuplone w niewielkim stopniu, ułatwiając zgromadzenie zapasów na sezon 2023/2024.

Drugim źródłem sukcesu jest dywersyfikacja. Największym eksporterem do UE stała się Norwegia, która od początku roku dostarczyła europejskim klientom już ponad 57 mld m sześc. gazu. Najważniejszą rolę w zastąpieniu rosyjskiego gazu odgrywa jednak LNG. W pierwszym okresie obniżone dostawy Gazpromu zamortyzowali przede wszystkim amerykańscy producenci, którzy z roku na rok zwiększyli sprzedaż na rynki UE ponad 2,5-krotnie. Z kolei w ostatnim roku ogromnej ekspansji na unijnym rynku dokonali eksporterzy z Bliskiego Wschodu, na czele z Katarem. Według KE do szybkiego zabezpieczenia zapasów walnie przyczynia się też system wspólnych zakupów gazu, dzięki któremu w tym roku udało się znaleźć dostawców ok. 23 mld m sześc.

Coraz głośniej mówi się także o odwróceniu wieloletniego trendu wygaszania unijnego wydobycia gazu. Orlen chce do końca dekady zwiększyć swoją produkcję w Polsce i za granicą o połowę, do ok. 12 mld m sześc. rocznie. Podobne plany mają m.in. Dania, Włochy, Holandia czy Rumunia, co – według brytyjskiej grupy Argus – łącznie mogłyby przełożyć się na kilkadziesiąt miliardów metrów sześciennych dodatkowego gazu na rynku UE rocznie. Swoją produkcję zwiększyła już Wielka Brytania, która z importera netto gazu szybko stała się eksporterem do krajów UE.

To wszystko nie przesądza jednak, że Europie uda się przejść przez kolejną zimę suchą stopą. Wiele zależy od pogody: długa lub surowa zima to wyższe zapotrzebowanie na gaz. A zwiększona rola LNG oznacza wyższą wrażliwość na bodźce globalne. Poziom produkcji tego paliwa na świecie nie wzrósł na tyle, by całkiem zapełnić lukę po gazie rosyjskim. Trwała stabilizacja jest prognozowana dopiero w drugiej połowie dekady, po wejściu do eksploatacji nowych mocy produkcyjnych LNG. Jak podkreśla Tom Marzec-Manser z ośrodka ICIS, jest w pełni zrozumiałe, że Europa sięgnęła po elastyczne LNG, zastępując dostawy rosyjskie, jednak za tą elastycznością idzie większa zmienność cen.

Ostatnia seria podwyżek w europejskich hubach jest wiązana ze strajkami w zakładach produkcyjnych w Australii. Ten największy oprócz USA globalny eksporter LNG ma jedynie marginalny udział w rynku europejskim. Ryzyko dla australijskich dostaw przekłada się jednak na zacieklejszą konkurencję o gaz z Bliskiego Wschodu, Afryki czy Ameryki, który ostatecznie płynie do odbiorców gotowych zaoferować wyższe stawki.

W kolejnych miesiącach do wahań cen może się przyczyniać m.in. sytuacja w Nigerii, w tym powodzie oraz napięcia wokół sąsiedniego Nigru. Wpływ na gospodarkę UE zachowuje też Moskwa, która może wstrzymać realizowane jeszcze dostawy. Analitycy Goldman Sachs mówią wręcz o scenariuszu ponownego sforsowania jeszcze w tym roku pułapu 100 euro za 1 MWh. Większość ekspertów – tak jak ci związani z amerykańską Rezerwą Federalną – uważa, że widmo kryzysu na miarę ubiegłych lat zostało oddalone. ©℗