Analiza kontraktowa naszego importu LNG na przełomie III / IV kw. 2026

1.
Kontrakty z QatarEnergy - dostawy z Ras Laffan w formule DES, realizowane jedn. Q-Flex - średni ład. 1396 GWh.
Realizacja obu kontraktów zawieszona od 7-ciu miesięcy, co ma wymiar braku min. 10-ciu ładunków.
Przy 4-ch odebranych dostawach w I kwartale* i dalszej nie realizacji kontraktu w IV kw., łączna ilość nieotrzymanych dostaw w 2026 roku wyniesie 14! To brak ok. 1,27 mln ton LNG.

2.
Kontrakt z Cheniere Marketing International - dostawy z Sabine Pass i Ingleside w formule DES.
Realizacja kontraktu o wym. 1,45 mln ton/rok (21 ład. jednostkami kl.174) bezproblemowa i regularna od zawsze! Dodatkowo, jest to istotny wytwórca naszych zakupów spotowych z obu terminali. 

3.
Kontrakt z Venture Global - w formule FOB, z odbiorami z Calasieu Pass.
Po ponad 2-letnim opóźnieniu realizacji kontraktu (od I-2023 do IV-2025 → arbitraż nadal nierozstrzygnięty!), tegoroczna realizacja odbywa się nominalnie dla kontraktowego wymiaru 1,5 mln ton/rok (22 odbiory przez „nasze” metanowce kl. 174/HHI/HSHI/DSME). W obecnym, całym roku realizacji umowy, dokonaliśmy przez 3 kwartały 16 odbiorów i pozostało jeszcze 6 - po 2 ładunki w miesiącu.  

4.
Kontrakt z Venture Global - w formule FOB, z odbiorami z Plaquemines.
Jest nie realizowany od I-2025 roku! Wg. deklaracji Venture Global (z …1 kwietnia 2025 r!), zainicjowanie możliwości naszych odbiorów ma nastąpić … po 31.10.2026 r. (dlaczego nie od 01.11.2026?). Wymiarem tego kontraktu są 4 mln ton/rok, tj. 59 odbiorów metanowcami kl. 174/HHI/HSHI/DSME, czyli 15 ład. kwartalnie / 5 miesięcznie. Czy i w jakim wymiarze nastąpią odbiory w IV kw. - po 31.10.2026 r?

5.
Stan zmagazynowana pewność jutra na dzień 30.09.2026 roku wyniósł 99%. Już od połowy września napełnienie oscylowało >98%. Szczyt wystąpił w dobie 29/30.09. = 36465,5 GWh = 98,96%. Wymiarem energetycznym 100% napełnienia jest 36849,1 GWh = 35 średnich dostaw metanowcami kl.174/HHI/HSHI/DSME (+ 1 ładunek na dokonanie regazyfikacji LNG z 35-ciu dostaw).

6.
Energetyczny wymiar 550 TWh odebranego LNG przez Terminal Świnoujście prawdopodobnie zostanie osiągnięty w dostawie [470.] ogółem, tj. 4-tej październikowej. Czyli po niecałych 11-tu latach (od 11.12.2015 r.). [ 550 TWh = ~ 35,5 mln ton LNG = ~ 82,6 mln m³ LNG = ~ 48 mld m³ g.zm.]
Średnia dostawa ok. 1170 GWh (QatarEnergy śr. 1396 GWh x172 ład., inni śr. 1047 GWh x298 ład).
Granicę 500 TWh osiągnęliśmy w dostawie [425.] 28 lutego 2026 roku - w dniu początku blokady Ormuz. 

Analiza kontraktowo-logistyczno-technologiczna dla 2027 roku.

Założenia:
- całoroczne zawieszenie realizacji dostaw od QatarEnergy - brak min. 18 kolejnych  ładunków (ad.1)!
- typowa realizacja kontraktów z CMI (ad.2) i VG-Calcasieu Pass (ad.3).
- nominalna całoroczna realizacja kontraktu z Venture Global-Plaquemines (ad.4) - oby!
+ (**).

Przy takowych założeniach:
- łączna ilość ładunków kontraktowych, dostarczonych (21 przez CMI) i odebranych (81 od VG, tj. 22 z Calcasieu Pass +59 z Plaquemines) = 102, ze średnią wielkością 1055 GWh (dowozy zasadniczo LNGC kl. 174).
- max zdolność techniczna regazyfikacji LNG przez Terminal Świnoujście to 264 GWh/doba, co umożliwia regazyfikację śr. ładunku 1055 GWh w 4 doby, a rocznie 90 takich dostaw. W 2025 r. Term. Świnoujście dokonał 81 odbiorów, w tym 17 z Q-Flex (śr. 1396 GWh), co przeliczeniowo daje łącznie 87 ładunków po 1055 GWh.
- pozostałe 12 dost. (1-ną miesięcznie) mogłaby nam obsłużyć Kłajpeda (odbiór/regazyfikacja/przetłoczenie). Chyba nadal mamy umowę na taką usługę?
- realizację 81 odbiorów od VG (z obu terminali), może obsłużyć „nasza” już kompletna „flota” 8-miu metanowców - po 10 dowózek w roku na jedn. Co byłoby optymalną eksploatacją, tj. podróż okrężna Zatoka Meksamerykańska ↔ Zatoka Pomorska w 36 dób: oba trawersowania Atlantyku po 14 dób + po 2 doby na załadunek/wyładunek (można w 1,5 d). Pozostaje rezerwa ok. 4 doby na dodatkowe operacje: bunkrowanie, redowy odbiór zaopatrzenia, wymiana załóg, ew. opóźnienia pogodowe/ terminalowe na wejściu/wyjściu, też na potrzebę ew. ominięcia sztormu na trasie [przykładowa realizacja].
„Nasz” 1-szy metanowiec, swój 1-szy remont i przegląd klasowy po 5-ciu latach eksploatacji, będzie miał w XII-2027 roku (pobyt w stoczni 1-1,5 miesiąca). Co zmniejszy jego operacyjność.

Podsumowanie:
- kontrakt katarski i zawinięcia Q-Flex chyba będą … wspomnieniem … - to smutne!
- odsprzedaże naszych odbiorów od VG (reeksport) będzie dość regularny!
- dodatkowe zakupy spotów będą zbędne!
- obsługa importu ukraińskiego przy takim zbilansowaniu technologicznie mało możliwa (ewentualnie możliwa przy stosownie zwiększonym ↑ wsparciu Kłajpedy w odbiorze naszych ładunków od VG).
- FSRU Solidarity w Zat. Gdańskiej nie będzie jeszcze niezbędny. Po reaktywacji dostaw katarskich będzie niezbędny.
- w efekcie powyższego, obserwacja zawinięć do Gazoportu będzie skrajnie nieciekawa
(wyjątkiem będą ew. pobyty jednostek Clean+ /kl. 200/HHI).

Wacław Sałaban, 30.09.2026 r.

* [ LEGENDA ] + [ wyjaśnienie ]

** w analizie pomijam kontrakt z Sempra Infrastructure w formule FOB, na 1,0 mln ton/rok (15 odbiorów) z Port Arthur, zawarty na 20 lat teoretycznie od 2027 r. Historia tego kontraktu jest zawiła i generująca poważne poboczne konsekwencje:
- zawarty został w XII-2018 na 2 mln ton/rok przez 20 lat od 2023 r.
- zerwany w VII-2021 z powodu braku decyzji przez inwestora o rozpoczęciu budowy terminala w Port Arthur.
- w konsekwencji ↑, też w VII-2021 aneksowaliśmy oba kontrakty z Venture Global na łącznie +2,0 mln t/r: z Calcasieu Pass z 1,0 na 1,5 mln t/r, z Plaquemines z 2,5 na 4,0 mln t/r. Na obu tych kontraktach VG rolowało nas, nie wywiązując się z umowy z Calcasieu Pass przez 28 miesięcy, i nadal nas roluje na odbiorach z Plaquemines - już przez 21 miesięcy!
- kontrakt z Sempra ponowne został zawarty w I-2023 (podpisany przez osobnika z Pcimia!), ale na 1 mln t/r (15 odbiorów) przez 20 lat i teoretycznie od 2027 roku.
W kwestii solidności biznesowej, Sempra mieści się pomiędzy dwoma skrajnościami: solidne Cheniere i manipulujące kontraktami Venture Global. Nie podzielam optymizmu Orlenu w kwestii przyszłorocznego uruchomienia tego kontraktu.

Lokalizacje i rozróżnienie terminali: Sabine Pass LNG (Cheniere), Port Arthur LNG (Sempra)

i Golden Pass LNG (spółka QatarEnergy 70% - ExxonMobil 30% udziałów).