7 godzin temu
Amerykański gaz ziemny w tydzień przeszedł od gwałtownego skoku do szybkiej przeceny. Awaria ważnego rurociągu w Appalachach wywindowała ceny do najwyższego poziomu od dwóch i pół miesiąca. Jej usunięcie w weekend odebrało rynkowi premię za ryzyko podażowe. Część wrześniowego wzrostu wynikała przy tym z rolowania kontraktów, a nie z mocniejszego popytu. Fundamenty pozostają podzielone: rekordowa produkcja i łagodna zima to argumenty dla niedźwiedzi, a rosnący eksport LNG i skrajne pozycjonowanie funduszy dają bykom podstawy do nadziei.
Skąd wziął się wrześniowy skok
We wtorek gaz ziemny na Henry Hub kosztował około 3,11 USD za MMBtu, po dwóch dniach spadków. W ciągu miesiąca surowiec podrożał o około 6 proc., ale rok do roku jest wciąż tańszy o blisko 6 proc.
Wzrost trzeba jednak czytać ostrożnie. XTB zwraca uwagę, iż znaczna część widocznego na wykresie skoku wynika z rolowania kontraktów, które w przypadku instrumentów CFD nastąpiło 23 września. Kontrakty na kolejne miesiące sezonu grzewczego są droższe od bieżących (tzw. contango), więc przejście na nową serię mechanicznie podnosi notowania. Wygasający w poniedziałek kontrakt październikowy zakończył notowania w okolicach 3 USD. Kontrakt listopadowy, w tej chwili wiodący, jest notowany wyżej.
Drugim czynnikiem była awaria. W czwartek 24 września TC Energy ogłosiła siłę wyższą na rurociągu Mountaineer XPress w Wirginii Zachodniej, należącym do systemu Columbia Gas Transmission. Powodem był „nieoczekiwany problem mechaniczny”. Z przesyłu wypadło 1,4-1,8 mld stóp sześciennych gazu dziennie (bcf/d), co wywindowało ceny do najwyższego poziomu od dwóch i pół miesiąca. W niedzielę spółka poinformowała o usunięciu awarii. W poniedziałek październikowy kontrakt stracił ponad 6 proc. Oba impulsy wzrostowe już wygasły, więc rynek wrócił do fundamentów.
Podaż: produkcja blisko rekordów
Najmocniejszym argumentem niedźwiedzi jest produkcja. We wrześniu wydobycie w 48 kontynentalnych stanach wynosi średnio około 112,3-112,5 bcf/d, czyli blisko rekordu. W ostatnich dniach dzienna produkcja lekko spada. Według BNEF w poniedziałek wyniosła 110,3 bcf/d.
Nic nie wskazuje na to, by producenci ograniczali aktywność. Według Baker Hughes liczba aktywnych wiertni gazowych wzrosła w tygodniu do 25 września do 135. To najwięcej od trzech lat. EIA podniosła niedawno prognozę produkcji suchego gazu na 2027 r. do 116 bcf/d z 115,3 bcf/d. Rośnie też wydobycie w basenach Permian i Haynesville.
Zapasy: nadwyżka maleje, ale wciąż jest
Tygodniowy raport EIA za tydzień zakończony 18 września pokazał wzrost zapasów o 53 mld stóp sześciennych (bcf). Rynek oczekiwał około 51 bcf, a pięcioletnia średnia dla tego tygodnia wynosi 76 bcf. W magazynach jest 3 351 bcf gazu. To o 4,2 proc. mniej niż rok temu, ale o 2,9 proc. więcej niż średnia pięcioletnia. Nadwyżka wobec normy sezonowej wynosi 95 bcf, a kilka tygodni temu przekraczała 110 bcf.
Maleje dzięki upałom. Ponadnormatywne temperatury na Południu, Środkowym Zachodzie i na wschodzie kraju podtrzymują popyt na klimatyzację, a więc na gaz w elektrowniach. Dochodzi do tego zmiana strukturalna. Amerykańskie zużycie energii elektrycznej jest rekordowe, głównie przez centra danych obsługujące sztuczną inteligencję. Według Edison Electric Institute produkcja energii w tygodniu do 12 września była wyższa o 16,1 proc. r/r. Gaz odpowiada za około 40 proc. amerykańskiej generacji.
Kolejny raport EIA ukaże się w czwartek 1 października. Analitycy cytowani przez Trading Economics spodziewają się, iż nadwyżka ponad pięcioletnią średnią zmniejszy się do około 2,4 proc.
Mimo to perspektywa na koniec sezonu zatłaczania jest wyraźnie niedźwiedzia. W wrześniowym raporcie STEO EIA prognozuje, iż 31 października w magazynach będzie 3 969 bcf gazu, o 5 proc. więcej niż średnia pięcioletnia. Już w sierpniu agencja pisała, iż zapasy przed zimą będą najwyższe od 2016 r. Średnia cena na Henry Hub ma według EIA wynieść 3,43 USD/MMBtu w 2026 r. i 3,28 USD w 2027 r.
Eksport LNG: główny motor popytu
Najważniejszym czynnikiem wspierającym ceny jest eksport LNG. Według danych LSEG, na które powołuje się Trading Economics, przepływy gazu do dziewięciu głównych terminali eksportowych wynosiły we wrześniu średnio około 18 bcf/d, wobec około 17,3 bcf/d w sierpniu. W poniedziałek sięgnęły 19 bcf/d według BNEF, czyli o 3,7 proc. więcej niż tydzień wcześniej.
To efekt rozbudowy mocy eksportowych. Według NGI moce skraplania w USA wzrosną z około 17 bcf/d na koniec 2025 r. do nieco ponad 19 bcf/d w tym roku. Przyczyniają się do tego m.in. uruchamiany terminal Golden Pass (nominalnie 2 bcf/d) i ukończony projekt Corpus Christi Stage 3 Cheniere. EIA prognozuje, iż eksport LNG wyniesie średnio 17,4 bcf/d w 2026 r. i 18,6 bcf/d w 2027 r. W 2025 r. było to 15,1 bcf/d.
Popyt z zagranicy jest bardzo silny. Konflikt na Bliskim Wschodzie i zakłócenia w żegludze przez Cieśninę Ormuz ograniczyły dostawy LNG z Zatoki Perskiej. Europejski TTF kosztuje około 71 EUR/MWh i według Trading Economics jest ponad dwa razy droższy niż rok temu. Według danych Gas Infrastructure Europe cytowanych przez Barchart europejskie magazyny były 26 września wypełnione w 71 proc. Pięcioletnia średnia dla tej pory roku wynosi 87 proc. Europa i Azja konkurują więc o elastyczne ładunki, a amerykański gaz jest w tej rywalizacji jednym z najważniejszych źródeł.
Ograniczeniem pozostaje przepustowość. Amerykańskie terminale pracują blisko pełnych mocy, więc eksport rośnie wraz z uruchamianiem nowych instalacji, a nie wraz z różnicą cen między USA a Europą. Krótkoterminowo remonty terminali mogą obniżać popyt na gaz na wybrzeżu Zatoki Meksykańskiej.
Pogoda: późny start sezonu grzewczego
Krótkoterminowe prognozy nie sprzyjają bykom. Według Xweather w dniach 3-7 października na znacznej części zachodu USA będzie wyraźnie cieplej niż zwykle. Prognoza NOAA na 4-8 października daje ponad 80 proc. szans na ponadnormatywne temperatury na Zachodzie. W centrum i na wschodzie ma być w okolicach normy, a chłodniej tylko w Nowej Anglii i Teksasie. Oznacza to późniejszy początek sezonu grzewczego.
Największy średnioterminowy czynnik to El Niño. Według najnowszego komunikatu NOAA zjawisko się wzmacnia. Szansa na bardzo silne El Niño jesienią i zimą 2026/27 przekracza 90 proc. Prawdopodobieństwo zdarzenia historycznego, silniejszego niż wszystkie od 1950 r., NOAA ocenia na 75 proc. Anomalie temperatury powierzchni oceanu we wschodnim Pacyfiku przekraczają 3°C.
Silne El Niño zwykle oznacza łagodniejszą zimę w północnej części USA, czyli tam, gdzie ogrzewanie gazem ma największe znaczenie. Sezonowa prognoza NOAA przewiduje ponadnormatywne temperatury na północy kraju, w tym na północnym wschodzie. Xweather szacuje, iż zima 2026/27 będzie szóstą najcieplejszą od 1950 r., a popyt na ogrzewanie w grudniu-lutym będzie o 5 proc. niższy od średniej z dziesięciu lat. Według NGI kontrakty na zimę na Henry Hub staniały od końca marca o prawie 20 proc., do około 3,37 USD/MMBtu. NOAA przypomina jednak, iż choćby silne El Niño nie wyklucza pojedynczych, ostrych fal mrozu.
W Europie El Niño może działać podobnie. Analitycy Reutersa zwracają uwagę, iż silne El Niño zwykle zwiększa produkcję energii z wiatru na Starym Kontynencie. Mogłoby to ograniczyć zimowy popyt na gaz, a pośrednio także na amerykańskie LNG.
Regionalne różnice
Średnie krajowe ukrywają duże różnice regionalne. Według NGI kontrakty zimowe na hubie Algonquin Citygate, obsługującym Bostonie i Nową Anglię, kosztują około 12,7 USD/MMBtu, o ponad 9 USD więcej niż na Henry Hub. Wynika to z ograniczonej przepustowości rurociągów na północnym wschodzie. Awaria Mountaineer XPress pokazała, jak wrażliwy jest system przesyłowy z Appalachów.
Pozycjonowanie funduszy: ryzyko dla niedźwiedzi
Czynnikiem, który może gwałtownie zmienić sytuację, jest ustawienie spekulantów. Według danych CFTC cytowanych przez Investing.com pozycja netto spekulantów na gazie ziemnym wynosiła w połowie września około minus 222 tys. kontraktów. XTB podaje, iż to najniższy poziom od 2020 r., a liczba krótkich pozycji przekroczyła 520 tys. kontraktów, co jest rekordem.
Takie ustawienie rynku oznacza asymetrię ryzyka. jeżeli pogoda zaskoczy chłodem albo pojawi się kolejna awaria, fundusze mogą masowo zamykać krótkie pozycje (tzw. short squeeze). Ruch cen mógłby wtedy być znacznie silniejszy, niż wynikałoby to z samych fundamentów. Wrześniowa awaria rurociągu dała przedsmak takiej reakcji.
