Zapowiedź wniosku Orlenu o podwyżkę taryfy gazowej wobec wzrostu cen na rynkach europejskich

Sytuacja na rynkach surowcowych w Europie oraz rosnące notowania kontraktów terminowych wywierają coraz silniejszą presję na krajowy sektor energetyczny. Towarowa Giełda Energii odnotowała we wrześniu poziomy cen energii elektrycznej oraz błękitnego paliwa nienotowane od 3–4 lat F1. Jednocześnie na europejskich giełdach gaz ziemny osiąga wartości o ponad 130 proc. wyższe niż przed rokiem F7. Bezpośrednią konsekwencją tych tendencji stały się deklaracje przedstawicieli zarządu Orlenu podczas wystąpienia w parlamencie, dotyczące konieczności potencjalnego wystąpienia do Urzędu Regulacji Energetyki (URE) z wnioskiem o podniesienie taryfy gazowej dla odbiorców indywidualnych na 2027 rok F9. Wokół skali ewentualnych podwyżek oraz stanu zabezpieczenia dostaw przed sezonem zimowym rozgorzała debata polityczna i ekspercka, w której konfrontowane są ostrzeżenia przed skokowym wzrostem opłat z rządowymi zapewnieniami o wysokim stanie zapełnienia krajowych magazynów.

Wystąpienie Orlenu w Sejmie i perspektywa podwyżek taryf

Podczas posiedzenia sejmowej Komisji Energii, Klimatu i Aktywów Państwowych wiceprezes koncernu Orlen Robert Soszyński przedstawił informację na temat uwarunkowań kształtowania cen gazu na kolejny okres regulacyjny. Wiceszef spółki poinformował parlamentarzystów, że Orlen rozpoczął formalny proces corocznych uzgodnień taryfowych z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki F10. Soszyński jednoznacznie wskazał, że jeżeli wysokie ceny błękitnego paliwa na rynkach europejskich utrzymają się na obecnym pułapie lub wzrosną w ciągu najbliższych trzech miesięcy, to ostateczny wniosek taryfowy kierowany do regulatora będzie przewidywał podwyższenie stawek dla odbiorców F9.

Przedstawiciel zarządu Orlenu zastrzegł jednocześnie, że na obecnym etapie jest zbyt wcześnie, aby przesądzać o tym, czy taryfa ostatecznie wzrośnie oraz jaka mogłaby być skala ewentualnej korekty F9F10. Zgodnie z harmonogramem przedstawionym przez Soszyńskiego, precyzyjne parametry wniosku taryfowego oraz kalkulacje spółki będą mogły zostać sformułowane pod koniec listopada lub w grudniu F10. Do tego momentu spółka będzie monitorować bieżące notowania na rynkach hurtowych, które stanowią bezpośrednią podstawę do kalkulacji kosztów uzasadnionych przedstawianych regulatorowi rynku energii F9.

Zwyżki notowań na europejskim rynku gazu i deficyt zapasów

Kluczowym czynnikiem kształtującym stanowisko krajowego koncernu są gwałtowne ruchy cenowe na rynkach zagranicznych. Na giełdzie ICE Endex w Amsterdamie cena referencyjnych holenderskich kontraktów terminowych Dutch TTF wzrosła do poziomu 74,80 euro za MWh F6. Oznacza to, że błękitne paliwo w Europie podrożało w ciągu zaledwie jednego roku o około 136 proc., gdyż w analogicznym okresie 2025 roku średnie notowania oscylowały wokół 31,7 euro za MWh F7. Analizy długoterminowe wskazują, że obecna cena jest także o 92 proc. wyższa niż dwa lata temu (gdy wynosiła ok. 38,9 euro/MWh) oraz o 90 proc. wyższa w zestawieniu z danymi sprzed trzech lat (39,4 euro/MWh) F7. Oznacza to skok stawki benchmarkowej o blisko 43 euro na megawatogodzinie w horyzoncie dwunastu miesięcy.

Podłożem nerwowości inwestorów finansowych i spółek obrotu jest niski poziom zatłoczenia magazynów surowca na terenie Starego Kontynentu przed nadchodzącą zimą. Ze statystyk organizacji Gas Infrastructure Europe wynika, że unijne instalacje magazynowe były na początku października zapełnione w 72,4 proc., co odpowiada wolumenowi 819,88 TWh F8. Wskaźnik ten wyraźnie odbiega na niekorzyść od pięcioletniej średniej dla tego okresu, która kształtuje się na poziomie 87,7 proc. F8. Wyjątkowo trudna sytuacja panuje w Niemczech, gdzie tamtejsze magazyny zatłoczono jedynie w 58,7 proc., podczas gdy średnia z minionych pięciu lat wynosiła dla tego kraju 86,1 proc. F18. Ograniczona podaż gazu na rynkach światowych zmusza europejskie podmioty do agresywnej rywalizacji o wolumeny, co bezpośrednio winduje stawki kontraktów giełdowych F6.

Notowania na Towarowej Giełdzie Energii i bufor kontraktowy

Równolegle do napięć na rynku gazowym pogorszeniu uległy wskaźniki na krajowym rynku energii elektrycznej. Według comiesięcznego podsumowania Towarowej Giełdy Energii (TGE) ceny prądu oraz gazu osiągnęły we wrześniu najwyższe rejestrowane wartości od 3–4 lat F1. Średnia ważona cena na Rynku Dnia Następnego (RDN), obejmującym transakcje spotowe z dostawą w dobie następnej, ukształtowała się na poziomie 666,68 zł za MWh, notując skok o 83,02 zł za MWh w relacji do sierpnia F2. Z kolei na rynku terminowym energii elektrycznej (RTPE) średnia cena kontraktu rocznego z dostawą w 2027 roku (BASE_Y-27) wyniosła we wrześniu 555,77 zł za MWh, a w horyzoncie jednego miesiąca wyceny kontraktów na najbliższy rok podskoczyły o 76 zł do niemal 500 zł za MWh F4. Towarzyszył temu dynamiczny wzrost aktywności uczestników rynku – łączny obrót energią elektryczną na TGE we wrześniu wyniósł 15 633 550 MWh (wzrost o 49,4 proc. w skali roku), a obrót na rynku terminowym przekroczył 11 TWh, osiągając najwyższą wartość od lutego 2022 roku F3.

Istotną składową presji kosztowej na wytwórców energii pozostają prawa do emisji dwutlenku węgla w ramach unijnego systemu EU ETS. Notowania uprawnień wzrosły od marca z poziomu 68 euro do 85 euro za tonę F4. Pomimo tych niekorzystnych zjawisk giełdowych, na rynku energii elektrycznej funkcjonuje mechanizm amortyzujący, na który zwrócił uwagę prezes TGE Piotr Listwoń podczas kongresu Energy Days F5. Zauważył on, że średnia cena energii zakontraktowanej na kolejny rok wynosi około 450 zł za MWh F5. Wynika to z faktu, że spółki obrotu zawierały transakcje terminowe z dużym wyprzedzeniem czasowym – na dwa do trzech lat w przód – po znacznie korzystniejszych, niższych stawkach F5. Prezes TGE ocenił, że ten portfel zabezpieczeń będzie stanowił kluczowy stabilizator, który Prezes URE może uwzględnić przy kalkulacji przyszłorocznych taryf na energię elektryczną, ograniczając skalę ewentualnych podwyżek dla odbiorców F5. Wstępne szacunki rynkowe wskazują jednak, że roczne wydatki przeciętnego gospodarstwa domowego na prąd mogą wzrosnąć o około 200 zł F17.

Globalne przyczyny napięć surowcowych: geopolityka, pogoda i regulacje

Gwałtowna aprecjacja cen nośników energii w Europie jest efektem splotu kilku globalnych uwarunkowań politycznych i środowiskowych. Źródła branżowe i medialne wskazują w pierwszej kolejności na eskalację militarną i dyplomatyczną na Bliskim Wschodzie, w tym zaostrzenie konfliktu pomiędzy Stanami Zjednoczonymi a Iranem F11. Związany z tym klincz operacyjny i ryzyka bezpieczeństwa żeglugi w strategicznej cieśninie Ormuz bezpośrednio zakłócają ciągłość morskich dostaw ropy naftowej i skroplonego gazu ziemnego (LNG) na światowe rynki F11.

Dodatkowym czynnikiem napędzającym konkurencję o wolumeny gazu stały się anomalie pogodowe na kontynencie azjatyckim. Wyjątkowo wysokie temperatury w Azji doprowadziły do skokowego zapotrzebowania na energię na potrzeby klimatyzacji, zmuszając tamtejszych importerów do wzmożonych zakupów surowca F11. W rezultacie kraje europejskie zostały zmuszone do bezpośredniej licytacji cenowej o ładunki LNG z odbiorcami azjatyckimi F11.

Istotny wpływ na strukturę podaży w Europie mają również zbliżające się zmiany regulacyjne. Zgodnie z ustaleniami przywoływanymi przez „The New York Times”, Unia Europejska z początkiem przyszłego roku ma wdrożyć pełny zakaz importu gazu z Federacji Rosyjskiej F12. Wyeliminowanie rosyjskiego surowca z europejskiego bilansu oznacza redukcję dostępnych dostaw o około 12 proc., co w warunkach ograniczonej podaży globalnej tworzy trwałą premię za ryzyko w kontraktach terminowych F12.

Spór o stopień zabezpieczenia kontraktów i obciążenia fiskalne

Zapowiedź możliwych podwyżek wywołała ostre reakcje polityczne. Poseł opozycji Janusz Kowalski, powołując się na informacje z wtorkowego posiedzenia sejmowej komisji energii, opublikował wpis alarmujący o możliwym wzroście rachunków dla ponad 7 milionów gospodarstw domowych F13. Według twierdzeń posła, Orlen miał jak dotąd zakontraktować jedynie 44 proc. z planowanego rocznego zapotrzebowania wynoszącego 57 TWh po dawnych, niższych cenach F13. W ocenie Kowalskiego spółka będzie zmuszona dokupić brakujące 32 TWh gazu po cenach bieżących, wynoszących około 300 zł za MWh, co w jego przekonaniu doprowadzi do podniesienia taryfy gazowej dla odbiorców domowych w 2027 roku o około 20 procent F13. Przedstawiciele Orlenu nie potwierdzili tych wyliczeń, przypominając o trwających uzgodnieniach z URE i braku możliwości podania twardych danych przed zakończeniem analiz rynkowych F9F10.

Równolegle w debacie publicznej pojawił się wątek planowanych zmian legislacyjnych mogących dodatkowo obciążyć sektor energetyczny. Zgodnie z doniesieniami prasowymi, rząd przygotowuje projekt oznaczony w wykazie prac Rady Ministrów symbolem UD457, który zakłada reformę zasad naliczania opłat koncesyjnych dla przedsiębiorstw działających na rynku paliw i energii F14. Projektowane regulacje przewidują zniesienie obowiązującego dotąd rocznego limitu opłaty koncesyjnej dla największych podmiotów, który wynosił 2,5 mln zł F14. Przedstawiciele sektora ostrzegają, że zniesienie tego progu doprowadzi do wielokrotnego zwiększenia obciążeń fiskalnych spółek takich jak Orlen, PGE czy Tauron, a także mniejszych dystrybutorów i ciepłowni, co może ostatecznie zostać przerzucone na końcowych odbiorców w rachunkach F14.

Krajowe zapasy gazu i perspektywy na kolejne miesiące

W opozycji do alarmujących danych z Europy Zachodniej przedstawiciele administracji rządowej prezentują uspokajające komunikaty dotyczące krajowego bezpieczeństwa energetycznego. Sekretarz stanu w Ministerstwie Energii Piotr Masłowski poinformował, że Polska jest w pełni przygotowana do zbliżającego się sezonu grzewczego F15. Zapewnił, że krajowy system opiera się na zdywersyfikowanych kierunkach dostaw, rozbudowanej infrastrukturze przesyłowej oraz magazynach gazu zapełnionych w blisko 100 procentach F15. Wysoki poziom napełnienia zbiorników wyróżnia Polskę na tle średniej unijnej i stanowi bufor bezpieczeństwa w razie zakłóceń dostaw na rynku europejskim F8F15.

Z przedstawionych szacunków wynika, że w sezonie zimowym 2026/2027 maksymalne dobowe zapotrzebowanie kraju na gaz ziemny może sięgnąć 118 mln m sześc. F16. Dla porównania, dotychczasowe rekordowe zużycie odnotowane w mroźnych dniach 22 lutego 2026 roku wyniosło 102,6 mln m sześc. na dobę, co wskazuje na posiadanie rezerwy przepustowości F16.

Ostateczny kształt rachunków płaconych przez polskich konsumentów w 2027 roku nie jest jeszcze przesądzony. Decydujące znaczenie będą miały notowania gazu i uprawnień do emisji na europejskich giełdach w październiku i listopadzie. Pod koniec listopada lub w grudniu Orlen przedstawi Prezesowi URE formalny wniosek taryfowy, który zostanie poddany szczegółowej weryfikacji pod kątem kosztów uzasadnionych F10. Regulator rynku zadecyduje wówczas, w jakim stopniu rynkowe wzrosty przełożą się na zatwierdzone stawki dla odbiorców domowych.