Europa może nie zdążyć uzupełnić magazynów gazu przed zimą

60,8 proc. to poprawa, ale start był wyjątkowo słaby

Sytuacja w unijnych magazynach gazu poprawiła się od początku sierpnia, jednak odbudowa zapasów nie zamknęła sezonowej luki. 17 sierpnia 2026 r. magazyny były zapełnione w 60,8 proc., wynika z danych Gas Infrastructure Europe (GIE) przytaczanych w bieżących doniesieniach. To o 12,8 pkt proc. mniej niż rok wcześniej, gdy poziom wynosił 73,6 proc. W połowie sierpnia 2023 i 2024 r. zapasy sięgały około 90 proc. Obecny wynik określano jako najniższy poziom w połowie sierpnia od pięciu lat i około 17 pkt proc. poniżej średniej pięcioletniej.

Problemem nie jest brak magazynów. Pytanie brzmi, czy Europa zdoła zdobyć i opłacalnie kupić wystarczającą ilość gazu, aby uzupełnić je przed zimą, gdy przepływy LNG z Bliskiego Wschodu pozostają zakłócone.

Na początku sezonu zatłaczania, 1 kwietnia, unijne magazyny były wypełnione tylko w około 28 proc. — najmniej od czterech lat, według letniej prognozy unijnych regulatorów energetycznych. Dostawcy musieli więc sprowadzać wyjątkowo duże ilości gazu w miesiącach letnich.

Dla porównania:

• 17 sierpnia 2026 r.: 60,8 proc.;
• rok wcześniej: 73,6 proc.;
• połowa sierpnia 2023 r.: około 90 proc.;
• połowa sierpnia 2024 r.: około 89 proc.;
• średnia z pięciu lat: około 17 pkt proc. powyżej poziomu z 2026 r.

Sam poziom zapasów nie jest bezpośrednią prognozą niedoboru zimą. Magazyny to tylko jeden element systemu, a Komisja Europejska ocenia, że infrastruktura UE pozwala uzupełnić zapasy co najmniej do 80 proc. do 1 listopada — pod warunkiem dostępności LNG. Duży deficyt oznacza jednak mniejszą ochronę przed mroźną zimą, kolejnymi przerwami w dostawach lub gwałtownym wzrostem zapotrzebowania elektrowni gazowych.

Dlaczego nawet cel 80 proc. jest trudny

Unia odeszła od wcześniejszego celu 90 proc. i w obecnych warunkach rynkowych przyjęła bardziej elastyczny poziom 80 proc. Niższy próg również wymaga jednak stałego napływu dodatkowego LNG oraz utrzymania zatłaczania przez resztę sezonu.

Na osiągnięcie tego wyniku działają niekorzystnie cztery czynniki:

1. Zakłócenia na Bliskim Wschodzie ograniczyły podaż i elastyczność rynku. LNG z Kataru zwykle trafia zarówno do Europy, jak i do Azji. Według przytaczanych informacji Włochy, Polska i Belgia nie otrzymały katarskich ładunków od 2 kwietnia, kiedy do Włoch dotarł ostatni zidentyfikowany statek z takim ładunkiem. Utrata tych dostaw zmniejsza także elastyczność szerszego rynku spot.
2. Europa konkuruje z Azją. Popyt z Japonii i Korei Południowej, a także zakupy Indii, Bangladeszu i Tajwanu ograniczają przewagę cenową Europy w walce o elastyczne dostawy LNG.
3. Alternatywy rurociągowe są ograniczone. Przy mniejszej liczbie łatwo dostępnych zamienników Europa musi konkurować o ładunki z basenu Atlantyku, zamiast po prostu zastąpić brakujące wolumeny z Bliskiego Wschodu.
4. Ceny zniechęcają do zatłaczania. Droższy gaz kupowany dziś zwiększa koszt uzupełniania magazynów. Dodatkowo krzywa terminowa jest w backwardation — ceny na późniejszą zimę są niższe od bliższych cen letnich — co osłabia komercyjną zachętę, by kupić gaz teraz i sprzedać go później.

Dlatego wyższa cena spot nie rozwiązuje automatycznie problemu. Może przyciągać dodatkowe ładunki, ale jednocześnie podnosić koszt odbudowy zapasów i pogarszać opłacalność działalności operatorów magazynów.

Prognozy: około 75–77 proc. do 1 listopada

Dostępne prognozy wskazują na wynik poniżej 80 proc.:

• Rystad Energy: około 75 proc. w scenariuszu bazowym;
• Kpler: około 77 proc.;
• Wood Mackenzie: najwyżej 75 proc. w hipotetycznym scenariuszu, w którym Katar wróci do pełnej zdolności operacyjnej do końca września, z wyłączeniem uszkodzonych instalacji.

W przypadku Axpo oraz S&P Global Energy CERA dostępne materiały nie pozwalają potwierdzić aktualnych, liczbowych prognoz z połowy sierpnia. CERA odnotowała natomiast wyraźny spadek importu LNG do UE, bez przedstawienia w przytoczonym materiale bieżącej prognozy poziomu zapełnienia magazynów przypisanej tej instytucji. Konkretnych wartości przypisywanych Axpo lub CERA nie należy więc traktować jako ustalonych prognoz.

Niepewność jest istotna: są to scenariusze, a nie gwarancje. Zależą od czasu trwania zakłóceń na Bliskim Wschodzie, popytu w Azji, pogody w Europie i tempa zatłaczania.

Ile gazu potrzeba do osiągnięcia 80 proc.?

Według szacunku Rystad przejście z bazowego poziomu 75 proc. do 80 proc. wymagałoby około 5,2 mld m³ dodatkowego gazu. To odpowiednik mniej więcej 50 standardowych ładunków LNG, przy założeniu, że każdy statek przewozi 174 tys. m³ paliwa. Osiągnięcie 90 proc. wymagałoby około 15,6 mld m³, czyli około 150 porównywalnych ładunków.

Kpler przedstawia skalę wyzwania w inny sposób. Od sierpnia do października import LNG do UE miał wynieść około 24 mln ton, podczas gdy do zapełnienia magazynów w 80 proc. potrzebne byłoby szacunkowo 26 mln ton, a do poziomu 90 proc. — 33 mln ton.

To pokazuje, dlaczego nawet złagodzony cel jest podatny na niewielkie zakłócenia. Brak kilkudziesięciu ładunków może przełożyć się na kilka punktów procentowych mniej w magazynach, zwłaszcza gdy Europa licytuje się z odbiorcami azjatyckimi o te same dostawy.

Import LNG do UE już spada

Według S&P Global Energy CERA import LNG do UE zmniejszył się w czerwcu o 18 proc. rok do roku, do około 7,5 mln ton. Na handel światowy wpływała utrata produkcji w rejonie Zatoki Perskiej. W maju import był o 8 proc. niższy niż rok wcześniej, choć łączny import w pierwszych pięciu miesiącach 2026 r. pozostawał około 4 proc. wyższy niż w analogicznym okresie poprzedniego roku.

Ten mieszany obraz ma znaczenie. Wyższe zakupy na początku roku nie rozwiązują obecnego problemu z zatłaczaniem. Europa potrzebuje odpowiednich dostaw w pozostałej części sezonu, gdy konkurencja o ładunki i koszt zakupu gazu są wysokie.

Dlaczego magazyny w Niemczech są szczególnie ważne

Niemcy mają około 22 proc. czynnej pojemności magazynowej UE, dlatego ich sytuacja ma znaczenie dla całego regionu. Poziom poniżej 50 proc. oznaczałby nie tylko problem krajowy, lecz także mniejszą zdolność do bilansowania dostaw w Europie północno-zachodniej i środkowej podczas fali mrozów.

Dostępne źródła nie potwierdzają jednoznacznie aktualnego odsetka zapełnienia niemieckich magazynów ani ostatecznego stanowiska rządu w sprawie ewentualnej interwencji. Te szczegóły należy więc oceniać ostrożnie. Wyraźna jest natomiast skala strukturalnej ekspozycji: duża pojemność magazynowa w Niemczech ma kluczowe znaczenie dla regionalnego bilansowania, a niskie zapasy mogą zwiększyć presję na przepływy transgraniczne i ceny.

Ograniczenia dostaw mogą potrwać przez całą zimę

Z przytaczanych doniesień wynika, że rynek spodziewał się utrzymania ograniczeń dostaw LNG z Bliskiego Wschodu do końca 2026 r. i powrotu do normalności dopiero około kwietnia 2027 r. Jeśli ten scenariusz się sprawdzi, zakłócenia obejmą nie tylko letnie uzupełnianie magazynów, lecz także główną część europejskiego sezonu grzewczego.

Nie oznacza to, że kryzys fizycznego zaopatrzenia jest przesądzony. Europa dysponuje mocami regazyfikacyjnymi, importem rurociągowym, możliwością ograniczenia popytu i zdolnością przyciągania ładunków wyższymi cenami. Każde z tych rozwiązań ma jednak ograniczenia. Długotrwałe zakłócenia zwiększyłyby podatność regionu na skoki cen i rywalizację o zastępcze dostawy.

Upały i susza dokładają drugi szok energetyczny

Deficyt gazu rozwija się w trudnym otoczeniu dla rynku energii elektrycznej. Według Wspólnego Centrum Badawczego Komisji Europejskiej (JRC) niewielkie opady i kolejne fale upałów doprowadziły w sierpniu do rekordowo niskich poziomów Loary, Padu, Renu i Dunaju.

Niski stan rzek i wysoka temperatura wody mogą ograniczać produkcję energii jądrowej, a susza utrudnia również transport śródlądowy. W ostatnich doniesieniach wskazywano między innymi, że:

• warunki na Dunaju ograniczyły produkcję jądrową na Węgrzech i w Rumunii;
• we Francji upały zwiększyły ryzyko dalszego ograniczenia produkcji jądrowej, a cena energii na rynku dnia następnego wzrosła w jednym z opisywanych epizodów o 21,8 proc., do 142,5 euro/MWh;
• Węgry ograniczyły oświetlenie w instytucjach państwowych, aby zmniejszyć obciążenie sieci;
• niski poziom Renu zagroził żegludze śródlądowej, komplikując transport paliw i innych towarów.

Związek z magazynami gazu jest pośredni, ale ważny. Gdy spada produkcja jądrowa i wodna, elektrownie gazowe mogą być zmuszone do pokrycia większej części zapotrzebowania na prąd. Jednocześnie niski poziom rzek utrudnia logistykę paliw. Popyt na gaz może więc rosnąć dokładnie wtedy, gdy koncerny próbują wtłaczać go do magazynów.

Zima jest możliwa do zabezpieczenia, ale margines błędu jest mały

Przy zapełnieniu na poziomie 60,8 proc. unijne magazyny nie są puste, a system wciąż może przyciągać dostawy. Ostrożniejszy i lepiej uzasadniony wniosek jest taki, że Europa wchodzi w końcową fazę uzupełniania zapasów z wyjątkowo małym buforem bezpieczeństwa i dużą liczbą zależności.

Aby osiągnąć choćby 80 proc., UE potrzebuje dalszego zatłaczania, odpowiedniej liczby elastycznych dostaw LNG, umiarkowanego popytu w Azji oraz braku poważnego pogorszenia pogody lub sytuacji infrastrukturalnej. Obecne prognozy na poziomie około 75–77 proc. sugerują, że analitycy uznają cel za trudny, ale nie niemożliwy.

Największe ryzyko polega na tym, że każda kolejna przerwa — w żegludze LNG, produkcji energii, transporcie rzecznym lub dostawach zależnych od pogody — szybciej przełoży się na ceny gazu w Europie, ponieważ region rozpoczyna sezon zimowy z zapasami znacznie niższymi niż w ostatnich latach.