Analiza Rynku LNG w 2026 roku

Nadchodzi druga fala. Czy tsunami LNG zza oceanu uderzy w polskie ceny prądu?

Nate Silver w książce „Sygnał i szum” zauważa, że mimo lawinowego przyrostu danych ilość sygnału pozostaje niezmienna. To znaczy, że przyrost informacji zwiększa ilość szumu, a więc może nam utrudniać odnalezienie fundamentalnych zależności.

Na rynku gazu codziennie pojawiają się komunikaty o zapasach, pogodzie czy nagłych ruchach cen. Choć starają się tłumaczyć chwilowe wahania, nie oddają procesów, które faktycznie kształtują ten rynek w dłuższym horyzoncie.

Czy jesteśmy w stanie ocenić jak strukturalne zmiany na globalnym rynku gazu przełożą się na ceny energii na rachunkach polskich odbiorców w nadchodzących latach?
 

USA biją rekord eksportu LNG.

Amerykańscy eksporterzy LNG mają co świętować: zgodnie z danymi opublikowanymi przez LSEG¹, USA zostało pierwszym krajem, który wyeksportował 10 mln ton LNG w ciągu jednego miesiąca. W praktyce oznacza to, że z amerykańskich terminali średnio co 6 godzin odbija od brzegu kolejny metanowiec, który najprawdopodobniej skieruje się do Europy. Te potężne statki – wielkości trzech boisk piłkarskich – transportują gaz w temperaturze -162°C. Dzięki tak głębokiemu schłodzeniu błękitne paliwo zmienia stan skupienia na ciekły i zajmuje 600 razy mniej miejsca. To pozwala na masowe dostawy surowca zza oceanu bezpośrednio do europejskich gazociągów. Łącznie szacuje się, że globalny rynek LNG w 2025 stanowi już prawie 450 mln ton.
Mimo imponującego tempa rozwoju rynek LNG dopiero wchodzi w kolejną fazę ekspansji. W najbliższych latach planowane są liczne inwestycje w nowe terminale eksportowe i regazyfikacyjne, które znacząco zwiększą globalne moce przesyłowe.

Szacuje się, że do końca dekady powstanie kilkanaście dużych projektów w Ameryce Północnej, Afryce i Bliskim Wschodzie, co przełoży się na kolejną falę podaży LNG². To oznacza, że obecny rekord USA to dopiero początek – nadchodząca „druga fala LNG” zmieni reguły gry na rynku.

Kluczem do zrozumienia opłacalności tego procederu jest relacja między dwoma indeksami: amerykańskim Henry Hub (HH) oraz europejskim TTF. Pierwszy z nich określa cenę gazu u źródła w USA, natomiast drugi to holenderski indeks giełdowy, będący cenowym punktem odniesienia dla całej Europy. Różnica między nimi – tzw. spread TTF-HH wyznacza potencjał arbitrażu cenowego. To z niej amerykańscy dostawcy muszą pokryć koszty skraplania oraz transportu przez ocean, a pozostała kwota stanowi o atrakcyjności i marży brutto z dostaw na rynek europejski względem innych kierunków globalnych.

Źródłó: Deloitte Research Center for Energy & Industrials, 2026 Oil and Gas Industry Outlook

Rynek w czasach niedoboru

Rosyjska inwazja na Ukrainę w 2022 roku wywołała największy kryzys energetyczny w historii Unii Europejskiej. Nagłe ograniczenie przesyłu gazu rurociągami, w tym wstrzymanie dostaw przez Nord Stream, obnażyło silne uzależnienie Europy od rosyjskiego gazu. Brak gotowych alternatyw spowodował gwałtowny szok podażowy, a ceny osiągnęły historyczne rekordy – w sierpniu 2022 indeks TTF przekroczył 300 EUR/MWh. Wysokie koszty energii uderzyły w konkurencyjność przemysłu i napędziły inflację w całej UE. Państwa członkowskie musiały w trybie pilnym zwiększyć import LNG, uruchomić rezerwy i wprowadzić mechanizmy oszczędnościowe. Kryzys stał się katalizatorem przyspieszonej transformacji energetycznej oraz budowy nowych terminali LNG, aby uniezależnić się od rosyjskich dostaw.

Wzrost cen gazu doprowadził do erozji popytu w Europie – energochłonny przemysł, od chemii po metalurgię, zmagał się z gwałtownym wzrostem kosztów produkcji. W wielu przypadkach zakłady ograniczały zużycie lub czasowo wstrzymywały działalność. Jednocześnie kryzys wywołał globalną konkurencję o LNG pomiędzy Europą i Azją. Niemcy, aby chronić gospodarkę, wdrożyły trzy pakiety pomocowe oraz tzw. „parasol ochronny” o łącznej wartości ok. 300 mld euro³, obejmujące dopłaty do cen gazu i energii dla gospodarstw domowych i przemysłu. Efektem była agresywna licytacja cenowa na rynku LNG – Europa pozyskiwała gaz „za wszelką cenę”, co spowodowało przekierowanie dostaw z innych regionów.
 

Globalne skutki – Azja pod presją

Jak wskazuje raport IEA, konsekwencje europejskiej strategii były odczuwalne globalnie. W 2022 roku import LNG do Chin spadł o rekordowe 20% (ok. 22 mld m³)⁴, co pozwoliło Europie przejąć dodatkowe wolumeny w obliczu gwałtownego spadku rosyjskich dostaw. Najbardziej charakterystycznym przykładem globalnych zależności na rynku LNG stała się sytuacja Pakistanu – kraju, który w poprzednich latach coraz bardziej uzależniał się od LNG. Ekstremalne ceny na rynku spot oraz niedotrzymywanie kontraktów przez dostawców pogłębiły kryzys. Niektórzy dostawcy nie wywiązali się z realizacji ponad tuzina zakontraktowanych dostaw w 2022 roku, wybierając sprzedaż na rynku natychmiastowym (spot), gdzie zyski były wyższe niż kary umowne⁵. Próby zakontraktowania dodatkowych dostaw zakończyły się fiaskiem z powodu wysokich cen ofertowych. Niedobory gazu spowodowały przerwy w dostawach prądu sięgające 14 godzin dziennie i ograniczenia dla przemysłu, co przełożyło się na utratę zamówień eksportowych.

Nowa rzeczywistość – od kryzysu do nadwyżki

Trzy lata później sytuacja wygląda zupełnie inaczej. Pakistan zamierza zrezygnować z zakupu około 1/5 ładunków LNG w latach 2026–2027. Powód to spadek krajowego popytu na LNG do najniższego poziomu od pięciu lat. Tym razem przekierowanie wynika ze strony popytowej – rosnąca produkcja energii ze źródeł odnawialnych i niższy popyt przemysłowy pozostawiają Pakistanowi nadwyżkę importowanego gazu.

Tymczasem w Europie z opadającego kurzu po kryzysie wyłania się nowy obraz rynku gazu. Europa ostatecznie kończy przygodę z rosyjskim gazem na rzecz LNG. 17 grudnia Parlament Europejski zatwierdził plan całkowitego wycofania importu rosyjskiego gazu i LNG do końca 2027 roku. To kluczowy krok, który podsumowuje proces transformacji europejskiego rynku gazu w stronę dywersyfikacji i bezpieczeństwa energetycznego. Według danych Komisji Europejskiej Zależność Unii od rosyjskich dostaw spadła z 45% całkowitego importu na początku inwazji w 2022 roku do 13% w pierwszej połowie 2025 roku.

Na europejskim rynku gazu wciąż istnieje pewne ryzyko wzrostu cen, jednak przy zdecydowanej eliminacji większości rosyjskich dostaw jest ono znacznie mniejsze niż w okresie szoków podażowych z ostatnich lat. LNG stało się fundamentem nowej architektury energetycznej Europy, a rozbudowana infrastruktura i długoterminowe kontrakty z dostawcami wyznaczają kierunek na kolejne dekady. Nowy kierunek nie tylko zmienia pochodzenie dostaw, ale też mechanizmy cenowe kierujące rynkiem.

Zmiana paradygmatu

W uproszczeniu obowiązujący w Europie mechanizm rynkowy kształtujący ceny rynkowe gazu można podzielić na 3 okresy:

1. Do roku 2020 notowania na holenderskiej giełdzie TTF (kluczowym punkcie handlu gazem w Europie, tzw. hubie) zależały głównie od podaży surowca z Rosji. LNG, choć rozwijało się dynamicznie, to wciąż było drugorzędnym źródłem dostaw. Jego cena była wyższa niż cena gazu rurociągowego, który dominował w kontraktach długoterminowych z Rosją.
2. Lata 2021-2022 to okres gwałtownego kryzysu energetycznego. Krańcowa cena gazu w Europie odzwierciedlała krańcową cenę LNG na rynku spot, gdzie Europa konkurowała z Azją o każdy dostępny ładunek.
3. Kolejne lata 2023-2025 to czas adaptacji do nowej rzeczywistości. LNG stało się głównym źródłem gazu dla Europy z udziałem przekraczającym 40% całkowitego importu⁶. Europa stała się największym importerem LNG na świecie, a rozbudowa infrastruktury regazyfikacyjnej i spadek dostaw rurociągowych z Rosji umocniły ten trend. W latach 2023–2025 coraz większe znaczenie miały długoterminowe kontrakty LNG, ale rynek spot wciąż pozostawał ważnym elementem. Dla przykładu w 2024 roku UE zakupiła 30 mld m³ LNG na rynku spot - więcej niż jakikolwiek inny główny importer i ponad dwukrotnie więcej niż Chiny czy Indie⁷.
   

Źródłó: Opracowanie własne
 

Większość infrastrukturalnych barier dla importu LNG do Europy została już zniwelowana, a rynek po okresie skrajnej zmienności osiągnął punkt względnej równowagi. Znacząca rozbudowa mocy regazyfikacyjnych sprawia, że dostępność LNG nie jest już ograniczona dla odbiorców końcowych. Agencja IEEFA wskazuje⁸, że w pierwszym półroczu 2025 średnie wykorzystanie terminali LNG wynosiło 52%, a 6 z terminali miało utylizację poniżej 20%. Natomiast terminal w Świnoujściu plasował się w czołówce z wykorzystaniem dostępnych mocy na poziomie 88%.

Po drugiej stronie oceanu również sporo się zmieniło. Przed rewolucją łupkową USA posiadały ponad 10 terminali importowych LNG. Zbudowano je w czasach, gdy w kraju spodziewano się niedoboru gazu i planowano import z zagranicy. Obecnie USA mają 9 dużych terminali gotowych do eksportu skroplonego gazu⁹.

Znaczenie amerykańskiego LNG dla Europy systematycznie rośnie. Obecnie ponad połowa wolumenu skroplonego gazu importowanego do Europy pochodzi z USA, co umacnia energetyczne zależności obu regionów.

Dalsze zacieśnianie powiązań pomiędzy rynkiem europejskim a amerykańskim doprowadzi do zbliżenia cen pomiędzy indeksami TTF i Henry Hub. Warto przy tym pamiętać, że standardowa formuła rynkowa sprawia, że do ceny surowca w USA musimy doliczyć marżę oraz stałe opłaty. Stąd ta konwergencja będzie miała swoją granicę, wyznaczoną przez marżę oraz koszty dostarczenia gazu do Europy, takie jak skraplanie, transport oraz regazyfikację. Szacując łączne koszty w przedziale około 3–4 USD/MMBtu (ok. 9–12 EUR/MWh), będą one stanowić minimalny poziom (tzw. „floor”) dla spreadu w średnim terminie.
 

Taniej nie znaczy tanio

Konwergencja ma dodatkowy efekt: sytuacja popytowa w Europie będzie coraz mocniej oddziaływała zwrotnie na ceny Henry Hub, zwiększając zmienność tego indeksu. Choć koszty transportu w średnim terminie wyznaczą dolny poziom różnicy cen, w krótkim terminie – przy nadpodaży – istnieje ryzyko spadku ceny na TTF do poziomu Henry Hub. To może prowadzić do odwoływania dostaw i ponownego bilansowania rynku. Goldman Sachs prognozuje, że w latach 2028–2029 popyt na gaz w Europie nie nadąży za rosnącą podażą, a ceny spot na obu rynkach mogą okresowo się zrównać.

Źródło: Opracowanie własne

Rynek europejski po raz pierwszy od kilku lat roku zmierza w kierunku zbilansowania. Nie oznacza to jednak, że ceny powrócą do poziomów sprzed kryzysu energetycznego. Choć obserwujemy spadek i stabilizację cen, prawdopodobnie pozostaną one na poziomie wyższym niż w latach 2015–2019. Wynika to z faktu, że koszty transportu LNG będą stanowiły istotną część ceny końcowej. Przy założeniu utrzymania obecnych cen Henry Hub oraz uwzględnieniu pełnych kosztów dostaw, poziomy cen, które w przeszłości uchodziły za szczytowe, mogą obecnie stanowić poziom wsparcia.

Merit order, czyli cena krańcowa w praktyce

O cenie na rynku energii w danym momencie decyduje źródło krańcowe, czyli ta najdroższa elektrownia, którą trzeba włączyć, aby wystarczyło prądu dla wszystkich. Ten mechanizm to tzw. merit order, gdzie najpierw pracują źródła o najniższym koszcie zmiennym, a jeżeli zapotrzebowanie wciąż nie jest pokryte, uruchamiane są kolejne, coraz droższe jednostki.

Ukazując to w uproszczonym przykładzie system energetyczny najpierw korzysta z wiatru i słońca oraz energii jądrowej, bo są najtańsze w produkcji. Jeśli to nie wystarcza, do pracy wchodzą elektrownie węglowe, które są droższe, ale wciąż mniej kosztowne, niż kolejne źródła. Gdy nadal brakuje energii, system musi uruchomić elektrownię gazową - jedną z najdroższych. W takiej sytuacji to właśnie ta gazowa elektrownia staje się źródłem krańcowym, czyli tym, które ostatecznie określa cenę energii na rynku w danym momencie.

Właśnie ten mechanizm sprawia, że europejska gospodarka stała się zakładnikiem cen gazu. Jak wskazuje Mario Draghi w swoim najnowszym raporcie o konkurencyjności UE, gaz ziemny wyznaczał cenę energii elektrycznej w Europie przez 63% czasu w 2022 roku, mimo że jego realny udział w miksie wytwórczym wynosił zaledwie około 20%. W praktyce oznacza to, że przez większość roku przedsiębiorcy i gospodarstwa domowe płacą za prąd stawkę podyktowaną przez surowiec, który jest w Europie kilkukrotnie droższy niż w USA. Dopóki system nie zostanie zreformowany tak, by „odpiąć” cenę energii od gazu (tzw. decoupling), korzyści z taniej produkcji z OZE będą w dużej mierze niwelowane przez koszty najdroższego źródła w systemie.
 

Ceny polskiej energii są w gazie

Mogłoby się wydawać, że przy wciąż dominującej roli węgla wpływ gazu na polski rynek energii pozostaje marginalny. Potwierdzałyby to dane z wspomnianego raportu Draghiego, według których surowiec ten pełnił w Polsce rolę źródła krańcowego przez niespełna 20% czasu w roku. Ten obraz jest jednak statyczny i traci na aktualności wraz z postępującą transformacją miksu wytwórczego.

Od momentu publikacji raportu polski sektor energetyczny wkroczył w fazę intensywnej „gazyfikacji”. Oddanie do użytku nowoczesnych jednostek, takich jak blok Dolna Odra, oraz zaawansowany etap inwestycji w Ostrołęce czy Rybniku sprawiają, że udział błękitnego paliwa w strukturze produkcji systematycznie rośnie. W polskiej specyfice gaz determinuje obecnie przede wszystkim ceny w szczytach zapotrzebowania, jednak wraz z wygaszaniem bloków węglowych surowiec ten zacznie coraz silniej kształtować całodobową cenę energii tzw. baseload. W praktyce oznacza to, że koszt gazu przestanie być tylko chwilowym problemem godzin szczytowych, a stanie się głównym składnikiem średniej ceny prądu płaconej przez nas przez całą dobę.

Źródłó: Opracowanie własne, dane do października 2025.

Odbiorcy końcowi – w szczególności energochłonny przemysł operujący w godzinach największego obciążenia sieci – stają się zakładnikami cen najdroższego paliwa w systemie. Nawet przy relatywnie niskim średniorocznym udziale gazu w produkcji, to właśnie jego wysokie koszty zmienne wyznaczają pułap cenowy w kluczowych dla gospodarki momentach doby, co bezpośrednio uderza w rentowność tych przedsiębiorstw.

Utrzymywanie się tych gazowych szczytów cenowych to jednak zjawisko o dwóch obliczach – dla przemysłu jest barierą kosztową, ale dla sektora magazynowania energii staje się kluczowym wyznacznikiem rentowności. W obecnej architekturze rynku rentowność inwestycji w wielkoskalowe magazyny energii jest zależna od cen gazu jako paliwa krańcowego. To właśnie notowania błękitnego paliwa, windując ceny w godzinach szczytowych, determinują szerokość tzw. spreadu, czyli różnicy cenowej, na której zarabiają operatorzy magazynów. W tym kontekście gazowy dyktat cenowy - choć bolesny dla odbiorców końcowych - paradoksalnie tworzy niezbędną przestrzeń ekonomiczną dla rozwoju technologii, które docelowo mają z nim konkurować.

Autor: Bartosz Harat, Specialist Lead w Deloitte Advisory

Bartosz jest członkiem grupy Energy &Resources w Deloitte. Posiada 10 lat doświadczenia w działach ryzyka rynkowego w sektorze korporacyjnym i bankowym. Specjalizuje się w projektowaniu i wdrażanie strategii mających na celu zabezpieczanie ryzyk rynkowych za pomocą instrumentów pochodnych i innych narzędzi, analizie rynków finansowych i towarowych, zarządzaniu ryzykiem rynkowym (ryzyko cen energii i towarów, ryzyko walutowe, ryzyko stóp procentowych), zarządzaniu ryzykiem handlowym w instytucjach finansowych, wdrażaniu rozwiązań dla procesów ryzyka rynkowego związanych z wyceną, raportowaniem ryzyka oraz wymogami regulacyjnymi. Jest absolwentem Uniwersytetu Ekonomicznego w Krakowie (specjalizacja Finanse i Rachunkowość – Doradztwo Inwestycyjne). Posiadacertyfikat CFA - CharteredFinancial Analyst.

Przypisy:

[1] www.reuters.com

[2] www.iea.org

[3] www.ecologic.eu

[4] www.iea.org

[5] www.iea.org

[6] www.acer.europa.eu

[7] www.acer.europa.eu

[8] https://ieefa.org/european-lng-tracker

[9] www.energy.gov