Reading time: 5 min
W poniedziałek irańskie drony uderzyły w Ras Laffan, QatarEnergy wstrzymała produkcję w największym kompleksie eksportowym LNG na świecie, a europejskie kontrakty terminowe na gaz zanotowały największy jednodniowy ruch od ukraińskiego szoku w 2022 roku. Amerykańskie terminale pracują na pełnych obrotach. Rezerw mocy, które mogłyby to skompensować, po prostu nie ma.
Dwa drony. Tyle wystarczyło. Katarskie Ministerstwo Obrony potwierdziło w poniedziałek, że Iran wystrzelił dwa bezzałogowe statki powietrzne wymierzone w obiekty Ras Laffan Industrial City i Mesaieed Industrial City. Ofiar nie odnotowano. Fizyczne zniszczenia, według wstępnych szacunków, były ograniczone. Reakcja QatarEnergy już nie. Państwowa spółka wstrzymała prewencyjnie całą produkcję LNG i produktów powiązanych, jak wynika z oficjalnego komunikatu. Sam Ras Laffan obsługuje 77 milionów ton rocznej zdolności eksportowej LNG — to mniej więcej jedna piąta globalnej podaży, według Bloomberga. W momencie wydania nakazu zamknięcia przy nabrzeżu cumowały trzy gazowce LNG, a od 28 lutego żaden tankowiec LNG nie przepłynął przez Cieśninę Ormuz, wynika z danych śledzenia jednostek Vortexa.
Europejski gaz przeszedł rewycenę w kilka godzin
Kontrakty terminowe na holenderskim benchmarku TTF, referencyjnej cenie europejskiego gazu hurtowego, wystrzeliły w poniedziałek nawet o 54%, według Bloomberga. To największy ruch w ciągu sesji od chaotycznych tygodni po rosyjskiej inwazji na Ukrainę na początku 2022 roku. Brytyjskie hurtowe ceny gazu skoczyły o blisko 50%, a azjatyckie benchmarki LNG na rynku spot wzrosły o prawie 39%, jak podała Al Jazeera. Dzienne stawki frachtowe dla gazowców LNG podskoczyły o ponad 40%, według poniedziałkowego raportu NPR. Mechanizm jest prosty. Katar dostarcza około 20% globalnego LNG, a większość tego wolumenu przechodzi przez Cieśninę Ormuz. Cieśnina jest de facto zamknięta. Jeszcze przed wstrzymaniem produkcji w Ras Laffan ruch morski spadł niemal do zera — po tym jak IRGC nadała ostrzeżenia VHF o zakazie przepływu, a co najmniej cztery jednostki zostały trafione na wodach Zatoki od rozpoczęcia uderzeń 28 lutego. Ubezpieczyciele P&I wycofali ochronę dla cieśniny od 5 marca, co czyni ekonomiczne ryzyko tranzytu zaporowym niezależnie od sytuacji militarnej. Maersk i Hapag-Lloyd zawiesiły wszystkie operacje na tym szlaku.
Gorzej trafić z momentem się nie dało. Europejskie magazyny gazu są wypełnione zaledwie w nieco ponad 30% pojemności na początek marca, według danych AGSI+, w porównaniu z około 40% rok temu — znacznie poniżej norm sezonowych. Kontynent potrzebuje masowego importu LNG w miesiącach letnich, by uzupełnić zapasy przed kolejną zimą. Ta podaż właśnie stała się dramatycznie droższa — o ile w ogóle dotrze.
Amerykańskie terminale już pracują na maksimum
Niewygodna prawda jest taka, że kto liczy na amerykański LNG jako kawalerię, ten się przeliczy. Terminale eksportowe w USA działają już niemal na granicy przepustowości. Bloomberg podał w poniedziałek, że amerykańscy producenci mają niewielkie pole manewru, by wykorzystać rosnący spread między cenami krajowymi a zagranicznymi, ponieważ infrastruktura jest w pełni obciążona. Średnie przepływy gazu do ośmiu głównych amerykańskich zakładów eksportu LNG wzrosły w lutym do 18,5 miliarda stóp sześciennych dziennie, wyrównując miesięczny rekord z grudnia, według danych rurociągowych EIA. Na koniec 2025 roku zdolność eksportowa LNG w USA wynosiła około 17 Bcf/d, z planowanym wzrostem do około 19 Bcf/d w 2026 roku, w miarę jak Cheniere kontynuuje rozruch Stage 3 w Corpus Christi, a Golden Pass uruchamia Train 1.
Golden Pass LNG — joint venture QatarEnergy i ExxonMobil w Sabine Pass w Teksasie, którego koszty po opóźnieniach wykonawców przebiły 11 miliardów dolarów — jest w końcowej fazie rozruchu, z pierwszym ładunkiem spodziewanym na początku tego roku. Train 1 może dodać przy pełnej mocy około 800 MMcf/d zapotrzebowania na gaz zasilający. Ale Train 2 i 3 nie pojawią się przed 2027 rokiem, jak wynika z analizy Natural Gas Intelligence — po opóźnieniach związanych z bankructwem wykonawcy w 2024 roku. Te dodatkowe moce zawsze były częścią stopniowego planu rozbudowy. Nikt nie planował scenariusza, w którym Katar znika z rynku z dnia na dzień.
Sygnał cenowy już się materializuje
Amerykańskie kontrakty terminowe na gaz ziemny wzrosły w poniedziałek w ślad za globalnymi benchmarkami, choć ruch na rynku krajowym był daleko skromniejszy niż w Europie. Henry Hub i wcześniej był rozchwiany. EIA podała, że ceny spot wyniosły średnio 7,72 USD/MMBtu w styczniu — najwyższa nominalna średnia miesięczna od września 2022, napędzana burzą zimową Fern i rekordowym wycofaniem 360 Bcf z magazynów. Ceny spadły z powrotem poniżej 3,50 USD w połowie lutego, gdy pogoda się znormalizowała, ale zamknięcie Kataru wprowadza zupełnie inny rodzaj premii. Cena spot gazu ziemnego w USA na początku tego tygodnia oscylowała tuż powyżej 3 USD/MMBtu, według dziennych danych EIA. Europejski TTF, po poniedziałkowym skoku powyżej 46 EUR, we wtorek przebił 58 EUR/MWh — najwyższy poziom od 2023 roku, według danych ICE. Spread jest gigantyczny, ale bez znaczenia, jeśli nie ma dodatkowej zdolności eksportowej, by go zarbitażować.
Lutowa prognoza EIA zakładała średnią cenę Henry Hub na poziomie 4,12 USD/MMBtu w marcu i około 4,30 USD za cały 2026 rok — wzrost o 23% względem styczniowego szacunku — z cenami rosnącymi do 4,40 USD w 2027 roku, w miarę jak eksport LNG i zapotrzebowanie energetyczne centrów danych wyprzedzają wzrost produkcji. Te prognozy w ogóle nie uwzględniają kryzysu w Cieśninie Ormuz. Jeśli katarska produkcja pozostanie wyłączona przez tygodnie, a nie dni, europejski obraz podaży gazu zmieni się w coś znacznie bardziej dramatycznego niż zakładał jakikolwiek bazowy model — a amerykańscy producenci z ekspozycją na globalne ceny skorzystają, nawet jeśli fizyczne wolumeny eksportowe nie wzrosną istotnie.
Co rynek wycenia — a czego jeszcze nie
Rynek wycenia zakłócenie. Nie wycenia jego trwania. Ropa Brent zamknęła poniedziałek ze wzrostem o około 9%, na poziomie 79,45 USD, według CNBC; Barclays prognozuje 100 USD/bbl, jeśli konflikt potrwa cztery–pięć tygodni, które sugerował Trump. Natasha Kaneva z JPMorgan ostrzegła, że wojna trwająca dłużej niż trzy tygodnie wyczerpie magazyny w Zatoce i wymusi wstrzymanie produkcji, pchając Brent do 120 USD. Deutsche Bank w scenariuszu pełnej blokady Ormuzu mówi o 200 USD. Te liczby brzmią ekstremalnie — dopóki nie weźmie się pod uwagę, że przez cieśninę nie przepływa teraz żaden tankowiec, a dowódca IRGC oświadczył w poniedziałek, że każda jednostka, która spróbuje przepłynąć, zostanie spalona.
W przypadku gazu ziemnego ryzyko jest bardziej strukturalne. Katar był w trakcie realizacji gigantycznej rozbudowy North Field Expansion — największego pojedynczego przyrostu mocy LNG w historii — mającej podnieść zdolność eksportową z 77 do 126 milionów ton rocznie. Każdy tydzień, w którym Ras Laffan stoi, odsuwa ten harmonogram w przyszłość. Tymczasem europejscy odbiorcy, którzy przez trzy lata odchodzili od rosyjskiego gazu rurociągowego, odkrywają, że ich zastępcze łańcuchy dostaw LNG przebiegają przez aktywną strefę konfliktu zbrojnego. Oczywistymi beneficjentami są amerykańskie spółki LNG i producenci gazu z ekspozycją na Wybrzeże Zatokowe — Cheniere, EQT, Antero, Comstock. Ale potencjał wzrostowy ogranicza fizyka. Przez terminal nie da się przepchnąć więcej gazu, niż terminal jest w stanie obsłużyć. Pozycje należy kalibrować odpowiednio.
