Otoczenie rynkowe

Średnia cena gazu w Europie w 2021 r. była wyższa o 385% w porównaniu do średniej ceny z 2020 r. (na podstawie cen odnotowanych na TTF, THE/GPL, NBP i TGE) – zmiana z poziomu 9,5 EUR/MWh w 2020 r. do 46,12 EUR/MWh. Największe wzrosty cen odnotowano w Holandii (TTF) – średnio o 393% – a najmniejsze w Polsce (o ok. 327%).

W I kwartale i na początku II kwartału 2021 r. wystąpił okres dłuższego ochłodzenia do temperatur poniżej norm sezonowych w krajach północno-zachodniej Europy (NWE), co skutkowało zwiększonym zapotrzebowaniem na gaz do celów grzewczych, a w efekcie również przedłużającym się okresem poboru surowca z silnie zczerpanych po zimie magazynów. W tym czasie obserwowany był również wysoki popyt rynków azjatyckich na dostawy LNG, które oferując wyższe ceny spowodowały przekierowywanie części dostaw LNG z Europy w region Pacyfiku. Import LNG do Europy ponownie zmalał r/r – o 7,5 mld m³ (6,4%) w porównaniu z 2020 r., podczas gdy dostawy do Azji wzrosły o blisko 30 mld m³ r/r.

W II połowie 2021 r. utrzymywał się historycznie niski poziom zapasów gazu w europejskich magazynach, pogłębiany bardzo niskim poziomem spreadu cenowego zima-lato oraz brakiem zatłaczania europejskich magazynów przez Gazprom. Dodatkowymi czynnikami wspierającymi ceny były malejąca produkcja gazu w Europie wynikająca z ograniczeń wydobycia gazu z największego europejskiego złoża Groningen, a przede wszystkim malejąca podaż gazu z Rosji przez rurociągi inne niż Nord Stream. Łącznie zanotowano spadek przepływów z kierunku wschodniego o 8% w porównaniu do 2020 r. Ponadto ograniczenia produkcji w Wielkiej Brytanii i większe niż typowe poziomy remontów i awarii aktywów wytwórczych w Norwegii doprowadziły do wzrostu niedoboru gazu w Europie w okresie letnim.

Wraz z rozpoczęciem sezonu zimowego wzrosty cen ponownie przyspieszyły, bijąc kolejne rekordy kwotowań, by w grudniu osiągnąć średni poziom 113 EUR/MWh. Średnia cena gazu na holenderskim hubie TTF w tym czasie była 6-krotnie wyższa niż w analogicznym okresie 2020 r. Wzrosty cen były dodatkowo wspierane przez większą generację energii elektrycznej z aktywów wytwórczych opartych na paliwie gazowym – w efekcie warunków pogodowych powodujących niską generację energii ze źródeł odnawialnych.

Bezprecedensowy wzrost cen w Europie pod koniec roku oraz spadek zapotrzebowania na rynkach azjatyckich spowodował, że więcej ładunków LNG zaczęło docierać na rynek europejski co odbudowało podaż gazu z regazyfikacji. Towarzyszyło temu jednak całkowite wstrzymanie dostaw gazu rosyjskiego do Niemiec Gazociągiem Jamalskim, jak również ograniczanie przepływów przez Ukrainę. W ostatnich miesiącach 2021 r. gaz docierał na Węgry od strony Bałkanów, przez gazociąg South Stream, a nie jak wcześniej przez Ukrainę. W efekcie tych działań wolumen rosyjskich dostaw do Europy Północno-Zachodniej (na płynne huby europejskie) spadł w znacznie większym stopniu niż dostawy do Europy ogółem.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z agencji Thomson Reuters.

Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy w 2021 r. wyniósł 3 901 TWh, z czego 34% dostaw (1 337 TWh, 120,3 mld m³) pochodziło z Rosji. Wolumen importu gazociągami z Rosji (dane z wyłączeniem Turcji) w 2021 r. spadł o 10% (z poziomu 1 489 TWh, 152,4 mld m³ w 2020 r.). Drugim największym dostawcą gazu w Europie była Norwegia – 1 224 TWh (110,2 mld m³) gazu, co odpowiadało 31% dostaw. Import z Afryki Północnej wyniósł 413 TWh (37,1 mld m³, 11% dostaw), natomiast dostawy LNG do europejskich terminali były równe 928 TWh (83,5 mld m³, 24% importowanego wolumenu).

Globalny handel LNG wzrósł o 7,5% w porównaniu z 2020 r., osiągając wolumen ponad 522 mld m³ dostarczonego gazu po regazyfikacji. Wzrost względem 2020 r. o 36 mld m³ był spowodowany bardzo dynamicznym wzrostem cen gazu po minimach notowanych w poprzednim, 2020 r. Największy przyrost eksportu w latach 2020-2021 odnotowano ponownie w Stanach Zjednoczonych – o 36,4 mld m³, natomiast największe zwiększenie importu procentowo i wartościowo nastąpiło w Chinach – o 15,8 mld m³ (17,2%) w porównaniu z 2020 r. Bardzo istotnie wzrosło także zapotrzebowanie na LNG, szczególnie w regionie Ameryki Północnej i Południowej. Wzrost popytu wynikał m.in. z susz jakie wystąpiły w Brazylii, będącej krajem którego system energetyczny w dużej mierze oparty jest na elektrowniach wodnych. W efekcie niedoborów wody Brazylia musiała importować duże wolumeny LNG ze Stanów Zjednoczonych.

Rosnący popyt na gaz ziemny w Polsce zaspokajany jest poprzez wydobycie krajowe oraz import. Paliwo trafia do kraju przez sieć systemu przesyłowego, a od 2016 r. krajowy system przesyłowy zasilają również dostawy LNG. Obrót gazem odbywa się na TGE, natomiast za pomocą sieci dystrybucyjnych i przesyłowych gaz fizycznie rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy system gazowy uzupełniają magazyny gazu.

Konsumpcja gazu wysokometanowego sieciowego w Polsce w 2021 r. (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku OTC i TGE) wyniosła ok. 206,4 TWh. W porównaniu do 2020 r. odnotowano wzrost wolumenu o 13,3 TWh, czyli o 6,9% r/r.

Do zwiększenia konsumpcji gazu w 2021 r. przyczynił się wzrost zużycia gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej (+11,4% r/r) spowodowany m.in. dynamicznym wzrostem liczby nowych przyłączy gazowych zbudowanych przez PSG w ubiegłych latach, w tym w szczególności w 2021 r., w którym sięgnęły ponad 119 tysięcy. Dodatkowym czynnikiem, który przyczynił się do wzrostu konsumpcji r/r była odnotowana niższa o 2,3⁰C średnia temperatura powietrza w I i IV kwartale 2021 r. względem analogicznego okresu 2020 r.

Konsumpcja gazu przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej spadła w 2021 r. o 4,4%, do czego przyczyniło się przede wszystkim ograniczenie zużycia gazu przez odbiorców przemysłowych w IV kwartale 2021 r. wskutek utrzymujących się rekordowo wysokich cen gazu w Europie.

Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim rynku. Ma on umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce. Przepustowość Baltic Pipe sięgnie do 10 mld m³ rocznie do Polski oraz do 3 mld m³ rocznie do Danii i Szwecji.

Realizujący projekt operatorzy polskiego i duńskiego systemu przesyłowego GAZ-SYSTEM oraz Energinet, podjęli ostateczną decyzję inwestycyjną w 2018 r. Uzyskano decyzje środowiskowe, lokalizacyjne oraz pozwolenia na budowę poszczególnych elementów planowanej infrastruktury. Prace budowlane mają trwać w latach 2020-2022. Uruchomienie transportu gazu planowane jest na 1 października 2022 r.

Duńska Rada Odwoławcza ds. Środowiska i Żywności uchyliła 31 maja 2021 r. pozytywną decyzję środowiskową z dnia 12 lipca 2019 r. wydaną przez Duńską Agencję Ochrony Środowiska dotyczącą budowy lądowej części duńskiej sekcji gazociągu Baltic Pipe. Do momentu uzyskania nowej decyzji środowiskowej zostały wstrzymane prace inwestycyjne w zachodniej części Fionii, we wschodniej Jutlandii oraz sieci energetycznej do zasilania tłoczni Everdrup. Na początku marca 2022 roku Duńska Agencja Ochrony Środowiska wydała nowe pozwolenie środowiskowe dla budowy gazociągu Baltic Pipe na wcześniej wstrzymanych odcinkach prac. Zgodnie z deklaracjami Energinet utrzymany zostaje pierwotny termin uruchomienia gazociągu Baltic Pipe. Początkowa przepustowość Baltic Pipe od 1 października 2022 r. będzie wynosić ok. 2-3 mld m³ w ujęciu rocznym, natomiast pełna przepustowość w ilości 10 mld m³ rocznie zostanie osiągnięta od początku 2023 r.

W maju 2020 r. PGNiG podpisało ze spółką Polskie LNG z grupy kapitałowej GAZ-SYSTEM umowę na rezerwację udostępnianych w procedurze Open Season dodatkowych mocy regazyfikacyjnych w związku z rozbudową Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu. Zgodnie z podpisaną umową Spółka zarezerwowała moc regazyfikacji wynoszącą ok. 1,2 mld m³ gazu rocznie w latach 2022-2023 (usługa przejściowa) oraz ok. 3,3 mld m³ gazu rocznie w latach 2024-2038 (podstawowa usługa regazyfikacji). Wraz z wcześniej zarezerwowaną mocą na poziomie 5 mld m³ gazu rocznie, zdolności importowe zwiększą się w 2022 r. do 6,2 mld m³, a od roku 2024 do 8,3 mld m³ gazu rocznie. Ponadto PGNiG zarezerwowało usługi dodatkowe, które będą świadczone w okresie właściwym dla podstawowej usługi regazyfikacji.

W 2021 r. odnotowano wzrost wolumenu importowanego paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 190,77 TWh (wzrost o 5 %), przy czym dostawy z kierunku wschodniego wzrosły o 11,8%, natomiast dostawy z UE spadły o 9,5% w porównaniu do 2020 r. Większość importowanego surowca (około 58%) dostarczono z kierunku wschodniego.

W 2021 r. wolumen gazu zregazyfikowanego w terminalu LNG w Świnoujściu nieznacznie wzrósł względem poziomu z 2020 r.

W 2021 r. PGNiG odebrało w sumie 19 ładunków LNG w ramach kontraktów długoterminowych z Qatargas. Wolumen importu LNG z Kataru wyniósł ok. 1,75 mln ton, czyli ok. 26,58 TWh lub 2,42 mld m³ gazu ziemnego po regazyfikacji. Ponadto, w 2021 r. PGNiG zakupiło 12 dostaw spot o łącznym wolumenie 0,81 mln ton, tj. ok. 12,36 TWh lub 1,13 mld m³ gazu ziemnego po regazyfikacji. Ładunki spotowe w 2021 r. pochodziły z USA. Dostawy realizowano we współpracy z biurem handlowym LNG w Londynie (PST). W 2021 r. PGNiG odebrało także ładunki LNG na podstawie kontraktu długoterminowego z Cheniere Marketing International oraz średnioterminowego z firmą Centrica.

Łącznie w całym 2021 r. PGNiG zaimportowało poprzez terminal w Świnoujściu 35 ładunków LNG o wolumenie całkowitym 2,83 mln ton, co odpowiada około 3,94 mld m³ gazu ziemnego po regazyfikacji.

W 2021 r. średni dobowy pobór gazu z polskich PMG w okresie wytłaczania (styczeń-marzec, październik-grudzień) wyniósł 96 GWh/dobę, o 86 GWh/dobę mniej niż w poprzednim roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w 2021 r. (kwiecień-wrzesień) wyniosło 114 GWh/dobę – o 8 GWh/dobę mniej niż w 2020 r.

Na koniec 2021 r. poziom napełnienia magazynów w Polsce wyniósł 84% i był o 10 p.p. wyższy od poziomu odnotowanego na koniec poprzedniego roku. Na innych rynkach europejskich jednak zaobserwowano zdecydowane zmniejszenie stanu magazynów – w Niemczech stan zapełnienia wyniósł zaledwie 54% w porównaniu z 73% na koniec 2020 r., w Holandii 36% , o 33 p.p. mniej r/r, a w Austrii 35% wobec 77% rok wcześniej.

Powodem niskich poziomów zapasów gazu w Europie było znaczące zczerpanie magazynów należących do Gazpromu, głównie w Niemczech oraz Europie Środkowo-Wschodniej. Tegoroczny wzorzec zatłaczania i odbioru z tych magazynów silnie odbiegał od typowego z poprzednich lat.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych operatorów

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE

PGNiG jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE. Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen obrotu gazem w 2021 r. wyniósł 180,8 TWh, z czego 152,2 TWh stanowił obrót na rynku kontraktów terminowych towarowych (RTT). Oznacza to, że blisko 84% transakcji na gaz zawieranych w 2021 r. stanowiły kontrakty: roczne, sezonowe (lato, zima), kwartalne, miesięczne oraz tygodniowe.

W 2021 r. odnotowano rekordowy wynik w historii obrotu gazem na TGE i jednocześnie wzrost całkowitego wolumenu obrotu tym towarem o 19,6% w stosunku do 2020 r. Rekordowe w 2021 r. były zarówno obroty na Rynku Dnia Następnego oraz Rynku Dnia Bieżącego gazu, które wyniosły odpowiednio: 21,8 TWh (wzrost r/r o 9,5%) oraz 6,8 TWh (wzrost r/r o 15,2%), jak i wolumen na RTT gazu, który wzrósł o 21,4% r/r.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.