Nad Wisłą może powstać centrum handlu gazem

Gazowy hub jest jak centralny dworzec kolejowy. To nie tylko miejsce, gdzie przyjeżdżają i odjeżdżają pociągi. To także podróżni kupujący np. kawę czy gazety – porównywał dr Frederik Roose Ovlisen, starszy ekonomista w Ramboll, próbując zdefiniować to pojęcie podczas debaty „Rzeczpospolitej" pt. „Korzyści gazu ziemnego dla Polski: potrzeba budowy hubu gazowego".

Piotr Paszko, wiceprezes Dolnośląskiego Instytutu Studiów Energetycznych, uznał porównanie za bardzo trafne. Nawiązując do niego, zwrócił uwagę na konieczność przyciągnięcia w to miejsce wielu uczestników zarówno po stronie dostawców, jak i odbiorców. – Trzeba zadbać o to, by nie wszystkie pociągi na ten dworzec docierały z jednego miasta. W innym przypadku stworzymy swojego rodzaju targ, gdzie będziemy mieli taki sam rodzaj jabłek. A ich cena nie będzie zależna od uczestników rynku – argumentował.

Paweł Pikus, zastępca dyrektora Departamentu Ropy i Gazu w Ministerstwie Energii, zwracał uwagę na podwaliny tworzone ostatnio pod przyszły rozwój polskiego rynku gazu. Wśród licznych regulacji i działań przyczyniających się do tego wymieniał m.in. zaawansowane plany wokół projektu Baltic Pipe, ustawę terminalową, ustawę o elektromobilności, tworzenie funduszu niskoemisyjnego transportu, wdrażane unijnych kodeksów sieciowych, podpisane ostatnio przez ministra energii nowe rozporządzenie taryfowe gazowe, wprowadzenie zerowej stawki akcyzy na CNG i LNG czy obniżenie taryfy dystrybucyjnej.

Korzyści i bariery

Z raportu Ramboll przygotowanego na zlecenie Shell wynika, że nasz kraj ma doskonałe warunki do stworzenia takiego miejsca koncentracji handlu błękitnym paliwem. Jesteśmy jego największym konsumentem, zużywającym ok. 17 mld metrów sześć. rocznie. Sami wydobywamy gaz w ilości ok. 4 mld m sześć. na rok, a także budujemy niezbędną do dywersyfikacji dostaw infrastrukturę. Chodzi o już działający Terminal LNG w Świnoujściu, a także planowane gazociągi, jak ten łączący Polskę z Litwą (GIPL) i Baltic Pipe, którym przypłynie gaz ze złóż w Norwegii. – Co więcej, Polska jest wystarczająco blisko innych hubów znajdujących się w Holandii czy Wielkiej Brytanii, a jednocześnie wystarczająco daleko, by stworzyć własny, niezależny hub – podkreślał Ovlisen. Korzyści będą wielowymiarowe. Mamy szansę nie tylko na uniezależnienie się od wschodnich dostaw, ale również na niższe ceny błękitnego paliwa. Gdy gaz będzie tańszy, to będziemy go zużywać więcej, co wpłynie na poprawę jakości powietrza. – Skorzysta nie tylko Polska, ale także Ukraina, kraje bałtyckie, Dania czy Szwecja – dodaje Ovlisen.

– Jeśli nie w Polsce, to gazowy hub powstanie gdzie indziej, jego rolę dla naszej części Europy może przejąć inny kraj lub region, chociażby Austria wspólnie z Czechami, Słowacją, Węgrami. A my stracimy swoją szansę – przestrzega Piotr Dziwok, prezes Shell Polska. Według niego, jako największy konsument tego paliwa w regionie z dostępem do terminala LNG i połączeniami z sąsiednimi krajami, jesteśmy naturalnym kandydatem do zorganizowania regionalnego rynku gazu.

Dziwok dostrzega jednak bariery, które mogą spowolnić ten plan. Zwraca uwagę na to, że dla inwestorów ważna jest stabilność prawa, jego przewidywalność dla uczestników rynku. Jako przykład barier wymienia głównie nowelizację ustawy o zapasach, która w praktyce uniemożliwiła podmiotom sprowadzającym paliwo do Polski magazynowanie gazu na terenie UE.

Przypomnijmy, że do końca września 2017 r. obowiązek magazynowania mieli tylko duzi przedsiębiorcy sprowadzający gaz w celu jego dalszej odsprzedaży. Można było jednak uzyskać zwolnienie, o ile ilość sprowadzonego paliwa nie przekraczała 100 mln m sześć lub sprzedawano je do mniej niż 100 tys. klientów.

– Rozumiemy powody wprowadzenia takiego obostrzenia. Jednak w efekcie tych zmian kilkanaście podmiotów było zmuszonych zrezygnować z licencji na handel gazem z zagranicą – zauważa Dziwok.

Wtóruje mu Jacek Nowakowski, wiceprezes Polskiej Platformy LNG. Jak wskazuje, ustawa o zapasach ograniczyła nawet obrót wewnątrz Wspólnoty. – Niewielu jest zainteresowanych handlowaniem LNG, bo trzeba utworzyć rezerwę magazynową – tłumaczy Nowakowski. – Nie mówimy, że zapasy są złe same w sobie, ale odbiorcy niepodłączeni do krajowego systemu gazowego powinni być z tego obowiązku wyłączeni – postuluje.

Dla Ministerstwa Energii najważniejsze jest jednak bezpieczeństwo odbiorców. – Nie możemy sobie pozwolić na to, by w przypadku przerw w dostawach przykładowo gazociągiem jamalskim podczas rekordowych mrozów zimą mieć problemy ze zbilansowaniem systemu – argumentował Pikus. Dyrektor ME przyznaje też, że wraz z rozwojem rynku trzeba szukać sposobów na zwiększenie przepustowości. Priorytetem na dziś jest podłączenie się do dużych źródeł dostaw gazu. – Przykłady Holandii i Wielkiej Brytanii wskazują, że to właściwa droga przy próbie tworzenia hubu – tłumaczy Pikus. – Huby rozwinęły się też tam, gdzie nie było długoterminowego kontraktu wiążącego większość rynku – dodaje Pikus, cytując raport Instytutu Sobieskiego.

Smog i dywersyfikacja

Mimo barier udział gazu w paliwowej strukturze wytwarzania energii będzie rosnąć. Powód? Unijne regulacje będące rezultatem konsekwentnie realizowanej przez Brukselę polityki. Ich celem jest eliminacja węgla z wytwarzania prądu i ciepła. – Dyrektywa o stosowaniu najlepszych dostępnych technik (tzw. konkluzji BAT) czy reforma europejskiego systemu uprawnieniami do emisji CO2, która już wywindowała cenę uprawnień do 14 euro za tonę, choć Eurelectric prognozował w połowie ub.r. 7–8 euro za tonę, mają doprowadzić do spadku opłacalności węgla. Nasze elektrownie i tak trzeba zastępować nowymi mocami. Zwłaszcza że węgiel w Bełchatowie czy Turowie nie będzie tak dostępny jak dziś – zauważa Marcin Roszkowski, prezes Instytutu Jagiellońskiego.

W jego ocenie bardziej realnym scenariuszem zasypywania luki węglowej jest budowa źródeł gazowych uzupełnionych farmami wiatrowymi na Bałtyku. Z kolei alternatywny wariant rozwoju bezemisyjnej energetyki jądrowej niesie ze sobą zbyt wiele niewiadomych. – W gazie przynajmniej od lat wiadomo, co należy zrobić. Trzeba zdywersyfikować źródła dostaw, przy okazji kupując surowce energetyczne niegenerujące politycznych problemów – radzi Roszkowski. – Należy znaleźć takie kierunki i zbudować infrastrukturę, by realnie uniezależnić się od wschodnich i zachodnich dostaw – dodaje szef Instytutu Jagiellońskiego.

Bo gaz płynący z Niemiec tzw. rewersem także jest rosyjski. – Polska podjęła decyzję, że nie chce być rynkiem satelickim dla Niemiec. Dlatego znaleźliśmy własną drogę – chcemy stworzyć silny, zdywersyfikowany rynek, mogący pretendować do miana hubu gazowego. Wszystkie podejmowane dyskusje i działania np. pozwalające na bezpieczny wzrost zużycia gazu, inwestycje Gaz Systemu i PSG są efektem tej decyzji. Kluczowe będą lata następujące po 2019 r. Wtedy trzeba zdecydować, czy i na jakich zasadach będzie funkcjonował gazociąg jamalski i w jaki sposób PGNiG będzie budował portfel zakupowy – zauważa dyrektor w ME. – Przygotowania już trwają. Musimy zapewnić sobie możliwość pełnej dywersyfikacji – dodaje Pikus.

Eksperci nie mają wątpliwości, że droga do zmiany polskiego miksu, opartego dziś w około 80 proc. na węglu, będzie bardzo długa. – Na świecie też nie będzie nagłej rewolucji. Węgiel pozostanie głównym paliwem napędowym dla rozwijających się gospodarek. Trzeba się jednak zastanowić, jak ograniczyć negatywny wpływ spalania paliw kopalnych na środowisko – mówi Kamil Wyszkowski, dyrektor generalny UN Global Compact Network Poland.

W Polsce nabiera to szczególnego znaczenia. Bo znów jesteśmy negatywnym liderem rankingu Światowej Organizacji Zdrowia (WHO) pod względem liczby najbardziej zanieczyszczonych miast europejskich. Tegoroczne zestawienie powiększyło się o trzy rodzime lokalizacje – na 50 miast z najbrudniejszym powietrzem aż 36 znajduje się w Polsce. – Raport WHO pokazuje, jak źle jest z jakością powietrza w naszym kraju. Straciliśmy dekady. Przypomnę, że pierwsza konwencja ONZ nawołująca do poprawy jakości powietrza to 1979 rok. Polska jest stroną tej konwencji od 1982 roku. Z drugiej jednak strony trzeba powiedzieć szczerze, że ranking WHO wyglądałby diametralnie inaczej, gdyby opomiarować miasta na Ukrainie, Białorusi czy Mołdawii – zauważa Wyszkowski. Jego zdaniem temat stworzenia hubu gazowego należy pokazać jako jeden z elementów walki ze smogiem podczas katowickiej konferencji klimatycznej (COP24) w grudniu tego roku.

– Po niedawnej przeprowadzce do Krakowa ja i moja rodzina dotkliwie odczuliśmy skutki smogu, który powoduje zdecydowane obniżenie komfortu życia i negatywny wpływ na zdrowie. Gaz, jako paliwo, które emituje o połowę mniej zanieczyszczeń od spalanego węgla, ma szansę odegrać istotną rolę w tworzeniu bardziej ekologicznej Polski – twierdzi prezes Shell Polska. Popiera więc rządową inicjatywę stworzenia u nas hubu gazowego – nie tylko z uwagi na potencjał komercyjny.

Konieczna liberalizacja

Stymulować rozwój handlu gazem w naszej części Europy będzie nie tylko rozwój infrastruktury, ale też większa liberalizacja rynku. – Powstanie hubu nie będzie możliwe bez zwiększonej gry podaży i popytu. Dziś tylko jedna spółka ma zarezerwowane moce regazyfikacyjne na terminalu LNG w Świnoujściu na kilka lat. Stworzenie funkcjonalnego rynku wymaga zaś przynajmniej trzech konkurencyjnych dostawców – zwraca uwagę Nowakowski. Jak zaznacza, podobna monopolizacja rynku panuje na Towarowej Giełdzie Energii, gdzie główny dostawca PGNiG wystawia określoną ilość gazu, który następnie w większości kupuje spółka córka gazowego monopolisty – PGNiG Obrót Detaliczny.

Na konieczność dywersyfikacji kierunków dostaw zwracał uwagę dr Paszko z DISE. Jego zdaniem to różnorodność dostawców zagwarantowana wielością interkonektorów – także tych dziś niedocenianych, jak litewski GIPL, czy możliwość podłączenia się do planowanego w Chorwacji terminalu stworzą podstawę dla rozwoju rynku.

Tak było w przypadku Henry Hub w amerykańskim stanie Luizjana. Zlokalizowano go w miejscu, gdzie zbiegało się 13 rurociągów transportujących gaz z różnych źródeł oraz w pobliży trzech magazynów z błękitnym paliwem.

Grzegorz Żarski, dyrektor biura rozwoju rynku i analiz na TGE, nie wyobraża sobie dziś zniesienia obowiązku handlowania na giełdzie określoną ilością błękitnego paliwa (55 proc.). Bo to właśnie ono zapewnia płynność tego rynku. Jego istnienie nie wpływa zaś na powolną liberalizację rynku. Elementem tego procesu jest wzrost zmian sprzedawcy gazu wskazywany przez Urząd Regulacji Energetyki. Na koniec I kwartału 2018 r. zdecydowało się na to prawie 155 tys. odbiorców w Polsce.

– TGE może być wirtualnym hubem gazowym, zapewniając infrastrukturę handlową do transakcji. Jednak przy definiowaniu tego miejsca nie możemy koncentrować się wyłącznie na lokalnych podmiotach. Należy stworzyć warunki do tego, by pojawili się gracze zagraniczni – radzi Żarski. Także on wskazuje na obowiązek i koszty magazynowania gazu jako przeszkodę dla rozwoju rynku, jak również powstania hubu gazowego, dodając, że eliminacja barier w tym zakresie leży w gestii Ministerstwa Energii.

Porównanie rodzimej giełdy towarowej z niemiecką po wprowadzeniu obowiązku magazynowego wypada na niekorzyść pierwszej. – Spready między TGE a giełdami niemieckimi urosły o 14 proc. od lipca 2017 r. A jeszcze do niedawna ceny na TGE podążały w ślad za niemieckimi – argumentuje Nowakowski.

– Przy obecnej polityce regulacyjnej nie doczekamy się nad Wisłą stworzenia centrum handlu gazem – uważa Robert Tomaszewski, starszy analityk ds. energetycznych w Polityce Insight. Jak tłumaczy, powstanie hubu nie zależy od decyzji polityków, lecz od działania rynku i obecności na nim prywatnych podmiotów. Bez nich nie uda się zrealizować wszystkich trzech celów przyświecających idei wysuwanej na sztandar przez obecny rząd, tj. dywersyfikacji miksu, likwidacji smogu i utrzymania rentowności sektora chemicznego. – Może się najwyżej udać to ostatnie. A my możemy skończyć z dużą ilością drogiego gazu, którego nikt inny nie będzie chciał kupić – konkluduje Tomaszewski.

Ekspert Ramboll nie martwi się jednak o popyt. Twierdzi, że ten sam się pojawi wraz z napływem większej ilości gazu, co wpłynie na jego cenę. Za przykład stawia Danię.

Kto zapewni popyt?

O korzyściach z dywersyfikacji – dokonywanej na razie samodzielnie – opowiada przedstawicielka sektora chemicznego. Te firmy – zużywając gaz do procesów produkcyjnych – od kilku lat na własną rękę szukają tańszych dostawców. Dlatego dziś błękitne paliwo kupują 20–30 proc. taniej niż na rynku. Ma to niebagatelne znaczenie, bo błękitne paliwo dla chemii jest surowcem niezbędnym do procesów produkcyjnych. – Konkurujemy na globalnym rynku. A cena gazu bezpośrednio przekłada się na koszt produktu końcowego – wyjaśnia Renata Auchimik, senior ekspert Polskiej Izby Przemysłu Chemicznego.

Na razie rentowność sektora od dłuższego czasu jest bardzo dobra, co jest pokłosiem korzystnych warunków makroekonomicznych na świecie. Należy jednak liczyć się ze zmianą koniunktury (zwłaszcza że to najdłuższy okres dobrej passy dla branży). – Od 2023 r. około 200 firm będzie musiało wyłączyć instalacje ze względu na obostrzenia wprowadzane dyrektywą IED (emisjach przemysłowych – red.). Wiele z nich liczyło na wsparcie rządu. Jednak ustawa kogeneracyjna wyłącza z niego autoproducentów, co nie pomaga z podejmowaniu decyzji o modernizacji czy budowie nowej instalacji. Mamy nadzieję na zmianę podejścia Ministerstwa Energii. Zwłaszcza że przy obecnych kosztach uprawnień do emisji CO2 nie będziemy w stanie konkurować w długim okresie – ostrzega Auchimik.

Przypomina też o zagrożeniu, które może się pojawić w 2023 r. Trwają dyskusje o zaostrzeniu reformy europejskiego systemu handlu uprawnieniami do emisji CO2 w kierunku zniesienia ochrony przemysłów energochłonnych. – Dlatego kwestia konkurencji cenowej jest dla nas tak istotna. Powstanie hubu, gdzie handel gazem będzie transparentny, a ceny dyktowane będą prawami popytu i podaży, pomoże nam zarządzać tym ryzykiem – podkreśla ekspertka Izby.

Taka dywersyfikacja dostaw dostarczy też argumentów PGNiG w renegocjowaniu niekorzystnego dla Polski kontraktu jamalskiego z Gazpromem. Stworzenie hubu gazowego pomoże zaś obniżyć cenę, by była zależna także od innych rynkowych czynników, a nie tylko cen ropy naftowej.

Dyskutanci zgodzili się co do tego, że popyt generować będzie nie tylko chemia. Nowakowski zwrócił uwagę na rozwój rynku pojazdów elektrycznych i na paliwa alternatywne. – Dzięki zniesieniu akcyzy na CNG i LNG (sprężony i skroplony gaz ziemny – red.) i po likwidacji barier ograniczających rozwój rynku gazu, do 2030 r. możemy mieć w całej Europie ok. 400 tys. pojazdów ciężkich zasilanych paliwem metanowym, które będą zużywały 17 mld m sześć gazu – tyle co dzisiaj cały kraj. Dziś mamy ok. 2 tys. takich pojazdów – zauważa Nowakowski. Z kolei w Polsce według Krajowych Ram Polityki Rozwoju Infrastruktury Paliw Alternatywnych do 2025 roku powinno być 54 tys. pojazdów zasilanych CNG i 3 tys. na LNG. Dziś jest ich odpowiednio 3,6 tys. i 50 (w tym 46 autobusów).

Z kolei Żarski z TGE mówi o planach budowy bloków gazowo-parowych przez grupy energetyczne. – Popyt na gaz wzrośnie choćby dzięki temu. Trudno jednak wyobrazić sobie sytuację, kiedy inwestycje te zostaną zrealizowane i pojawi się problem z bezpieczeństwem dostaw paliwa do nich, na przykład z uwagi na ograniczone zdolności magazynowe – przestrzega dyrektor TGE.

– Najgorsze byłoby to, gdyby po uruchomieniu Baltic Pipe w 2022 r. sztywny kontrakt z Gazpromem zastąpiła sztywna umowa z Norwegią w imię obrony przed rosyjskim gazem płynącym Nord Stream 2 – wtóruje Tomaszewski. Dlatego za zasadne uważa jak najszybsze dokończenie uwalniania rynku gazu.

Zdaniem dr. Paszki rozwój zrównoważonego rynku jednego towaru daje wymiana jednego podmiotu na co najmniej trzech–czterech dostawców. – Ten proces trzeba kontrolować regulacyjnie, bo łatwo może wymknąć się spod kontroli. Potrzeba działań wychodzących naprzeciw nowym podmiotom, ale także takich, by jednego monopolisty nie zastąpić drugim – sprecyzował szef DISE.