Czy Brama Północna się opłaca? Dyskusja na POWERPOL (RELACJA)
Podczas konferencji POWERPOL odbył się panel „Gaz w polityce energetycznej Polski”. Uczestnicy rynku próbowali odpowiedzieć na pytania dotyczące perspektyw wydobycia i importu gazu do Polski, kierunków zmian oraz kluczowych projektów inwestycyjnych. Prelegenci zgodzili się, że zmienność rynku gazu, cen, nowe źródła i infrastruktura zdeterminują przyszłość dywersyfikacji. Konferencja została objęta patronatem portalu BiznesAlert.pl.
„Ustawa o zapasach nie przeszkadza liberalizacji”
Prezes PGNiG Obrót Detaliczny Henryk Mucha, podsumowując okres 2014–2017, podkreślił, że w roku 2015 rozkręcał się rynek gazu i jego liberalizacja. – Jako Grupa rozpoczęliśmy realizację strategii. W 2016 roku była to erozja bazy klientów. Pierwsze działania to poprawa oferty cenowej. PGNIG straciło w tym okresie monopol i już nie jest monopolistą. Rynek liberalizuje się mimo ustawy o zapasach gazu, wbrew wieszczonym prognozom. Staje się coraz bardziej atrakcyjny, a ofert jest coraz więcej. Spółki ze sobą konkurują. Dla klienta to są korzyści. Liberalizacja to proces, który będzie się rozwijać – mówił.
Henryk Młodawski – członek zarządu Exalo Drilling podkreślił, że złoża w Polsce są. Powiedział, że z 30 odwiertów wykonanych w tym roku w 80 procentach z nich potwierdzono obecność ropy i gazu, a połowa z nich zostanie przekazana do komercyjnej eksploatacji. Podał przykład odwiertów w Norwegii, które zostały wywiercone w latach. 70., są użytkowane obecnie i będą użytkowane przez kolejne lata. – To efekt technologii. Jeśli powrócilibyśmy do starych odwiertów, to wówczas mamy szanse na wydobycie surowca. Duże złoża ropy i gazu mogą być w tzw. Głębokich Karpatach, także po drugiej stronie granicy. Granicą nie jest technologia, a własna determinacja i policzenie ile posiada się środków – podkreślił. Pytany o poziom wydobycia w 2030 roku powiedział, że dzięki gazowi z pokładów węgla można go zwiększyć o co najmniej 1 mld m sześc.
Dr Adam Węgrzyn – Członek Zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa, powiedział, że spółka z nową strategią wzięła na siebie ciężar bycia narodowym dystrybutorem gazu w Polsce. – Tam gdzie jest sieć gazownicza, regiony mają większe szanse na rozwój. Konieczność budowy gazociągów generuje duże koszty, dlatego też poszukujemy innych metod podłączenia do gazu. Szansą jest gazyfikacja oparta o LNG, tam gdzie nie jest możliwa budowa sieci linowej. LNG pozwala także na przeprowadzenie prac remontowych. Miejscowe stacje LNG umożliwiają również odciążenie sieci przesyłowych, kiedy jest zbyt duże zapotrzebowanie. Dodatkowo ustawa o elektromobilności nakłada na PSG obowiązek zbudowania stacji CNG. Planujemy także budowę kilku nowych LNG, m.in. w Jarosławiu – informował.
Wszyscy zapłacimy za Baltic Pipe, ale ma się zwrócić niższymi cenami gazu
Redaktor naczelny BiznesAlert.pl Wojciech Jakóbik pytany o to, jak ceny gazu będą kształtować się po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, powiedział, że znane są już liczby z Open Season, w którym PGNiG jako jedyne zarezerwowało z planowanej przepustowości 10 mld m sześc. ponad 8 mld m sześc. – Niewykluczone, że do przesyłu gazu z Norwegii, po PGNiG, dołączy Lotos czy Statoil. PGNiG chce do 2025 roku wydobywać w Norwegii do 2,5 mld m sześc. gazu. Czy ceny będą niższe? Zobaczymy. Warto pamiętać, że prawdopodobnie nie będzie już kontraktu jak jamalski, na kilka lat i sztywnymi klauzulami. Ciekawe będzie zestawienie kontraktów indeksowanych do ropy do tych uzależnionych od cen na giełdzie, ale w przyszłości firmy będą od tego odchodzić. Istotna będzie też rozbudowa terminalu LNG i płynące z niej korzyści. Przykładem jest zakup LNG z USA od brytyjskiej Centricy, przy którym – według deklaracji polskich władz – cena była indeksowana do giełdy, a nie do cen ropy – powiedział.
Piotr Kasprzak – Członek Zarządu ds. Operacyjnych Hermes Energy Group S.A. stwierdził, że co do zasady rynek detaliczny w Polsce działa. – W zakresie ceny gazu do taryfy Gaz Systemu wskoczy koszt budowy Baltic Pipe, a więc wszyscy zapłacimy za tę inwestycję. Dodatkowo przez ustawę o zapasach zapłacimy więcej my jako uczestniczy rynku. Celem ma być bezpieczeństwo dostaw i dywersyfikacja, z drugiej strony ważne powinny być ceny dla klienta końcowego. Dla mnie, jako uczestnika, im cena wyższa tym lepiej – powiedział.
Dr Andrzej Sikora z Instytutu Studiów Energetycznych stwierdził, że najważniejszą inwestycją z punktu widzenia polskiego rynku będzie Nord Stream 2. – Innym czynnikiem warunkującym sytuację jest brak strategii energetycznej, surowcowej, a ta druga ma być dopiero za 2 lata. Polityka energetyczna może być czynnikiem zaradczym w walce z Nord Stream 2. Nie wiemy, ile będziemy potrzebować gazu – mówił. Kolejny element to nadmiar LNG na rynku. Zastanawiał się, dlaczego Polska inwestuje w schyłkowe złoża w Norwegii. – A dlaczego nie ma nas w USA? – pytał. Podkreślił znaczenie rozbudowy i podłączenia terminalu w Świnoujściu. Dodał, że LNG z USA może popłynąć głównie do Azji, a nie do Europy. Rewolucją w gazie mogą być hydraty metanu. W kontekście dostaw gazu od Centricy dla PGNiG powiedział, że gaz to takie commodity jakie każde inne. – Niewykluczone, że Brytyjczycy, którzy wychodzą z UE, zaoferują nam gaz z Rosji – dodał.
Hub gazowy jako konieczność dziejowa
Dawid Klimczak, prezes ENEA Trading, powiedział, że dla tradera najważniejszy jest wolumen. – Dużo dzieje się w infrastrukturze, zwiększa się liczba koncesji – jest ich obecnie dwieście. 138 TWh obrotu na giełdzie gazu to o 40 procent więcej niż na rynku energii elektrycznej. W 2017 roku zwiększyła się dwukrotnie ilość LNG na rynku. Zwiększa się też przy przesyle gazu na Ukrainę. Zmienność cen jest także widoczna na TGE w zakresie gazu, to wielkość od ok. dziesięciu do kilkunastu złotych. Traderzy są w stanie wygenerować większe zyski – mówił.
Marcin Sienkiewicz z Towarowej Giełdy Energii zauważył, że suma zdarzeń wskazuje na to, że można z optymizmem patrzeć w przyszłość. – Zwiększa się świadomość wśród odbiorców, że można zmienić dostawców, a oferta może być bogatsza. To szansa na grę rynkową. Inny impuls to infrastruktura (jak Brama Północna), która pozwoli na dywersyfikację i zróżnicowanie form kontraktu. Suma tego wszystkiego pokazuje, że rodzi się przestrzeń na nowy wolumen gazu. Trendy w elektroenergetyce pokazują sygnały ze spółek – nowe źródła będą oparte o gaz – powiedział. Dodał, że budowa hubu gazowego jest wpisana do Strategii Odpowiedzialnego Rozwoju. – Szanse na jego powstanie są, a jest to też konieczność dziejowa – dodał.
Wojciech Jakóbik dopowiedział, że w na Baltic Pipe warto spojrzeć biznesowo. – Miało nie być na pokładzie operatorów z Danii i Norwegii – są, miało nie być Open Season, a już się odbyło – ocenił. Podobnie jest jego zdaniem w przypadku dostaw LNG i według niego należy zwrócić uwagę na dane Międzynarodowej Agencji Energii. – W Polsce miało nie być gazu skroplonego ze Stanów. Jest. Miał być niekonkurencyjny, a władze jednak poinformowały o kontrakcie indeksowanym do cen europejskich, który ma być konkurencyjny. Oczywiście zapisów kontraktu nie znamy. Tymczasem według Agencji, w 2025 roku USA będą w stanie wyeksportować do Europy około 40 mld m sześc. rocznie. Może 3–5 mld m sześc. da się urwać dla Polski. Umowa PGNiG z Centricą pokazuje, że jest to realne. Pokazuje to także, że należy zerwać z mitem, że LNG z USA jest zbyt drogie – powiedział Jakóbik.
