Przez dekady europejskie bezpieczeństwo energetyczne było uzależnione od jednego rurociągu i jednego dostawcy – Rosji. Wojna w Ukrainie i sabotaż gazociągów Nord Stream radykalnie zmieniły tę architekturę. W odpowiedzi Unia Europejska zrezygnowała z rosyjskich dostaw, zwracając się w stronę skroplonego gazu ziemnego – głównie z USA. Dziś, w 2026 roku, Stany Zjednoczone są największym eksporterem LNG na świecie, a Europa stała się ich głównym odbiorcą. Ta zmiana nie oznacza jednak końca zależności – to jedynie zmiana jej charakteru. Zależność od Moskwy została zastąpiona zależnością od Waszyngtonu, a sam LNG stał się narzędziem polityki zagranicznej, którego ceny są kształtowane w sposób nieprzejrzysty i podatny na manipulacje.
- USA stały się największym eksporterem LNG na świecie, a Europa ich głównym odbiorcą. W 2025 roku do państw UE i Wielkiej Brytanii trafiło 63 proc. całego amerykańskiego LNG, co oznacza czterokrotny wzrost wolumenu w porównaniu z 2021 rokiem – z 21 mld m³ do szacowanych 81 mld m³.
- Przepaść cenowa między USA a Europą daje amerykańskim firmom marże 200-300 proc. W 2025 roku TTF (europejski benchmark) kształtował się średnio na poziomie 13,5 dolara za MMBtu, podczas gdy Henry Hub (amerykański benchmark) wynosił około 4,5 dolara.
- Polska płaci wysoką cenę za transformację energetyczną. W 2025 roku Orlen przyjął w terminalu w Świnoujściu rekordowe 6 mln ton LNG – o 30 proc. więcej niż rok wcześniej. Terminal po rozbudowie osiągnął moc regazyfikacyjną 8,3 mld m³ rocznie, a Polska buduje drugi terminal w Gdańsku.
W 2025 roku Stany Zjednoczone jako pierwszy kraj w historii wyeksportowały ponad 100 mln ton metrycznych LNG w ciągu jednego roku. To około 140 mld m³ gazu ziemnego – objętość porównywalna z całkowitym rocznym zużyciem Niemiec. W ciągu zaledwie kilku lat USA przeszły od bycia importerem netto LNG do absolutnego dominatora rynku globalnego, wyprzedzając Katar i Australię. To właśnie Europa jest głównym kierunkiem amerykańskiego eksportu. W pierwszych dziesięciu miesiącach 2025 roku do państw UE i Wielkiej Brytanii trafiło 63 proc. całego amerykańskiego LNG. Według danych Instytutu Energetyki i Finansów, w 2025 roku USA odpowiadały za 57 proc. importu LNG do UE, w porównaniu z zaledwie 21 proc. w 2021 roku – wzrost niemal czterokrotny w skali wolumenowej, z 21 mld m³ w 2021 roku do szacowanych 81 mld m³ w 2025 roku. W styczniu 2026 roku udział ten tymczasowo wzrósł do 80 proc., co było spowodowane głównie zakłóceniami na innych szlakach dostaw.
Kluczową przewagą USA jest nie tylko skala, ale także elastyczność. Amerykański LNG jest w większości produkowany bez długoterminowych kontraktów wiążących odbiorców, co pozwala amerykańskim eksporterom na szybkie reagowanie na zmiany cen na rynkach spot. Jednocześnie jednak to właśnie ta cecha czyni rynek podatnym na gwałtowne wahania i manipulacje – amerykańskie firmy mogą wstrzymywać lub przekierowywać dostawy w zależności od tego, gdzie w danym momencie cena jest wyższa. Dla Europy, która pilnie potrzebuje gazu, oznacza to, że jest skazana na łaskę amerykańskich dostawców.
Przepaść między Henry Hub a TTF
Rynek LNG opiera się na trzech głównych benchmarkach cenowych. Henry Hub to cena gazu ziemnego w punkcie dostaw w Luizjanie, bazująca na płynnym rynku futures. TTF, czyli Title Transfer Facility w Holandii, to europejski benchmark dla gazu, w tym LNG. JKM, Japan Korea Marker, to główny benchmark dla spotowego LNG w Azji. Różnica między tymi wskaźnikami jest znacząca. W 2025 roku TTF i JKM kształtowały się średnio na poziomie około 13,5 dolara za MMBtu, podczas gdy Henry Hub wynosił około 4,5 dolara za MMBtu. Oznacza to, że amerykański gaz sprzedawany w Europie lub Azji przynosi marże sięgające 200-300 proc. w stosunku do ceny krajowej w USA.
Większość długoterminowych kontraktów LNG zawiera formuły cenowe powiązane z notowaniami giełdowymi, ale z dodatkiem stałej marży oraz kosztów skraplania i transportu. W praktyce oznacza to, że amerykańscy eksporterzy zarabiają nie tylko na samej sprzedaży gazu, ale także na jego przetworzeniu i logistyce. Jak zauważa analiza Timera Energy, rosnąca konwergencja globalnych cen LNG z cenami amerykańskimi w miarę wzrostu nowej podaży może zmienić strukturę zysków w nadchodzących latach. Jednak w 2025 i 2026 roku ta konwergencja jest wciąż odległa, a marże pozostają na rekordowo wysokich poziomach.
Rynek spot LNG jest w dużym stopniu nieprzejrzysty. Transakcje są zawierane dwustronnie, a ceny nie są publicznie raportowane w sposób jednolity. Główne agencje cenowe publikują szacunki, ale opierają się one na niekompletnych danych. W praktyce oznacza to, że duzi gracze – zwłaszcza amerykańscy eksporterzy – mają znaczną przewagę informacyjną nad mniejszymi odbiorcami, co pozwala im na kształtowanie cen na swoją korzyść.
Europa wymieniła Moskwę na Waszyngton. Ambasador USA ostrzega Brukselę
Unia Europejska w ciągu zaledwie czterech lat zastąpiła rosyjski gaz amerykańskim LNG, ale cena tej zmiany jest wysoka. Amerykański LNG jest nie tylko droższy od rosyjskiego gazu rurociągowego, ale także uzależnia Europę od decyzji politycznych podejmowanych w Waszyngtonie. W marcu 2026 roku ambasador USA przy UE ostrzegł, że Bruksela musi wdrożyć umowę handlową ze Stanami Zjednoczonymi bez żadnych zmian, podkreślając, że korzystny dostęp do amerykańskiego LNG nie jest dany raz na zawsze. To wyraźny sygnał, że LNG jest traktowane przez USA jako narzędzie polityki handlowej i nacisku.
Jednocześnie Europa pozostaje narażona na skutki konfliktów geopolitycznych, w które Stany Zjednoczone są zaangażowane. Kryzys na Bliskim Wschodzie – w tym atak na katarskie pole gazowe i zamknięcie Cieśniny Ormuz – spowodował gwałtowny wzrost cen LNG na rynkach światowych. Giełdowe notowania amerykańskich eksporterów LNG, takich jak Cheniere Energy, gwałtownie wzrosły po informacjach dobiegających z Kataru. Amerykańskie firmy gazowe powiązane z administracją Trumpa mogą zarabiać setki milionów dolarów tygodniowo dzięki kryzysowi na Bliskim Wschodzie – a to Europa płaci rachunek.
W przeciwieństwie do Europy, Chiny prowadzą zrównoważoną politykę importową. W 2025 roku Rosja awansowała z trzeciego na drugie miejsce pod względem dostaw LNG na rynek chiński, wyprzedzając Australię. Rosyjski LNG był w listopadzie 2025 roku najtańszy spośród dwunastu głównych kierunków dostaw do Chin, kosztując średnio około 9,85 dolara za MMBtu. Jednocześnie Chiny kontynuują import z Australii, Kataru, USA i innych źródeł, utrzymując elastyczność i zdolność do gry dostawcami. Pekin nie pozwala, by którykolwiek dostawca zyskał dominującą pozycję. Nawet w obliczu presji amerykańskiej, Chiny nie rezygnują z rosyjskiego gazu – wręcz przeciwnie, wykorzystują go jako narzędzie obniżania cen od innych dostawców. To strategia, której Europa nie może naśladować ze względu na geograficzne i polityczne ograniczenia.
Rosja zarabia mimo sankcji. Amerykańskie firmy biją rekordy zysków
Mimo unijnych sankcji, które zakładają całkowite wstrzymanie importu rosyjskiego LNG do końca 2026 roku, Rosja pozostaje aktywnym graczem na rynku globalnym. Przekierowuje swoje dostawy do Azji, gdzie ceny są wyższe, a ryzyko sankcji – mniejsze. W 2025 roku Rosja była trzecim co do wielkości eksporterem LNG na świecie, po USA i Katarze. Paradoksalnie, konflikt na Bliskim Wschodzie w 2026 roku może wzmocnić pozycję Rosji jako eksportera energii, gdyż kraje poszukujące alternatywnych dostaw w obliczu zakłóceń w Cieśninie Ormuz będą zmuszone sięgać po rosyjski surowiec. To pokazuje, że rynek LNG jest głęboko połączony – zakłócenia w jednym regionie natychmiast przekładają się na zyski dostawców z innych regionów.
Największymi beneficjentami obecnej sytuacji są amerykańskie firmy energetyczne. Według analizy portalu Onet, amerykański eksport LNG mógłby przynieść nawet 4 mld dolarów nadzwyczajnych zysków w ciągu zaledwie miesiąca, gdyby zakład w Katarze pozostał zamknięty. To kwota, która pokazuje skalę spekulacyjnego potencjału LNG – każda przerwa w dostawach z innego regionu natychmiast przekłada się na rekordowe marże amerykańskich eksporterów. Globalny rynek LNG wchodzi w nową fazę. Według analiz Deloitte, krótkoterminowe wahania cen coraz częściej ustępują miejsca głębokim, strukturalnym zmianom. Nowe moce produkcyjne w USA, planowany wzrost o 30-45 mln ton rocznie do 2028 roku, oraz w Katarze, wzrost z 77 mln ton do 126 mln ton do 2030 roku, spowodują stopniowe zwiększenie podaży, co w dłuższej perspektywie może obniżyć ceny. Wprowadzenie nowych mocy produkcyjnych LNG do eksploatacji w latach 2026-2029 wzbudziło już obawy producentów o nadmiar surowca, który może obniżyć rentowność.
Prognozy Bernstein przewidują, że globalny popyt na LNG wzrośnie do około 441 mln ton rocznie w 2026 roku, co oznacza wzrost o około 8,5 proc. rok do roku, ale ceny spot mają spaść z około 12 USD/MMBtu w 2025 roku do średnio około 9 USD/MMBtu w latach 2026-2030. Globalny rynek LNG przejdzie z lekkiego napięcia w 2025 roku do nadwyżki podaży w 2027 roku, osiągając szczyt nadwyżki w 2029 roku. Oznacza to, że okres najwyższych marży dla amerykańskich eksporterów może dobiegać końca – ale nie oznacza końca amerykańskiej dominacji.
Polska na celowniku
Dla Polski transformacja LNG jest szczególnie widoczna. W 2025 roku Orlen przyjął w terminalu w Świnoujściu rekordowe 6 mln ton LNG – o 30 proc. więcej niż w roku poprzednim. Terminal w Świnoujściu, po rozbudowie o trzeci zbiornik i nowe nabrzeże, osiągnął moc regazyfikacyjną 8,3 mld m³ rocznie. W listopadzie 2025 roku Polska świętowała 400. dostawę LNG do terminalu w Świnoujściu, który od momentu uruchomienia w 2015 roku przyjął ponad 40 mld m³ gazu. Polska płaci jednak wysoką cenę za tę niezależność. Jako kraj nieposiadający własnych złóż gazu, jesteśmy całkowicie uzależnieni od importu. Gdy ceny LNG na światowych rynkach rosną – na skutek konfliktów, zakłóceń czy spekulacji – rosną również ceny dla polskich odbiorców. Blokada Cieśniny Ormuz w marcu 2026 roku spowodowała gwałtowny wzrost cen gazu na Towarowej Giełdzie Energii w Polsce, co jest bezpośrednim odzwierciedleniem globalnych napięć.
W odpowiedzi na rosnące zapotrzebowanie i potrzebę elastyczności, Polska buduje drugi terminal LNG w Gdańsku. Nowa instalacja zwiększy całkowite zdolności importowe kraju i pozwoli na lepsze negocjowanie cen poprzez większą elastyczność w wyborze dostawców. Jednak nawet z dwoma terminalami Polska pozostanie uzależniona od globalnych rynków LNG i decyzji podejmowanych w Waszyngtonie, Dosze czy Moskwie.
Nadwyżka podaży w 2027 roku? 3 ryzyka pozostają
Lata 2026-2030 przyniosą największy w historii przyrost mocy produkcyjnych LNG. USA planują zwiększenie produkcji o 30-45 mln ton rocznie, Katar o 49 mln ton rocznie. Analitycy spodziewają się, że globalny rynek LNG przejdzie z lekkiego napięcia w 2025 roku do nadwyżki podaży w 2027 roku, osiągając szczyt nadwyżki w 2029 roku. W praktyce oznacza to stopniowy spadek cen, który może przynieść ulgę europejskim odbiorcom. Rosnące zapotrzebowanie na LNG w Azji Południowo-Wschodniej – Wietnam, Filipiny, Indonezja – oraz w Indiach będzie konkurować z europejskim popytem. W 2026 roku globalny popyt na LNG ma wzrosnąć o około 8,5 proc. Oznacza to, że nawet przy rosnącej podaży, rynek pozostanie napięty, a ceny – podatne na zakłócenia.
Doświadczenia marca 2026 roku – atak na katarskie pole gazowe, zamknięcie Cieśniny Ormuz – pokazują, że rynek LNG jest niezwykle wrażliwy na wydarzenia geopolityczne. Każda przerwa w dostawach z jednego regionu natychmiast przekłada się na wzrost cen w innych regionach, a tym samym na wzrost zysków amerykańskich eksporterów. To ryzyko nie zniknie, nawet gdy pojawi się nadwyżka podaży – wręcz przeciwnie, im więcej regionów będzie uzależnionych od importu LNG, tym więcej punktów zapalnych może wpływać na ceny.
Opracowano na podstawie: danych Instytutu Energetyki i Finansów, prognoz Deloitte, analiz Timera Energy, raportów Bernstein, informacji Orlenu, doniesień o konflikcie na Bliskim Wschodzie oraz wypowiedzi ambasadora USA przy UE.
Fot. Unsplash.