Różnicowanie źródeł dostaw

Barbara Warpechowska
opublikowano: 17-03-2016, 22:00

Mimo postępującej liberalizacji polski rynek gazu jeszcze odstaje od zachodnich

— Proces liberalizacji rynku gazu w porównaniu do krajów europejskich rozpoczął się w Polsce stosunkowo późno, jednak wprowadzone mechanizmy przyczyniły się do szybkiego rozwoju konkurencji. Efekty widać choćby po aktywnych uczestnikach rynku giełdowego — 63 podmioty działające bezpośrednio i pośrednio przez domy maklerskie — oraz liczbę zmian sprzedawcy gazu. Według Urzędu Regulacji Energetyki do końca 2015 r. odnotowano 30 749 zmian, a jeszcze w 2013 r. było ich zaledwie 429 — mówi Ireneusz Łazor, prezes Towarowej Giełdy Energii.

WYZWANIE DLA ROSJI: W ostatnich dwóch latach znacznie spadły na świecie 
ceny gazu ziemnego. Rosja musi się dostosować do konkurencji na rynku 
europejskim, w tym do możliwości eksportu gazu ziemnego LNG ze Stanów 
Zjednoczonych — mówi Jan Winter z Instytutu Studiów Energetycznych, 
ekspert „Monitora Gazowego”.
Zobacz więcej

WYZWANIE DLA ROSJI: W ostatnich dwóch latach znacznie spadły na świecie ceny gazu ziemnego. Rosja musi się dostosować do konkurencji na rynku europejskim, w tym do możliwości eksportu gazu ziemnego LNG ze Stanów Zjednoczonych — mówi Jan Winter z Instytutu Studiów Energetycznych, ekspert „Monitora Gazowego”. ARC

Polityka i ekonomia

Branża skarży się jednak na bariery rozwoju rynku. Wśród potrzebnych zmian specjaliści jednym głosem wymieniają: uwolnienie cen gazu przez prezesa URE, zniesienie obowiązku magazynowania przy sprowadzaniu z zagranicy powyżej 100 mln m sześc. paliwa oraz zmianę rozporządzenia o dywersyfikacji dostaw, które stanowi, że w latach 2015-19 z jednego kraju może pochodzić maksymalnie 59 proc. importowanego gazu.

— Niedobre są także regulacje związane z wysokim poziomem obliga giełdowego, które znacząco odbiega od standardów na innych rynkach europejskich. W rozwoju swobodnej wymiany przeszkadzają ograniczenia infrastrukturalne, w tym brak równowagi w dostępności mocy w kierunkach eksportowych i importowych — dodaje Janusz Kowalski, wiceprezes PGNiG. — Zmiany na polskim rynku gazu ziemnego w latach 2016-22 będą determinowały przede wszystkim czynniki o charakterze politycznym i ekonomicznym, a także dotyczące bezpieczeństwa paliwowego państwa i bezpieczeństwa dostaw — uważa jednak dr inż. Jan Winter z Instytutu Studiów Energetycznych, ekspert „Monitora Gazowego”. Czego zatem można się spodziewać?

— W ostatnich dwóch latach znacznie spadły ceny gazu ziemnego na rynkach światowych. Rosja musi dostosować się do konkurencji na rynku europejskim, w tym do możliwości eksportu gazu ziemnego LNG ze Stanów Zjednoczonych. Według danych „Monitora Gazowego” ceny sprzedaży gazu w Europie wynoszą od 169 do 199 USD/1000 m sześc. i będą stale dostosowywane do cen konkurencji. Już od roku 2018 pojawią się nowe możliwości dostaw gazu do Unii Europejskiej tzw. korytarzem południowym m.in. z Azerbejdżanu, Kirgistanu, Tadżykistanu, Uzbekistanu, a nawet z Iranu i Syrii z ominięciem Rosji. A cztery lata później zakończy się umowa jamalska i albo ją przedłużymy, albo musimy zawrzeć inne kontrakty, gwarantujące Polsce odpowiednie ilości gazu — wylicza Jan Winter. Nie udało się zwiększyć krajowego wydobycia dzięki łupkom. Może powiedzie się z tzw. gazem zaciśniętym (tight gas), ale to i tak najwyżej daleka przyszłość.

Możliwości znad morza

Terminal w Świnoujściu to największa polska inwestycja energetyczna ostatnich lat, uznana za strategiczną dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jest też jedną z największych instalacji regazyfikacyjnych w Europie i największą w basenie Morza Bałtyckiego. Komercyjna eksploatacja ma się zacząć w połowie roku. Terminal będzie mógł przyjmować 5 mld m sześc. gazu rocznie, a 7,5 mld, jeżeli zostanie wybudowany trzeci zbiornik. Jak wpłynie na rynek? Jan Winter uważa, że zależy to m.in. od cena sprzedaży gazu ziemnego i usługi przesyłowej ze Świnoujścia. Wymienia trzy opcje. W pierwszej cena nie będzie znacząco wyższa od cen gazu z importu. W drugiej będzie to miks z gazem ze złóż krajowych i innych dostaw importowych, ale to wymaga uzgodnienia z regulatorem i UE. W trzeciej w kalkulacji opłaty wejściowej uwzględnienia się koszt kapitałowy terminala. Kolejne pytanie: czy zostanie zakupiony dodatkowy gaz LNG i za ile? Umowa z QatarGas dotyczy miliona ton, co odpowiada około 1,34 mln m sześc. gazu po rozprężeniu. Nie wiadomo też, czy będzie możliwe przesyłanie gazu z terminala do dużych odbiorców z wykorzystaniem magazynów dość odległych od Świnoujścia. A jaki będzie stopień wykorzystania terminala, co determinuje koszty, a więc i cenę usługi? W 2015 r. w Europie zdolności wszystkich terminali LNG wykorzystywano w 26 proc.

Połączenie z Norwegią

Ostatnio pojawiły się informacje, że PGNiG zastanawia się nad budową gazociągu z Norwegii. Ta koncepcja strategii dywersyfikacyjnej Polski była już rozważana w latach 2005-07 i później.

— Działalność poszukiwawczo-wydobywczą w kraju i za granicą chcemy rozwijać równomiernie. Konieczne jest więc m.in. powiązanie eksploatacji złóż gazu z importem. Za siedem lat wygaśnie kontrakt jamalski. Ponieważ chcemy się uniezależnić od dostaw od jednego dostawcy, myślimy m.in. o sprowadzaniu gazu z północy, co zapewniłoby nam inny surowiec niż rosyjski. Dlatego PGNiG jest zainteresowane budową połączenia gazowego z Norwegią, umożliwiającego import wydobywanego tam przez spółkę gazu. Chcemy, aby do 2022 r. była techniczna możliwość przesyłu kilku miliardów metrów sześciennych z północy. Częścią połączenia z Norwegii byłby gazociąg Baltic Pipe, łączący Polskę z Danią. Ta inwestycja i rozbudowa zbiorników terminala LNG — realizowane przez Gaz System — są dla PGNiG bardzo ważne. O szczegółach będziemy mogli powiedzieć, gdy przedstawimy aktualizację strategii Gupy Kapitałowej PGNiG na lata 2014-22 — informuje wiceprezes Janusz Kowalski. Jan Winter dostrzega zalety takiej koncepcji, ale przypomina, że przed laty jej nie zrealizowano z powodu jakości norweskiego gazu i kosztów przedsięwzięcia.

— Norweski gaz ma wysokie ciepło spalania — 41,5-41,8 MJ/m sześc., wskazujące na dużą zawartość wyższych węglowodorów, trudnych do wyizolowania i sprzedaży np. do rafinerii. Może w nim występować siarka merkaptanowa, znacznie przewyższając polskie normy. Instalacje do odsiarczania gazu są zaś bardzo drogie. Poza tym trzeba by wybudować bardzo drogie nitki i urządzenia przesyłowe i odbiorcze w Niechorzu i na drodze do odbiorców — wylicza Jan Winter. Ale dodaje, że jednak warto ten pomysł rozważyć. Według Ireneusza Łazora planowane inwestycje są potrzebne do zróżnicowania źródeł dostaw gazu.

— Ukończenie planowanych inwestycji i uruchomienie dostaw z terminala LNG w Świnoujściu, a także uruchomienie połączenia przesyłowego z Norwegii, dostawy z Białorusi i Ukrainy oraz działanie interkonektorów na granicach sprawią, że polski rynek będzie najbardziej zdywersyfikowany ze wszystkich z Grupy Wyszehradzkiej. Może być źródłem dostaw gazu dla państw Europy Środkowej, krajów nadbałtyckich i Ukrainy. A wielkość tych rynków szacowana jest na około 60 mld m sześc. gazu rocznie — wskazuje Ireneusz Łazor.

© ℗
Rozpowszechnianie niniejszego artykułu możliwe jest tylko i wyłącznie zgodnie z postanowieniami „Regulaminu korzystania z artykułów prasowych” i po wcześniejszym uiszczeniu należności, zgodnie z cennikiem.

Podpis: Barbara Warpechowska

Polecane

Inspiracje Pulsu Biznesu