Gaz ziemny:
Piątkową sesję (14.08) zakończyliśmy niecałym 2% wzrostem notowań gazu (TTF SEP26) do poziomu 61,42 EUR/MWh. Za wzrostem przemawiała geopolityka i napięta sytuacja popytowo-podażowa w Europie: impas w rozmowach USA–Iran minimalizował szanse na przywrócenie ruchu w Cieśninie Ormuz, D. Trump zapowiedział „ekonomiczną izolację" Iranu, a fala upałów ograniczała moce elektrowni atomowych przy niższej generacji wiatrowej. Dodatkowo zapowiadane naprawy w norweskiej infrastrukturze i nadal niższy r/r import LNG wspierały utrzymanie napięcia na rynku fizycznym.
Poniedziałek (17.08) rozpoczęliśmy notowaniami na poziomie 62,9 EUR/MWh, a w ciągu dnia ceny sięgnęły chwilowo 63,08 EUR/MWh, najwyżej od trzech tygodni. Sesja zakończyła się jednak wzrostem o zaledwie 0,6% do 61,76 EUR/MWh. Rynek ważył niepewność o powrót eksportu LNG z Zatoki Perskiej, gdzie pojedyncze transfery ship-to-ship poza Cieśniną nie zastąpią dostaw z Kataru, wobec informacji o wzroście importu LNG do Europy i Turcji do najwyższego poziomu od dziewięciu tygodni. Tło fundamentalne pozostawało zwyżkowe: zapełnienie magazynów UE wynosiło 15 sierpnia 61% wobec 78% średniej 5-letniej, a import LNG do Europy Północno-Zachodniej, mimo 32% powyżej 30-dniowej średniej kroczącej, utrzymywał się poniżej ubiegłego roku (144 mln m³/d vs 165 mln m³/d w sie'25).
Wtorkowy poranek (18.08) przyniósł notowania na poziomie 62,6 EUR/MWh, a sesja zakończyła się niecałym 3% wzrostem do 63,65 EUR/MWh. Impulsem było zaniechanie przez USA przedłużenia 60-dniowego „zawieszenia broni", groźby pod adresem Omanu oraz kolejny atak rakietowy na jednostkę przepływającą przez Cieśninę. Według Bloomberga niepewność co do zakończenia konfliktu w 3Q26 w połączeniu z najniższym stanem zapasów od 2009 roku napędza popyt na opcje call zabezpieczające przed wysokimi cenami w 4Q26. Czynnikiem łagodzącym były szacunki Kpler wskazujące na wzrost importu LNG do Europy i Wielkiej Brytanii w sierpniu o 12,5% m/m, z dwuletniego minimum 6,05 mln ton w lipcu do ok. 6,81 mln ton.
Środę (19.08) otworzyliśmy na poziomie 63,82 EUR/MWh po informacji o nałożeniu przez ZEA embarga handlowego na Iran, a sesję zamknęliśmy minimalnym spadkiem o 0,4% do 63,38 EUR/MWh. Po stronie fundamentów regazyfikacja wzrosła o ok. 7% do 1 490 GWh/d, przepływy z Norwegii sięgnęły 333 mln m³, a import LNG do NWE wyniósł 139,5 mln m³/d, tj. 25% powyżej 30-dniowej średniej. Potencjał do spadków hamował jednak temat magazynów. Utrzymanie obecnego tempa zatłaczania oznaczałoby start sezonu grzewczego z najniższymi zapasami od 2013 roku (72 mld m³, o 19 mld m³ poniżej średniej 5-letniej). Niemieccy operatorzy przesyłowi uznali cel 70% na 1 listopada za praktycznie nieosiągalny, a ICIS zwrócił uwagę na Holandię z zapełnieniem 42% (20 pp poniżej ubiegłego roku).
Dzisiejszy poranek (20.08) przyniósł notowania na poziomie 63,5 EUR/MWh. Konflikt USA–Iran przyjął charakter gospodarczy po nałożeniu przez Waszyngton sankcji na kontakty handlowe z Teheranem. Rosną wahania dobowe w dostawach norweskich, gdzie dzisiejszy eksport może wzrosnąć do 316 mln m³/d z 286 mln m³/d wczoraj, choć wstępnie szacowano 333 mln m³/d, przy awarii w Karsto (-23 mln m³/d) i szybszym starcie prac na Åsgard (-5 mln m³/d). Import LNG do portów NWE utrzymuje się na poziomie 139 mln m³/d, a podaż po regazyfikacji pozostaje ok. 10% poniżej ubiegłorocznego wolumenu.
Warunki atmosferyczne dały w tym tygodniu doraźną ulgę systemowi energetycznemu. Do pierwszych dni przyszłego tygodnia spodziewany jest wyraźny spadek temperatury w całej Europie, po czym powinno nastąpić ocieplenie do 22–24°C. Nie rozwiązuje to jednak wyzwania uzupełnienia zapasów przed zimą, zwłaszcza że od 28 sierpnia prognozowany jest największy tej jesieni spadek eksportu z Norwegii wraz z kulminacją sezonowych napraw. W scenariuszu Bloomberg Intelligence rozpoczęcie zimy z magazynami zapełnionymi o 20% poniżej normy sezonowej oznacza ceny w przedziale 70–90 EUR/MWh, a większa eskalacja może windować notowania w punkcie TTF do 100 EUR/MWh.
Gaz w Polsce:
Kontrakt CAL27 wzrósł od piątkowej sesji (14.08) do wczorajszej (19.08) z 205,99 PLN/MWh do 216,25 PLN/MWh, czyli o blisko 5%. Wyraźnie zwiększył się także udział gazu w polskim miksie energetycznym. W piątek wynosił ok. 10%, w niedzielę (16.08) sięgnął ok. 11%, a w poniedziałek (17.08) ok. 13%. Wtorek (18.08) przyniósł spadek do ok. 12%, natomiast w środę (19.08) udział gazu ponownie wzrósł do ok. 13%.
Opracowanie: Julia KarwackaŹródła danych w publikacji: Reuters (LSEG), Bloomberg, Gassco, Bruegel, IEA, Montel, Kpler, TGE, Oilprice, GIE AGSI, BloombergNEF, Gaz-System, Eurelectric
