font_preload
PL / EN
Energetyka Gaz PwC 13 lipca, 2017 godz. 7:30   
KOMENTUJE: Jacek Ciborski

Ciborski: Niegotowi na polski hub gazowy

Giełda

O hubie gazowym w Polsce mówi się i pisze od kilku lat. Jednak w ostatnim okresie, czytając różne publikacje, odnieść można wrażenie, że hub gazowy w Polsce jest już na wyciągnięcie ręki, bo: Towarowa Giełda Energii umożliwia obrót gazem, oddane zostały ważne i strategiczne inwestycje infrastrukturalne z gazoportem w Świnoujściu oraz podejmowanych jest szereg działań mających na celu dywersyfikację dostaw gazu do kraju. Czy to jednak uprawnia nas do stawiania tezy o tym, że Polska będzie odgrywała kluczową rolę w kreowaniu rynku gazowego Europy Środkowo-Wschodniej? – zastanawia się Jacek Ciborski, Wicedyrektor ds. doradztwa biznesowego w PwC Polska sp. z o.o. To partner BiznesAlert.pl.

Odpowiedź na to pytanie w pierwszej kolejności wymaga wyjaśnienia, czym w rzeczywistości jest hub gazowy. Mianem tym określa się punkt swobodnej wymiany handlowej umożliwiający płynny handel dużymi wolumenami gazu ziemnego. Ten punkt wymiany handlowej może mieć charakter zarówno fizyczny, tj. powiązany z daną lokalizacją, jak np. ma to miejsce w przypadku austriackiego hubu Baumgarten, belgijskiego hubu Zeebrugge, czy najbardziej znanego amerykańskiego Henry Hub, bądź wirtualny, czyli obejmujący dany obszar bilansujący, jak to ma miejsce w przypadku pozostałych europejskich hubów z brytyjskim NBP na czele, czy niemieckimi hubami Gaspool oraz NCG. Wspólną cechą hubów jest jednak duży wolumen obrotu gazem, które to transakcje mogą być, ale nie muszą, zakończone fizyczną dostawą paliwa. Aby to z kolei było możliwe w hubach gazowych musi funkcjonować wydajny system (platforma handlowa) umożliwiający wymianę handlową optymalnie w kontraktach bilateralnych pomiędzy partnerami jak również na zasadach giełdowych, tj. w sposób zanonimizowany. Przykłady europejskich hubów wskazują, że obrót gazem na platformach handlowych może być wielokrotnie wyższy niż poziom fizycznych dostaw. Te wirtualne transakcje pozwalają na kształtowanie referencyjnej, tj. rynkowej ceny błękitnego paliwa służącej do rozliczeń dalszych transakcji. Ukształtowanie realnej ceny referencyjnej możliwe jest natomiast dopiero przy odpowiedniej płynności rynku, czyli inaczej mówiąc przy wysokim wolumenie obrotu paliwem realizowanym w ramach dużej ilości transakcji pomiędzy wieloma partnerami zarówno po stronie sprzedawców jak i nabywców. Tak rozumiana płynność rynku jest kolejnym charakterystycznym parametrem hubów gazowych. Do obsługi zawartych kontraktów zakończonych dostawą paliwa, niezbędna jest natomiast rozbudowana sieć gazownicza umożliwiająca swobodną realizację kontraktów zawieranych w hubie gazowym. Z tego powodu obecnie funkcjonujące huby działają na obszarach gwarantujących swobodny przesył gazu zarówno wewnątrz strefy bilansowania, jak również na wejściach i wyjściach z tego obszaru. Dopiero w sytuacji, gdy wszystkie te czynniki zostaną równocześnie zapewnione i bezproblemowo ze sobą współgrają można mówić o hubie gazowym.

Jak na tym tle wygląda sytuacja na polskim rynku gazowym?

Zaczynając od infrastruktury „twardej”, tj. systemu gazowniczego. Od czasu rozpoczęcia budowy terminala regazyfikacyjnego w Świnoujściu wraz z inwestycjami towarzyszącymi w postaci rozbudowy systemu przesyłowego wewnątrz kraju, sytuacja uległa diametralnej poprawie. W tym okresie, obok uruchomienia samego terminala, zbudowanych zostało około 1000 km gazociągów wewnątrz kraju, rozbudowane zostało połączenie z rynkiem niemieckim w Lasowie, oddano do użytku połączenie z rynkiem czeskim w Cieszynie oraz umożliwiono nie tylko wirtualny ale i fizyczny rewers gazu na gazociągu jamalskim. Niestety jest to zaledwie kropla w morzu potrzeb. Wyłączając możliwości na gazociągu jamalskim i gazoport, połączenia z rynkiem niemieckim i czeskim posiadają niewielkie zaledwie przepustowości. Możliwość realnego i ciągłego wykorzystania połączenia rynku polskiego i niemieckiego z wykorzystaniem „Jamału”, jest natomiast niepewna nie tylko z punktu widzenia kodeksu sieciowego niemieckiego operatora, ale została w praktyce zakwestionowana w ostatnich tygodniach w związku z problemami z jakością i wysokim zawodnieniem gazu w rurociągu, przez co odbiory do kraju zostały wstrzymane, przy równoczesnym braku możliwości wykorzystania fizycznego rewersu z kierunku niemieckiego. Sytuacja ta z pewnością będzie się poprawiać wraz z realizacją kolejnych inwestycji. Na kolejne lata przewidywanych jest szereg projektów mających gwarantować realną możliwość dostaw gazu z kierunku norweskiego przez Danię (Baltic Pipe), zwiększenie możliwości odbioru gazu skroplonego oraz dalszego przesyłu gazu na rynki ościenne (Czechy, Słowacja, Litwa, Ukraina), jednak projekty te są obecnie na etapie opracowania i w stosunku do żadnego z nich nie zapadły wiążące decyzje inwestycyjne. Zgodnie z planami Gaz-System ich realizacja ma nastąpić do 2023-2025 roku i te daty wyznaczają horyzont, w jakim będziemy mogli mówić o realnej możliwości istotnego kreowania rynku gazowego w regionie, czyli tzw. hubu gazowego.

Dużo lepiej wygląda sytuacja w zakresie infrastruktury informatycznej, niezbędnej do obsługi handlu błękitnym paliwem. Uruchomiona na Towarowej Giełdzie Energii giełda gazu ziemnego stanowi bardzo dobrą bazę do dalszej rozbudowy platformy handlowej i umożliwienia zawierania transakcji bilateralnych pomiędzy zainteresowanymi partnerami. Zapewnienie sprawnego narzędzia, gamy wystandaryzowanych produktów, standardowych warunków wymiany handlowej oraz zabezpieczeń w zakresie rozliczania transakcji pomiędzy szeregiem partnerów handlowych, stanowi centralny punkt hubu gazowego.

Do rozstrzygnięcia pozostaje jednak jeszcze jeden dylemat dotyczący docelowego kształtu krajowego rynku gazowniczego. W chwili obecnej, obroty na giełdzie gazu zdominowane są po stronie sprzedawcy paliwa przez jedną wiodącą spółkę gazowniczą (PGNiG), a po stronie odbiorców przez kluczową spółkę obrotu detalicznego należącą do tej samej grupy kapitałowej (PGNiG OD). Taka struktura handlu gazem nie spełnia kryteriów stawianych przez hub gazowy. W przypadku hubów europejskich przyjmuje się, że po stronie dostawców paliwa gazowego funkcjonować powinny co najmniej trzy podmioty o dużej sile konkurencyjnej w stosunku do siebie, a strona odbiorców powinna być jeszcze bardziej zdywersyfikowana. Utworzenie w Polsce hubu gazowego, który będzie miał szansę odgrywania wiodącej roli dla rynków naszego regionu oznacza zatem utratę przez PGNiG roli dominującego podmiotu gazowniczego w Polsce oraz dużo większe otwarcie na konkurencję ze strony innych dostawców, często o większych możliwościach finansowych niż nasza krajowa spółka gazownicza. Z punktu widzenia PGNiG oznacza to również, graniczące z pewnością ryzyko oddania istotnej części krajowego rynku. Nie musi to automatycznie oznaczać zmniejszenia przychodów, czy wyników spółki, gdyż takie otwarcie rynków daje spółce szansę na istotnie większe wejście na rynki ościenne i ogrywanie na nich znacząco większej roli, co jednak stanowić będzie duże wyzwanie dla spółki oraz obarczone jest ryzykiem.

Polska, jako największy w regionie Europy Środkowo-Wschodniej rynek gazu ziemnego, bez wątpienia posiada potencjał do odgrywania roli centrum wymiany handlowej gazu dla tej części Starego Kontynentu. Niemniej jednak, aby to, póki co, życzeniowe myślenie mogło być zrealizowane potrzebne jest podjęcie olbrzymiego wysiłku inwestycyjnego, które wcześniej musi zostać poparte rachunkiem ekonomicznym. Całość działań musi być jednak poprzedzona wiążącą, strategiczną decyzją dotycząca docelowego kształtu polskiego rynku gazowego, uwzględniająca wszystkie konsekwencje dla rynku związane z funkcjonowaniem hubu gazowego. Bezpieczeństwo dostaw na takim rynku gwarantować będzie wysoka płynność i wielu dostawców gazu, a nie jak obecnie dominująca spółka gazownicza czyli PGNiG. Oznaczać to będzie daleko idącą zmianę w modelu funkcjonowania spółki oraz zniesienie barier infrastrukturalnych i regulacyjnych, zabezpieczających obecnie silną pozycję podmiotu na rynku.