Możliwości zróżnicowania źródeł gazu są, jednak głównym dostawcą nadal pozostanie PGNiG
Gazowi monopoliści raczej nie oddadzą polskiego rynku. Gaz z łupków wiele tu nie zmieni.
Koszty związane z zakupem gazu to dla firm chemicznych nawet 70 proc. wszystkich wydatków. Nic więc dziwnego, że branża narzeka na wysokie ceny i domaga się obniżek. Czy jest jednak szansa, by błękitne paliwo było tańsze?
Po pierwsze, mamy w Polsce do czynienia z podwójnym monopolem — monopolistami są rosyjski Gazprom i PGNiG, przy czym ten drugi zależy od pierwszego. W takiej sytuacji trudno mówić o możliwościach dywersyfikacji gazu. A utrudnień jest więcej…
— Nie ma realnych szans na dywersyfikację dostawców. Firmy krajowe są zbyt małe, by konkurować z największym podmiotem na rynku, czyli PGNiG. A podmioty zagraniczne z powodu restrykcji i wymagań nie mają szans stać się uczestnikami tego rynku — mówi Andrzej Szczęśniak, ekspert rynku paliw i gazu.
Terminal nadziei
Na razie również PGNiG nie ma dużej możliwości manewru — jego głównym dostawcą jest rosyjski gigant. W zeszłym roku zarząd polskiej spółki podpisał umowę z katarską firmą Qatargas na dostawę 1 mln ton skroplonego gazu ziemnego rocznie. To właśnie Terminal LNG w Świnoujściu budzi największe nadzieje i jest projektem priorytetowym w dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego dla Polski. Realizacja projektu przewidywana jest na połowę 2014 r., a zdolność przeładunkowa ma wynosić 5 mld msześc. gazu.
W ramach dywersyfikacji PGNiG planuje doprowadzić do następującej struktury kontraktów importowych: powyżej 40 proc. ma stanowić gaz z kierunku wschodniego, około 30 proc. z kierunku północnego i zachodniego, zaś pozostałe 30 proc. to produkcja własna.
Wśród projektów, które mogą umożliwić dywersyfikację źródeł dostaw, wymienia się również gazociąg Nabucco (ma nim być transportowany gaz ziemny z Iranu, Azerbejdżanu, Rosji lub wschodniej części Turcji do Austrii przez Bułgarię, Rumunię i Węgry) czy inwestycję związaną z wydobyciem dodatkowego gazu z Morza Norweskiego. Według ekspertów szczególnie pierwsza pozycja stoi pod znakiem zapytania, nie tylko z powodów finansowych i niepewnych dostawców (np. Iran), ale też konkurencji rosyjskiego Southstream.
Bezpieczeństwo energetyczne mogą zwiększyć również tak zwane interkonektory.
— To połączenia międzysystemowe, które umożliwią odbiór gazu z kierunków innych niż wschodni. Obecnie takie projekty są prowadzone w Lasowie i Börnicke-Police na granicy polsko-niemieckiej, a także w Cieszynie (granica polsko-czeska, tzw. interkonektor Moravia), w planach jest także budowa interkonektora południowego do ewentualnego połączenia z gazowym hubem w Baumgarten (planowany rurociąg Nabucco) — mówi profesor Stanisław Nagy z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.
Jak podaje Ministerstwo Gospodarki, realizacja powyższych projektów (inwestycja w Cieszynie i Lasowie) nastąpi w 2011 r., a dzięki nim wzrosną możliwości odbioru gazu ziemnego o około 1 mld msześc.
Dla zabezpieczenia
Według prof. Nagy’a te inwestycje zwiększą bezpieczeństwo energetyczne i okażą się użyteczne przede wszystkim w sytuacjach krytycznych, kryzysowych. Jednak nie zapewnią dywersyfikacji błękitnego surowca. Jak dodaje profesor, dwa inne projekty związane z interkonektorami teoretycznie mogą znacznie zwiększyć import gazu z kierunku zachodniego i południowego. Interkonektor zachodni Börnicke-Police powinien być ukończony po 2012 r., a jego maksymalna przepustowość to 3 mld msześc. gazu rocznie. Planowane połączenie na południu też powinno mieć maksymalną przepustowość około 3 mld msześć. gazu rocznie. Na razie ta druga inwestycja istnieje jednak tylko w planach strategicznych.
Również podziemne magazyny gazu (PMG) pełnią jedynie funkcje zabezpieczającą i nie są remedium na problemy branży chemicznej. A czy taki lek w ogóle istnieje?
— Problem branży chemicznej leży w jej strukturze. Cena gazu jest tylko jednym z czynników, który wpłynął na jej obecną, niestabilną sytuację. Sektor marzy o cenach, które mają firmy zachodnie, będące czynnymi uczestnikami rynku gazowego — tłumaczy Andrzej Szczęśniak.
Według Andrzeja Sikory, prezesa Instytutu Studiów Energetycznych, firmy chemiczne nie wykorzystały swojej szansy. Nie budowały łańcucha wartości z uwzględnieniem tego surowca i nie podejmowały prób, by na rynku energetyki gazowej zaistnieć. Jak podkreśla, żadna z firm się tym nie interesowała. A tymczasem powinny się postarać o koncesję na sprzedaż i dostawę gazu.
Transakcje wirtualne
Andrzej Sikora proponuje wykorzystanie transakcji wirtualnych, skoro nie ma technicznej możliwości sprowadzania taniego gazu.
— Firmy chemiczne powinny zacząć działać na międzynarodowych rynkach e-nergii, a więc kupować gaz tam, gdzie jest taniej, np. w Londynie, zaś sprzedawać go po wyższej cenie. Mimo że nie ma szans na sprowadzenie surowca do Polski, zysk można wpisać w bilans energetyczny firmy — radzi Andrzej Sikora.
Branża chemiczna nie podejmuje jednak żadnych działań w tym zakresie, a wysoka cena i brak możliwości dywersyfikacji dostaw są jej największą bolączką.
— W Polsce mamy do czynienia z monopolem i to zarówno jeśli chodzi o dostawcę (PGNiG), jak też o infrastrukturę sieci przesyłowych (Gaz- System). Nie ma więc szans na dywersyfikację dostaw, a obecne ceny spot ("natychmiastowe") są nawet dwukrotnie niższe od kontraktowych — podkreśla Piotr Zarosiński, dyrektor handlowy Zakładów Chemicznych Police.
Dodaje, że propozycje rozwiązań nie leżą w gestii firm chemicznych, bo kwestie te mogą być rozwiązane tylko na szczeblu rządowym.
PGNiG się broni, a zarzuty zbyt wysokich cen gazu uważa za nieuzasadnione.
— Nowa, dopiero co zatwierdzona taryfa PGNiG zakłada, że najwięksi klienci (w tym zakłady WSCh) będą płacić za gaz około 290-300 USD za 1000 msześc. (przy obecnym kursie USD/PLN). Cena ta, podobnie jak to miało miejsce w poprzednich latach, jest niższa od tej, którą tacy klienci musieliby zapłacić, gdyby się zdecydowali kupić gaz od niezależnych spó-łek obrotu, zaopatrujących się w to paliwo na rynkach spotowych (np. w niemieckich Gaspool lub NCG). Co prawda cena samego gazu na tych rynkach jest nieznacznie niższa — wynosi około 270 USD/1000 msześć. — jednakże trzeba do niej doliczyć koszty transportu, modulacji i bilansowania dostawy oraz utworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych. Oznacza to, że w pełnym rozrachunku ten gaz jest droższy od gazu oferowanego przez PGNiG o około 10-20 proc. — tłumaczy Andrzej Janiszowski, dyrektor departamentu regulacji PGNiG.
Podkreśla też, że wyższe ceny są wynikiem stosowanego przez URE modelu taryfikacji gazu. A taka sytuacja miała miejsce np. w drugiej połowie 2009 r., kiedy cena gazu w taryfie była wyższa od cen na rynkach europejskich.
Branża chemiczna boryka się z dużymi problemami. Dodatkowo szanse na tani gaz na rynku są znikome. Chyba że powtórzy się scenariusz z USA i gaz z Rosji, LNG, gaz z łupków zaleją polski rynek i wtedy ceny spadną. Ale na razie jest to odległy i mało prawdopodobny scenariusz.