Wojciech Kwinta: Dyrektywa gazowa zrównuje warunki rynkowe systemów łączących kraje unijne z sieciami prowadzącymi z krajów trzecich do Unii Europejskiej. Na jej podstawie niemiecki regulator nie zgodził się na wyłączenie spod jej zapisów Nord Stream II. Jakie będą konsekwencje tej decyzji?

Paweł Poprawa: Udostępnienie Nord Streamu stronom trzecim, nie będzie mieć zbyt wielkiego znaczenia praktycznego. Łączy on Gazprom, czyli jednego dostawcę z niemieckimi partnerami. Trudno sobie wyobrazić kontraktowanie tym gazociągiem alternatywnych dostaw z Rosji. Zdecydowanie ważniejsze jest udostępnienie jego lądowych odnóg, jak gazociąg Opal stanowiący połączenie z Czechami.

W.K.: Po wygaśnięciu umowy długoterminowej na przesył gazu ziemnego przez gazociąg jamalski jego operatorem została spółka Gaz-System. Rezerwacja zdolności przesyłowych odbywa się teraz na warunkach konkurencyjnych w systemie aukcyjnym. W pierwszej aukcji 80% zarezerwował Gazprom. Jak, w nowych warunkach, mogą się kształtować opłaty przesyłowe?

P.P.: Rosyjska spółka wykorzystywała ten gazociąg do przesyłu około 30 mld m³ gazu ziemnego rocznie. To oczywiste, że Polska musi rozpocząć pobieranie opłat tranzytowych według stawek standardowych. Według Naimskiego, pełnomocnika rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej, uwzględniając wolumen gazu i długość transportu, opłata roczna powinna wynieść mniej więcej 0,6 mld USD (około 2,5 mld zł). W czasie obowiązywania kontraktu długoterminowego pobierano rocznie jedynie 21 mln zł. Dlatego w interesie Polski leży kontynuacja tranzytu z Rosji do Niemiec.

W.K.: Jakie są inne możliwości jego wykorzystania? Jak duże ilości gazu można gazociągiem jamalskim importować?

P.P.: Przepustowość polskiego odcinka to około 33 mld m³ rocznie. Oprócz tranzytu do Niemiec można rozważać przesył gazu ziemnego w przeciwnym kierunku, choćby na zasadach tranzytu wirtualnego. Oznacza to, że gaz kupowany na giełdach zachodnioeuropejskich, np. w Niemczech, nie byłby fizycznie dostarczany do Polski, a pobierany w odpowiedniej ilości na naszym terytorium ze strumienia gazu płynącego z Rosji do Niemiec.

W.K.: Tylko ukończenie rozbudowy terminalu LNG w Świnoujściu i budowy Baltic Pipe pozwoli na import 17,5 mld m³ surowca rocznie. Czy, biorąc pod uwagę produkcję krajową i inne możliwości zakupu gazu, mogą pojawić się nadwyżki? Jeśli tak, to dokąd można je eksportować?

P.P.: Docelowa ilość gazu LNG możliwego do odebrania przez rozbudowany terminal w Świnoujściu oraz drugi, planowany terminal w Gdańsku, to około 11,5 mld m³ rocznie. Wraz z przepustowością Baltic Pipe i krajowym wydobyciem daje to możliwości dostarczenia na rynek polski około 22,5 mld m³ surowca. W ciągu kilku lat nasze krajowe szybko rosnące zużycie, może osiągnąć ten poziom. Pozostaje jednak jeszcze możliwość importowania z Rosji przez Białoruś około 10 mld m³ gazu, już na nowych warunkach, w pełni komercyjnych i z możliwością reeksportu. Uwzględniając uwarunkowania techniczne i popyt, będzie można przesyłać surowiec przede wszystkim na południe, na Słowację, ewentualnie do Czech, a także na wschód, na Ukrainę i Litwę. Nie można też wykluczyć, że w przyszłości Białoruś może poszukiwać dostaw gazu alternatywnych dla rosyjskiego.

W.K.: Jakie jeszcze mamy dodatkowe możliwości importu lub eksportu? Czy przydają się tu istniejące interkonektory?

P.P.: Dziś ich przepustowość jest bardzo ograniczona, na poszczególnych kierunkach nie przekraczaja 1,5–2,5 mld m³ rocznie. Jednakże trwa już ich rozbudowa. Obecnie prowadzone są prace przy budowie takiego połączenia ze Słowacją o przepustowości rzędu 4–5 mld m³ rocznie. Podobna inwestycja jest rozważana dla połączenia polskiego systemu z czeskim, a dla interkonektora z Ukrainą rozważana jest nawet większa moc przesyłowa.

W.K.: W ciągu pięciu lat polski rynek gazu wzrósł o około 4 mld m³. Jakie są prognozy wzrostu na dalsze lata? Od czego zależy zapotrzebowanie?

P.P.: Polska jest krajem o bardzo niskim zużyciu gazu ziemnego. Jeszcze niedawno byliśmy drugim najmniejszym konsumentem gazu na głowę mieszkańca w UE. Wiązało się to z monokulturą węgla kamiennego i brunatnego. Jednak stan ten stwarza bardzo duży potencjał dla wzrostu zużycia gazu. Napędzają go zarówno szybki wzrost gospodarczy kraju, jak i postępy w rozbudowie sieci gazowniczej oraz wzrost zużycia gazu przez gospodarstwa indywidualne. Konsumpcja nadal będzie szybko rosnąć, zwłaszcza gdyby gaz na szerszą skalę był stosowany w energetyce jako alternatywa dla węgla.

W.K.: Jakie korzyści odniesiemy z budowy połączenia z Litwą i polskiej części korytarza południowego?

P.P.: Budowany obecnie korytarz północ-południe po pierwsze jest niezbędny do rozprowadzania po terytorium Polski gazu z rurociągu Baltic Pipe oraz z terminala LNG, a po drugie umożliwi jego reeksport do naszych południowych sąsiadów czy nawet na Ukrainę. Budowane obecnie połączenie z Litwą, podobnie jak interkonektor ze Słowacją, dają techniczną możliwość przesyłu gazu w obu kierunkach, co uelastyczni rynek gazu. Dzięki tworzącej się w ten sposób wielości dostępnych kierunków przesyłu, pojawi się konkurencja cenowa między dostawcami. Dodatkowo jest to element dywersyfikacji istotnie zwiększający strategiczne bezpieczeństwo energetyczne Polski i naszych partnerów.

W.K.: Kiedy możemy się spodziewać uruchomienia pływającego terminalu LNG w Gdańsku? Jaka będzie jego przepustowość?

P.P.: Obecne plany zakładają, że uruchomienie będzie możliwe do 2025 r. Inwestycja ta znalazła się na liście projektów infrastruktury energetycznej i paliwowej z poparciem parlamentu europejskiego, co umożliwia pozyskanie dofinansowania ze środków unijnych. Takie wsparcie zwiększa prawdopodobieństwo realizacji tego projektu. Aktualnie przyjmuje się, że przepustowość tego portu będzie wynosić około 4 mld m³ gazu rocznie.

W.K.: Na światowym rynku gazu ziemnego obserwujemy nadpodaż i znaczący spadek cen. W jakiej sytuacji stawia to PGNiG obarczone długoterminowymi kontaktami na dostawy LNG z Kataru i USA?

P.P.: W ocenie długoterminowych kontraktów gwałtowne, krótkotrwałe zdarzenia zaburzające równowagę cen, nie mogą być brane pod uwagę. Po pierwsze są one nieprzewidywalne, po drugie znaczący spadek cen, jeśli będzie krótkotrwały, w długiej perspektywie czasowej pozostawi niewielki ślad. Obecne niskie ceny gazu ziemnego na giełdach europejskich to efekt kumulacji trzech czynników: po pierwsze wyjątkowo ciepła zima skutkowała niskim zużyciem gazu, po drugie intensywnie napełniano magazyny gazu, biorąc pod uwagę ryzyko wywołania przez Rosję kryzysu na linii tranzytu gazu przez Ukrainę, co jednak nie nastąpiło, a następnie czynnikiem tłumiącym popyt stała się pandemia koronawirusa i wywoływana obecnie przez niego recesja. Jest to koincydencja czynników nieprzewidywalnych.

W.K.: Czy warto zawierać długie umowy, czy może lepiej korzystać z dostaw jednorazowych, typu spot?

P.P.: Im większy projekt, większy wolumen gazu którym się obraca i dłuższa perspektywa czasowa, tym większa jest rola kontraktów długoterminowych. Ryzyko cenowe zachodzi w obie strony. Kontrakt długoterminowy może kazać się tymczasowo niekorzystny przy spadkach cen na rynku spotowym, bądź też korzystny przy wzrostach na tym rynku. W długim okresie skutkuje on efektem uśrednienia cen, przez co z jednej strony zmniejsza szansę na korzystanie z okazji pojawiających się na rynku, ale z drugiej jednak pozwala obniżyć ryzyko zmian cen.

W.K.: Jak długo mogą utrzymywać się niskie ceny? W jaki sposób działa powiązanie cen gazu z cenami ropy naftowej? Jak zmieniają się koniunktury na światowym rynku gazu?

P.P.: Jest możliwe, że niskie ceny gazu utrzymają się do jesieni, kiedy sezonowe czynniki wzrostu popytu być może zrównoważą rynek. W najbliższych miesiącach oczekiwana, głęboka recesja światowa będzie ograniczać popyt i wywierać presję na utrzymanie cen na niskim poziomie. Niektóre kontrakty, taki jak nasz kontrakt z Gazpromem, wprost dowiązują cenę gazu ziemnego do cen ropy naftowej, choć z pewnym czasowym opóźnieniem. Tu zacznie działać efekt załamania się cen ropy, obniżając cenę zakontraktowanego gazu.

Natomiast na rynku amerykańskim, ku zaskoczeniu, zachodzi proces odwrotny. Dotychczas wydobycie ropy łupkowej o wielkiej skali dostarczało dużą ilość stowarzyszonego z nią gazu, co dławiło cenę tego surowca. Obecna redukcja wydobycia ropy łupkowej doprowadza pośrednio do ograniczenia wydobycia stowarzyszonego gazu, zakłócając równowagę podaży i popytu, w następstwie czego ceny gazu wzrosły.

W.K.: Po wygranym przez PGNiG arbitrażu z Gazpromem informowano, że rosyjska spółka nie stosuje się do wyroku. Jakie środki zastosowano, by zmienić ten stan?

P.P.: Gazprom, tak w przypadku arbitrażu przegranego z Polską, jak i Ukrainą, zgodnie z przewidywaniami, początkowo prowadził arogancką politykę ignorowania tych rozstrzygnięć. Pojawiła się jednak groźba komorniczego zajmowania aktywów podmiotów rosyjskich, np. wykorzystywanych do budowy gazociągu Nord Stream II, co doprowadziło do uznania naszych roszczeń przez Rosjan. Aktualne rozliczenia między PGNiG a Gazpromem uwzględniają już nadpłatę polskiej strony zgodnie z orzeczeniem arbitrażu.

W.K.: Gdyby, hipotetycznie, doszło do przerwania dostaw z Rosji, czy Polska jest w stanie pokryć zapotrzebowanie na gaz ziemny?

P.P.: Najkrócej mówiąc – dziś nie, ale wkrótce już tak. Ale nawet natychmiastowe wstrzymanie dostaw przez Rosjan nie byłoby tak dramatycznym zagrożeniem dla polskiej gospodarki, jak przed laty. Krajowe wydobycie, port LNG oraz interkonektory łącznie pozwoliłyby dostarczać na polski rynek około 10–12 mld m³ rocznie, przy konsumpcji sięgającej obecnie 18–19 mld m³. Naszą słabą stroną pozostają niewielkie moce podziemnych magazynów gazu, szczególnie przydatnych w takich przypadkach. Wynoszą one około 3 mld m³. Ale przy rygorze oszczędności nasz rynek gazu mógłby bez rosyjskich dostaw przetrwać rok lub dłużej. Za dwa lata sytuacja się jednak diametralnie zmieni – gazociąg Baltic Pipe i rozbudowa portu LNG uniezależnią nas od rosyjskich podmiotów, choć nadal będziemy mieć możliwość kupowania gazu ze wschodu, jeśli będzie oferowany na dobrych warunkach ekonomicznych.

W.K.: Ale ryzyko takich problemów pojawiało się w przeszłości.

P.P.: Ostatnio wstrzymania dostaw rosyjskiego gazu spodziewano się tej zimy. Miały one być częścią scenariusza nacisków politycznych na Ukrainę. Jednak opóźnienia w budowie gazociągu Nord Stream II zmusiły Rosję do podpisania umowy na tranzyt gazu przez Ukrainę, co zniwelowało zagrożenie szantażem gazowym. Ponadto, w czasie bieżących zawirowań na rynkach energetycznych rosyjscy dostawcy są w sytuacji nie dającej im pola do takiej taktyki. Aktualnie sprzedają nie tylko mniej gazu, ale też po niższej cenie, podobnie zresztą jak w przypadku ropy naftowej, a ich rezerwy topnieją. W takiej sytuacji muszą walczyć o każdego klienta oraz o własną pozycję na rynku. Ponadto wszystkie „awarie” rosyjskich gazociągów zdarzają się przez przypadek w środku ostrej zimy i w szczycie zapotrzebowania na gaz, więc teraz przez szereg najbliższych miesięcy taki scenariusz nam raczej nie grozi.

W.K.: Jakie jeszcze inwestycje są potrzebne, by zapewnić pełne bezpieczeństwo dostaw gazu?

P.P.: Istniejące i realizowane plany budowy infrastruktury dostaw i przesyłu gazu w Polsce można uznać za bardzo ambitne i zrównoważone ze skalą potrzeb. Najciekawsze projekty, jeszcze nie realizowane, to znaczące zwiększenie mocy intekonektorów z Czechami i Ukrainą. Na razie posiadamy łączniki z Niemcami o niskiej przepustowości. Jednak w tym przypadku powinniśmy poczekać, czy gazociąg Nord Stream II zostanie dokończony, a jeśli tak, jaka będzie strategia Gazpromu co do wykorzystywania tranzytu gazu przez Polskę. Jeśli by go zarzucił, to gazociąg Jamał mógłby się stać polsko-niemieckim łącznikiem o bardzo wysokiej przepustowości. Nawet w przypadku tranzytu rosyjskiego gazu do Niemiec, Jamał mógłby funkcjonować na zasadach wirtualnego interkonektora.

Jednak naszym najważniejszym wyzwaniem jest budowanie technicznych możliwości pełnej dywersyfikacji importu ropy naftowej. Składa się na to rozbudowa portu naftowego w Gdańsku, a także ropociągów łączących go z rafinerią w Płocku. Oba te projekty również znajdują się już w fazie realizacji.

Przeczytaj także: Nowy terminal LNG zostanie wybudowany w Gdańsku