Wzburzone wody – europejski rynek gazu w czasie pandemii

Pandemia i działania mające ograniczyć jej rozprzestrzenianie się zmieniają drastycznie światową i europejską sytuację gospodarczą. Choć ich ostateczne skutki są nieznane, już teraz odbijają się na funkcjonowaniu rynków energetycznych. Maleje popyt na gaz – we Włoszech, Francji i Niemczech w drugiej połowie marca o kilkanaście do ponad 20%. Równolegle rośnie nadpodaż surowca, co jest rezultatem rozpędzonej produkcji na świecie i zwiększania eksportu LNG., a w Europie także pochodną obniżonego w związku z pandemią importu odbiorców azjatyckich. W marcu dostawy LNG do Europy osiągnęły rekordowy wolumen – ok. 15 mld m³. W efekcie ceny surowca na giełdach spadają do wyjątkowo niskich poziomów. Sytuacja na rynku uderza w eksporterów i odbijać się będzie na inwestycjach i podaży surowca. W pierwszym rzędzie poszkodowani są dostawcy LNG, w tym z USA. Kryzys nie omija jednak tradycyjnych eksporterów na rynek europejski (Rosji, Norwegii), a niskie ceny ropy przełożą się (z opóźnieniem) na spadek powiązanych z nimi cen gazu w kontraktach długoterminowych.

Obecne warunki wydają się idealne do przyspieszenia procesu tworzenia światowego rynku gazu, szczególnie LNG. Zaostrzająca się walka o udziały w rynku powinna też być kolejnym impulsem do wdrażania unijnych reguł gry przez wszystkich dostawców, wzrostu konkurencyjności i rezygnacji z wykorzystywania gazu do celów pozarynkowych. Obniżony popyt oraz nadpodaż mogą też sprzyjać integracji w UE i swobodnemu przepływowi surowca na wspólnym rynku. Nie można jednak wykluczyć, że gwałtownie pogarszające się warunki skłonią eksporterów do jakiejś formy koordynacji działań. Jest też możliwe, że po pandemii pojawią się w UE tendencje do ochrony krajowych rynków i tworzenia dodatkowych barier, mających np. służyć ożywieniu niektórych gospodarek czy branż.

Rekordowo niskie ceny są kolejną przesłanką, by zwiększać rolę gazu jako paliwa przejściowego w zgodnej z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu transformacji energetycznej. Nie można jednak wykluczyć, szczególnie jeśli kryzys potrwa dłużej i boleśnie odbije się na finansach publicznych, że nadpodaż tanich węglowodorów zacznie hamować przechodzenie do niskoemisyjnych źródeł energii.

Koronawirus a popyt na gaz w UE

Pandemia i związane z nią ostre spowolnienie aktywności gospodarczej państw europejskich (równolegle do podobnych procesów w skali globalnej) skutkuje spadkiem popytu oraz rosnącą niepewnością co do jego poziomu w najbliższych miesiącach i kolejnych latach. Choć słabnięcie światowego popytu było przewidywane i widoczne już wcześniej, to skala i tempo obecnych spadków są niespodziewane. Niejasne też jest, czy i w jakim stopniu będą one trwałe. Choć nie ma jeszcze danych za marzec dla całej UE, to już widać, że najmocniej spada zużycie przez szeroko rozumiane usługi, przemysł i sektor generacji energii elektrycznej.

Zapotrzebowanie na gaz malało, choć w różnym stopniu, w większości państw unijnych^[1]. Wynikało to z różnic co do czasu i jakości wdrażanych restrykcji związanych z walką z koronawirusem, a także ze struktury zużycia gazu w poszczególnych krajach (roli tego surowca w przemyśle, generacji energii elektrycznej czy ciepłownictwie). Największe redukcje popytu w marcu można było zaobserwować we Włoszech, Francji, Belgii, Niemczech oraz w Wielkiej Brytanii. Najszybciej widoczny stał się spadek zużycia gazu w mocno i wcześniej od pozostałych państw europejskich poturbowanych przez koronawirusa Włoszech. Wprowadzeniu 10 marca obejmujących cały kraj restrykcji (tzw. lockdownu – m.in. zakazu opuszczania domów poza najpotrzebniejszymi przypadkami, czasowego wstrzymania działania szeregu podmiotów w sektorze usługowym i rozrywkowym itp.) towarzyszyło obniżenie zapotrzebowania na energię elektryczną i gaz ziemny. Według danych włoskiego operatora sieci Snam średnie dzienne zużycie gazu na rynku krajowym spadło w porównaniu z pierwszą dekadą marca o ok. 24% (stan na 6 kwietnia br.). Po zaostrzeniu przez Rzym restrykcji, w tym zamknięciu od 22 marca wszelkiej działalności produkcyjnej, widoczny był duży spadek zużycia gazu przez przemysł (co najmniej o 30% względem średniej z ostatnich trzech lat^[2]).

Duże spadki były widoczne we Francji (lockdown od połowy marca), gdzie do 5 kwietnia zapotrzebowanie na surowiec obniżyło się o 25% w porównaniu z pierwszą połową marca^[3]. W Belgii zużycie gazu zmalało w drugiej połowie miesiąca o 18% w porównaniu z pierwszą, a w Niemczech o 12,5%^[4]. W kwietniu należy spodziewać się dalszych spadków – także w tych państwach unijnych, które później zaczęły walczyć z rozprzestrzenianiem się pandemii. Według Rystad Energy przeważająca część państw UE utrzyma lockdown przez 30 dni, co doprowadzi do spadku popytu w okresie marzec–kwiecień o ponad 4 mld m³, czyli o ok. 4,4% w porównaniu z przewidywaniami sprzed pandemii. Z kolei IHS Markit przewiduje, że popyt w europejskim obszarze gospodarczym tylko w kwietniu może spaść o 5 mld m³ (12%) w stosunku do wcześniejszych prognoz, a w całym 2020 r. o 4% w porównaniu z rokiem ubiegłym. Trzeba jednak pamiętać, że ze względu na nieprzewidywalność sytuacji obecne prognozy, szczególnie te długoterminowe, szybko się dezaktualizują.

Niekończąca się nadpodaż na rynku LNG i ceny gazu

Widoczne spadki popytu na gaz następują w kontekście utrzymującej się od 2019 r. nadpodaży na światowych rynkach. Ubiegły rok był kolejnym, w którym wzrosły moce wytwórcze na rynku LNG i podaż surowca. Zwiększyło się także znaczenie Europy jako rynku zbytu dla gazu skroplonego – w związku z jego atrakcyjnością cenową, ale też spowolnieniem wzrostu popytu w Azji. Większość dostępnej na świecie w 2019 r. nadwyżki gazu skroplonego (w tym z rosnącego eksportu z USA i z Rosji^[5]) trafiła na rynek europejski. Dostawy LNG do UE po raz pierwszy w historii stanowiły aż 28% udziału w całości importu – były mniejsze tylko od dostaw rurociągowego gazu z Rosji i zepchnęły norweskie dostawy rurociągowe na trzecie miejsce. Łącznie sprowadzono 108 mld m³ LNG, czyli o 42% więcej niż rok wcześniej^[6]. Dostępność taniego gazu skroplonego oraz (niespełniona, choć oczekiwana przez rynek) wizja rosyjsko-ukraińskiego kryzysu gazowego przyczyniły się do tego, że Europa rozpoczęła rok 2020 z rekordowo pełnymi magazynami (zapełnienie w 88%). Również na koniec okresu wypompowywania gazu są one zapełnione w niespotykanym od lat stopniu (na koniec marca – 54%^[7]).

Nadpodaż surowca w 2019 r., ponadprzeciętnie wysokie temperatury oraz rosnąca konkurencja o udziały w rynku skutkowały wyjątkowo niskimi cenami na rynkach światowym i europejskim. W Azji zaczęły one mocniej spadać od początku 2020 r. w związku z walką Chin (a nieco później także Japonii, Korei Południowej i Indii) z pandemią oraz wyhamowaniem aktywności gospodarczej tych państw. Skutkowało to dalszym obniżeniem popytu i opóźnianiem lub odmową odbioru części zamówionych (w dużej mierze na rynku spotowym w USA) dostaw LNG przez niektórych odbiorców azjatyckich, m.in. w oparciu o klauzulę siły wyższej. Przyczyniało się to do zwiększania doraźnej nadpodaży na rynku globalnym i dalszego obniżania cen. W drugiej połowie marca na wodach światowych z nieodebranymi ładunkami LNG krążyło 15–20 gazowców, szukających nowych kupców dla surowca. Część z tej nadwyżki trafiała na rynek europejski. Według szacunków IHS Markit dostawy LNG do Europy w marcu 2020 r. wyniosły 15 mld m³ i miały być wyższe nie tylko od wolumenu z lutego br., lecz także z rekordowego do tej pory grudnia 2019 r. Wzrost dostaw LNG w okresie wyraźnie malejącego popytu europejskiego skutkuje szybkim wypełnieniem wolnych jeszcze przestrzeni w magazynach w Europie i presją na dalsze spadki cen.

Pod koniec marca widoczne były spadki cen surowca na większości giełd światowych. Na unijnej TTF osiągnęły wartości najniższe w historii prowadzonych pomiarów (przez Plattsa) – 6,95 euro/MWh, a dostawy LNG na zasadach DES (delivery ex ship) do Europy Północno-Zachodniej wyceniano poniżej 2 dolarów/MMBtu. Przy malejących różnicach cen pomiędzy rynkiem europejskim a azjatyckim ten pierwszy stawał się preferowanym miejscem zbytu gazu skroplonego i obszarem coraz większej rywalizacji dostawców surowca. Dodatkowo rośnie niepewność co do przyszłego poziomu cen gazu, w tym kontraktów terminowych. Do obniżek przyczyniać się będzie sytuacja na rynku ropy, której ceny (Brent, WTI), w związku z załamaniem popytu i saudyjsko-rosyjską wojną naftową, pod koniec marca spadły do najniższego od 18 lat poziomu (20 dolarów za baryłkę). Ma to bezpośrednie przełożenie przede wszystkim na długookresowe kontrakty na dostawy gazu i LNG, w których ceny powiązane są z cenami ropy/produktów ropopochodnych. Jednocześnie załamanie cen ropy zostanie w pełni odzwierciedlone w powiązanych z nią cenach gazu z opóźnieniem sześcio–dziewięciomiesięcznym (po takim okresie uwzględniane są zmiany w cenach rynkowych). W konsekwencji obecnie wyraźne są różnice pomiędzy cenami na giełdach/rynku spotowym a cenami z kontraktów długoterminowych powiązanych z ropą^[8], a nieuchronny, duży spadek w ciągu kilku miesięcy tych drugich będzie jednym z czynników ograniczających możliwość znacznego odbicia się cen na rynku. Również szybsze niż w latach ubiegłych zapełnianie europejskich magazynów ograniczy możliwość absorpcji rosnącej nadpodaży gazu w miesiącach letnich i jesienią, co stanie się kolejnym czynnikiem hamującym wzrost cen w dalszej części 2020 r.

Perfect storm dla producentów i eksporterów

Spadek popytu na świecie, rekordowo niskie ceny, którym towarzyszy załamanie na rynku ropy naftowej, a także pogłębiający się globalny kryzys gospodarczy są olbrzymimi wyzwaniami dla producentów i eksporterów węglowodorów. Dodatkowe wyzwanie stanowi fakt, że kryzys ma miejsce w czasie, gdy wiele światowych firm naftowo-gazowych rozpoczęło trudny i kosztowny proces transformacji swojej działalności, tak by była ona bardziej neutralna klimatycznie.

Spadające zapotrzebowanie na gaz w Europie dotknie zarówno dostawców LNG, jak i tradycyjnych graczy eksportujących surowiec gazociągami. Trudno jednak już teraz wyrokować, jak bardzo wyhamuje import gazu i w których dostawców uderzy najbardziej. Doświadczenia azjatyckie sugerują, że w większym stopniu spadać może odbiór surowca z krótkoterminowych kontraktów, co będzie negatywnie wpływać na eksporterów LNG i sprzedających surowiec na rynku spotowym. Widoczne to było już w drugiej połowie marca w przypadku Włoch, gdzie spadek popytu najmocniej odbił się na imporcie gazu skroplonego i z giełd północnoeuropejskich, a w mniejszym stopniu na dostawach realizowanych w ramach długookresowych kontraktów przez terytorium Austrii^[9]. Coraz niższe ceny i słabnący popyt mogą szczególnie mocno uderzyć w amerykańskich producentów i eksporterów, którym coraz trudniej jest pokryć koszty produkcji i transportu surowca (m.in. w związku z malejącą różnicą pomiędzy cenami w hubie Henry Hub i np. TTF). Według obecnych prognoz produkcja gazu w USA będzie spadać i w grudniu 2020 r. będzie niższa o ponad 7% od wydobycia w marcu br. Eksport LNG ma się jednak zacząć stopniowo obniżać dopiero w trzecim kwartale br.^[10] Pod koniec marca 2020 r. średni dzienny eksport gazu przez USA był najwyższy w historii^[11]. Przy wciąż wysokim poziomie produkcji i spadającej konsumpcji surowca w Stanach Zjednoczonych jego wysoki eksport do Europy może utrzymywać się do czerwca–lipca (i momentu zapełnienia europejskich magazynów). W rzeczywistości spadającego popytu w UE zaostrzałoby to konkurencję o udziały w rynku z tradycyjnymi dostawcami.

Utrzymująca się nadpodaż i niskie ceny na rynku oznaczają też, że dla wielu odbiorców w Europie na razie mniej konkurencyjne cenowo są dostawy gazu z długoterminowych kontraktów, z cenami powiązanymi z cenami ropy / produktów ropopochodnych i reagujące na warunki rynkowe z kilkumiesięcznym opóźnieniem. Może to być obecnie niekorzystne dla dostawców takich jak Algieria czy Rosja, a odbiorców skłaniać do optymalizacji kosztowej zakupów – korzystania z najtańszych dostępnych ofert i odbierania minimum w ramach kontraktów długoterminowych oraz przekładania części zobowiązań wynikających z klauzul take or pay na drugą część roku, kiedy także ceny kontraktowe powinny wyraźnie spaść. Silne spadki tych cen pod koniec 2020 r. mogą odwrócić sytuację i paradoksalnie zwiększyć atrakcyjność dostaw surowca indeksowanych do ropy.

Skutki kryzysu będą więc także wyraźnie odczuwane przez tradycyjnych graczy na rynku europejskim. Odbije się to na wynikach rosyjskiego Gazpromu, który wciąż sprzedaje większość surowca w ramach kontraktów długoterminowych (choć coraz więcej także przez elektroniczną platformę w Petersburgu i giełdy europejskie). Według dostępnych danych, pomimo niskich cen gazu oraz w związku m.in. z wyższymi niż przeciętne temperaturami i rosnącą konkurencyjnością LNG (zanim efekty pandemii stały się mocno odczuwalne w Europie), eksport Gazpromu zarówno w styczniu, jak i lutym br. był niższy niż w analogicznych miesiącach rok wcześniej. Nie jest jasne, czy i kiedy najwięksi dostawcy na rynek europejski (oprócz Rosji także Norwegia, Algieria i Katar) wobec załamujących się cen zdecydują się na działania mające na celu podtrzymanie ich poziomu oraz który zareaguje jako pierwszy. Na razie wszystkie strony pomimo malejących dochodów eksportowych grają o utrzymanie udziałów w rynku. W dłuższej perspektywie w relatywnie najlepszym położeniu, by przetrwać niekorzystną sytuację rynkową, powinni być eksporterzy z najniższymi krańcowymi kosztami produkcji i najbliżsi rynków zbytu – w przypadku Europy Katar i Rosja. Nie można jednak wykluczyć, że elastyczność oraz zdolność do szybkiego cięcia kosztów i optymalizacji działań producentów amerykańskich działać będzie na ich korzyść również w czasie kryzysu.

Kryzys gospodarczy, załamanie cen ropy i sytuacja na rynku gazu łączą się także ze spadkiem inwestycji – będą wpływać na tempo realizacji tych już rozpoczętych oraz skutkować odkładaniem w czasie lub rezygnacją z nowych. W skali całego świata następują rewizje planów inwestycyjnych i cięcia planowanych wydatków kapitałowych zarówno prywatnych, jak i państwowych firm gazowych czy naftowo-gazowych (Shell, ENI, BP, Equinor i inni). Już w połowie lutego Katar w związku z niskimi cenami gazu opóźnił prace nad największym na świecie projektem LNG. Obecna sytuacja może też negatywnie wpłynąć m.in. na inwestycje w nowe terminale eksportowe w USA (szczególnie te, których rozpoczęcie realizacji zostało już w ubiegłym roku opóźnione w związku z amerykańsko-chińską wojną handlową) i kondycję stojących za nimi firm. Dotyczy to m.in. projektu Telluriana Driftwood LNG – firma poinformowała o reorganizacji i cięciu kosztów, by zabezpieczyć środki na realizację inwestycji – czy projektu Lake Charles LNG, z którego wycofał się Shell^[12]. Opóźnienia obejmą także projekty w Australii (Woodside ogłosił cięcie wydatków na br. o 50% i odłożył ostateczne decyzje inwestycyjne dotyczące trzech projektów LNG wartych w sumie 50 mld dolarów^[13]) i Kanadzie (opóźnienie realizacji projektu Woodfibre LNG na 2021 r.; wycofanie się inwestora z GNL Quebec). Egipt natomiast wstrzymał do czerwca eksport ze swojego jedynego terminalu Idku LNG^[14].

Dodatkowo utrudnieniem dla przyszłych inwestycji mogą się stać niektóre decyzje administracyjne mające na celu ograniczenie skutków koronawirusa dla gospodarek poszczególnych krajów – jak np. wprowadzony przez Australię tymczasowy wymóg zgody rządowej na jakiekolwiek nowe inwestycje zagraniczne^[15]. Wpływ obecnej sytuacji na inwestycje nie jest natychmiastowy i jednorodny – równolegle z ww. zmianami planów wydawane są kolejne licencje eksportowe w USA i trwa realizacja szeregu wcześniej zaplanowanych projektów, brak też sygnałów o wyhamowaniu inwestycji rosyjskich. Wraz z pogłębianiem się i rozszerzaniem na kolejne kraje światowego kryzysu związanego z COVID-19 będzie się to zmieniać. W dłuższym okresie spadek inwestycji w nowe projekty przyczyni się do ograniczenia podaży gazu oraz ułatwi dostosowanie jej do osłabionego popytu i zrównoważenie sytuacji na rynku.

Próba prognozy – co to znaczy dla Europy

Obecna sytuacja to jedno z trudniejszych doświadczeń dla gospodarki światowej i europejskiej oraz poszczególnych sektorów, w tym gazowego. Dotyka wszystkie podmioty działające na rynku (od producentów do konsumentów), a jej ostateczne skutki są wciąż nieznane. Choć może wyłącznie pogłębić widoczne już procesy i trendy rynkowe, to niewykluczone, że zasadniczo zmieni także podstawy funkcjonowania rynku i reguły gry. Prawdopodobieństwo tego scenariusza wzrośnie w przypadku głębokiego i długotrwałego kryzysu gospodarczego w konsekwencji pandemii i związanych z nim przemian politycznych – w tym deglobalizacji i zaostrzenia konfliktów, rosnącej izolacji USA oraz wzrostu protekcjonizmu i tendencji odśrodkowych w UE.

Gwałtownie spadki cen gazu ziemnego (podobnie jak ropy) są olbrzymim wyzwaniem dla europejskich firm, szczególnie że wiele z nich podjęło kosztowne działania restrukturyzacyjne, by wspierać trwającą transformację energetyczną i cele Europejskiego Zielonego Ładu. Jednocześnie niespotykana dostępność taniego gazu na rynku to dobra wiadomość dla coraz bardziej zależnych od importu europejskich odbiorców surowca.

Do niedawna, ze względu na malejące znaczenie UE na globalizującym się rynku światowym (w związku m.in. z silnym wzrostem popytu w Chinach i innych gospodarkach azjatyckich), obawiano się o dostęp do surowców i ich koszty dla odbiorców europejskich. Obecna sytuacja pozwala de facto wybierać w ofertach i sprzyja jeszcze szybszemu tworzeniu się światowego rynku gazu, w tym przede wszystkim LNG. Stanowi też dodatkowy element presji na tradycyjnych, rurociągowych dostawców gazu (w tym Rosję), by liberalizowali swoje zasady handlu gazem i oferowali surowiec na najbardziej atrakcyjnych i elastycznych warunkach. W aktualnej sytuacji wyjątkowo mało prawdopodobne i kontrproduktywne wydają się m.in. gry dostawami (czy tranzytem) gazu ze strony Gazpromu – przynajmniej w przypadku państw unijnych, których przeważająca większość ma dostęp do alternatywnych źródeł surowca. Utrzymywanie się niskich cen gazu (i ropy) może prowadzić do prób rewizji cen w niektórych długoterminowych kontraktach, w tym niekorzystnych w obecnych warunkach (i w porównaniu z cenami na rynku spotowym) kontraktach na dostawy LNG.

Zarazem duża dostępność taniego gazu na globalnym rynku i pogarszająca się kondycja finansowa europejskiego sektora gazowego (przy jednoczesnej tendencji do odchodzenia od dofinansowywania inwestycji gazowych ze środków unijnych) mogą skutkować szybszym ograniczaniem produkcji wewnętrznej w UE i wyhamowaniem inwestycji w nowe wydobycie (Morze Czarne, Morze Śródziemne), a więc i szybszym niż się spodziewano wzrostem zależności od importu. To z kolei mogłoby komplikować sytuację europejskich odbiorców w późniejszym, pokryzysowym okresie. Byłoby to też wbrew widocznego już trendu do skracania łańcuchów dostaw i przynajmniej częściowej deglobalizacji handlu, także w przypadku surowców energetycznych.

Rosnąca obecnie konkurencja na rynkach gazu, w tym europejskim, powinna ułatwiać wyrównywanie reguł gry (level playing field) pomiędzy dostawcami i dywersyfikację źródeł dostaw – niskie ceny umożliwiają teraz import gazu na rynek europejski z de facto najbardziej odległych miejsc na świecie. Wydaje się zatem, że jest to idealny moment, by zadbać na poziomie UE o pełne wdrożenie unijnych zasad rynkowych (np. związanych z dostępem do istniejącej czy realizowanej infrastruktury, takiej jak Nord Stream 2, oraz z zasadami jej użytkowania) i wymóc ich stosowanie przez zewnętrznych dostawców. Nie można jednak wykluczyć, że drastycznie pogarszające się warunki dla dostawców gazu zmienią ich dotychczasowe strategie eksportowe i skłonią do jakiejś formy koordynacji działań w celu podtrzymania poziomu cen i podziału rynku. Ten scenariusz wydaje się jednak obecnie bardzo mało prawdopodobny.

Utrzymywanie się niskiego popytu na Starym Kontynencie w warunkach nadpodaży i pełnych magazynów może też przyczyniać się do integracji europejskiego rynku – gaz powinien płynąć tam, gdzie jest najbardziej potrzebny i gdzie na jego sprzedaży można najwięcej zarobić. Jest jednak również prawdopodobne, że część zmagających się z kryzysem państw europejskich będzie chciała wesprzeć krajowe podmioty i rynki, by pobudzić gospodarkę, i zdecyduje się na działania tworzące bariery dla swobodnego przepływu surowca lub/i handlu nim, spowalniające integrację lub prowadzące do fragmentacji rynku. Tego typu pokryzysowy protekcjonizm i dbałość o własną gospodarkę mogą też stanowić wyzwanie dla pełnego wdrażania unijnego prawa (np. w przypadku Nord Streamu 2 nie jest wykluczone, że Niemcy będą bardziej skłonne do przyznania preferencji umożliwiających szybkie ukończenie gazociągu i zapewnienie dostaw taniego gazu z Rosji).

Niedrogi i łatwo dostępny gaz sprzyja wykorzystywaniu w coraz większym stopniu istniejącej infrastruktury gazowej i może ułatwiać szybkie ukończenie rozpoczętych inwestycji, szczególnie tych umożliwiających elastyczne adaptowanie się do warunków rynkowych (terminali LNG, w tym pływających). Równocześnie jednak obecna sytuacja, uderzając w europejskie firmy gazowe, może prowadzić do ograniczenia środków na inwestycje w nową infrastrukturę gazową, a zarazem stanowić argument za opóźnianiem realizacji kolejnych gazociągów czy terminali lub nawet rezygnacją z ich budowy na rzecz inwestycji spójnych z założeniami Europejskiego Zielonego Ładu. Szczególnie zagrożone są projekty będące w fazie planowania, co do których nie podjęto ostatecznej decyzji, m.in. te we wschodniej części Morza Śródziemnego (EastMed) lub o nieoczywistej opłacalności (np. chorwacki terminal LNG w Omišalj).

Niskie i wciąż spadające ceny surowca zwiększają jego atrakcyjność jako paliwa przejściowego, mogącego odegrać ważną rolę w transformacji energetycznej do neutralnej klimatycznie gospodarki. Może to przełożyć się na rosnący udział gazu w miksie europejskim (już od jakiegoś czasu widać to np. w generowaniu energii elektrycznej). Z drugiej zaś strony, jeśli ceny gazu (podobnie jak ropy naftowej) będą niskie przez dłuższy czas, szczególnie w warunkach kryzysu gospodarczego, to mogą stać się czynnikiem hamującym przejście do zielonych, wymagających dodatkowych inwestycji źródeł energii, w tym także sprzyjać odsuwaniu w czasie kosztownych decyzji związanych m.in. z dekarbonizacją gazu i realizacją ambitnej klimatyczno-energetycznej agendy UE.