Światowi importerzy LNG mogą ponieść dodatkowe koszty w wysokości 39 mld dolarów w 2026 roku — OilPrice

Globalni importerzy skroplonego gazu ziemnego mogą w 2026 roku wydać co najmniej o 39 mld dolarów więcej na zakupy kontraktowe i spotowe, choć wolumen kupowanego LNG spadnie o 60,7 mln ton. Taką prognozę analityków Rystad Energy przytacza OilPrice.

Model Rystad Energy zakłada, że dostawy LNG z Kataru i Zjednoczonych Emiratów Arabskich będą niedostępne od marca do końca 2026 roku. W tym scenariuszu łączne wydatki importerów mogą wzrosnąć z wcześniej szacowanych 217,8 mld dolarów do co najmniej 256,3 mld dolarów, czyli o 18%.

Największe koszty prognozowane są dla Europy

Europa, według szacunków Rystad Energy, zmierzy się z największym wzrostem wydatków: jej rachunek za LNG może wzrosnąć o co najmniej 12 mld dolarów, czyli o 18%. Jednocześnie oczekuje się, że popyt w regionie spadnie o 24 mln ton.

Przed rozpoczęciem konfliktu dla Europy na 2026 rok zaplanowano 24,7 mln ton katarskiego LNG. Analitycy uważają, że region otrzyma o 20,6 mln ton mniej niż wynosi ten wolumen. Europa już kupuje około 65% LNG na rynku spot, dlatego możliwość istotnego zwiększenia takich zakupów jest ograniczona.

Więcej aktualnych wiadomości na kanale UA.News w Telegramie Telegram.

Azja Wschodnia ma większą ochronę kontraktową

Prognozuje się, że Azja Wschodnia odnotuje mniejszy względny wzrost kosztów — o 9,7%. Udział zakupów spot w regionie wynosi 14,5%, a szerszy portfel kontraktów poza Bliskim Wschodem oraz niższy popyt na LNG częściowo ograniczają ryzyko zakłóceń.

Według Rystad Energy 82% długoterminowych kontraktów LNG Azji Wschodniej jest powiązanych z cenami ropy. Ceny w takich kontraktach wzrosły o około 28%, podczas gdy w kontraktach powiązanych z hubami gazowymi i wskaźnikami spot — o 72%. Średnia cena LNG dla Europy wzrosła o 47%, według szacunków firmy.

Starszy analityk Gas & LNG Research w Rystad Energy, Christoph Halser, powiedział, że dywersyfikacja wskaźników cenowych może pomóc kontrolować koszty, ale nie gwarantuje fizycznej dostępności gazu. Jego zdaniem importerzy powinni oceniać ryzyko zakłóceń dostaw obok ryzyka cenowego oraz uwzględniać niezawodność tras dostaw.