W rozmowie z BiznesAlert.pl prezes Hermes Energy Group Piotr Kasprzak opowiada o tym jak zmienić rynek gazu w Polsce, aby rosła konkurencja.
BiznesAlert.pl: Czy zgodzi się Pan ze stwierdzeniem – „gaz nie ma narodowości”?
Piotr Kasprzak: Na poziomie hurtowym, na rynku europejskim, nie. Zasadniczo 50 proc. gazu w Europie to jest gaz rosyjski, drugie 50 proc. to jest gaz norweski. Mamy jakieś domieszki, trochę z Azerbejdżanu, trochę z LNG, ale de facto są to dwa główne kierunki dostaw. Handlarzy europejskich, którzy tym gazem obracają jest kilka tysięcy. Na końcu źródła są dwa, chociaż w między czasie gaz gubi tą narodowość, co nie zmienia faktu, że gdyby Rosja lub Norwegia miały ochotę ograniczyć dostawy może to zostać odebrane jako narzędzie polityczne.
Pytanie, czy w sytuacji gdy jest zagrożenie ze strony amerykańskiego LNG, zwiększa się wydobycie ropy, czy ktokolwiek ośmieliłby się ograniczyć dopływ gotówki którą otrzymuje w ramach dostaw gazu. Ta groźba politycznej ingerencji z tego powodu wydaje się teoretycznym zagrożeniem, ale należy sobie umieć z nim radzić, budować infrastrukturę, wspólny rynek, dywersyfikować źródła dostaw.
Gazu do Europy płynie więcej niż w sezonie zimowym, chociaż weszliśmy w kwietniu w sezon letni. Co prawda mieliśmy dłuższą i cięższą zimę, a magazyny gazu w Europie zostały zczerpane w większym stopniu niż ubiegłorocznym sezonie grzewczym. Są one jednak teraz dynamicznie uzupełniane. Stanowi to jednak dowód na to, że najwięksi gracze na rynku są jak najbardziej zainteresowani, żeby tego gazu do Europy płynęło jak najwięcej.
Jak istniejąca i nowa infrastruktura gazowa wpływa na bezpieczeństwo energetyczne Polski?
Jesteśmy zwolennikiem jak najbardziej skutecznego rozwoju bezpieczeństwa energetycznego Polski. Mam tutaj na myśli oczywiście terminal LNG, jak również gazociąg Baltic Pipe. Natomiast pozostaje pytanie, ile to będzie wszystko kosztować i kto za to zapłaci. Ja bym zalecał żeby głosy wszystkich interesariuszy zostały wzięte pod uwagę. Chciałbym żeby była dodatkowa możliwość kupna gazu, kontraktowania go, czy to z Norwegii, czy z jakiegokolwiek innego miejsca i fizycznego przesyłu do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Może być jednak tak, że infrastruktura powstanie i nie będzie wykorzystywana, ale spełni swoją rolę, bo będzie zaworem bezpieczeństwa. Pozwoli nam bardziej efektywnie negocjować z Rosjanami, czy z kimkolwiek innym, od kogo chcielibyśmy kupować gaz w przyszłości. Ważne jest to, aby koszt poniesiony w tym czasie nie był zbyt duży i nie przełożył się na zbytnią krytykę tego projektu.
A może lepiej sprowadzać surowiec przez rewers na Gazociągu Jamalskim?
Uważam, że w chwili obecnej można to robić. Z tego co pamiętam problemem był magazyn Katharina, który miał mieć pierwszeństwo w zatłaczaniu, ale w sytuacji ograniczenia dostaw założenie tego problemu jest błędne, bo nikt nie będzie wtedy gazu do magazynu zatłaczał, a będzie go wytłaczał. Natomiast z tego co wiem na poziomie działań dotyczących rozporządzenia SOS, to magazyn Katharina nie ma już tego pierwszeństwa, przynajmniej minister Naimski ostatnio o tym wspominał. Dlatego nic nie stoi na przeszkodzie żeby doprowadzać ten gaz chociażby z Norwegii, ze złóż gdzie udziały posiada Grupa PGNiG, istniejącymi gazociągami do granicy niemieckiej. Już robią to pewnie spółki zależne, chociażby PGNiG Upstream International, który sprzedaje, czy PGNiG Sales & Trading, który kupuje i sprzedaje gaz na terytorium Niemiec. Można z tej możliwości korzystać.
Jakimi przepustowościami w regionie jesteście Państwo zainteresowani? Były informacje z ośrodka ICIS, że braliście udział we wstępnych zgłoszeniach na przepustowość Baltic Pipe. Czy interesuje was rozbudowa rewersu Gazociągu Jamalskiego?
Uważam, że 7,5 mld m3 gazu technicznej przepustowości którą w tym momencie posiada rewers na Mallnow to wartość absolutnie wystarczająca. Jeśli chodzi o Baltic Pipe, bylibyśmy zdecydowanie mniejszym uczestnikiem tego projektu, ale jesteśmy zainteresowani tym, żeby z Grupą PGNiG walczyć o tą przepustowość i zagwarantować bezpieczeństwo dostaw. To swoisty papierek lakmusowy, który pokazuje że wśród uczestników rynku jest chęć, aby partycypować w tego typu przedsięwzięciu.
Jednak po pierwsze konieczne jest ekonomiczne uzasadnienie, a po drugie unormowana sytuacja prawna, na przykład w odniesieniu do ustawy o magazynowaniu paliw. Czy importując przez Baltic Pipe, czy przez terminal LNG, czy przez rewers na Mallnow, czy przez interkonektor w Lasowie – jesteśmy zobowiązani do utrzymywania rezerw obowiązkowych.
Czemu służy ta ustawa?
Ustawa napisana jest w celu uniemożliwienia dopływu gazu do Polski. Nie wiem czy jest pisana konkretnie pod jakąś szczególną spółkę, ale podmiot który posiada wydobycie w Polsce lub własne magazyny, może osiągać z tego tytułu korzyści. Wydaje mi się, że Komisja Europejska ma co do tego pewne wątpliwości. Moim zdaniem jest to krok w tył, w latach 2014-2016 rynek gazu ziemnego dynamicznie się liberalizował. Widać to po ilości zmian sprzedawców na rynku, jak również po wzroście obrotów na Towarowej Giełdzie Energii. Widzieliśmy również wzrost importu gazu z zagranicy. To wszystko stwarzało zagrożenie dla podmiotu dominującego, biorąc jeszcze pod uwagę ich formuły kontraktowe „take or pay”.
Dlatego odbudowa tego rynku poprzez częściowe ograniczenie możliwości importowych nie jest rozwiązaniem dobrym. Krajowy rynek stał się konkurencyjny, odbiorcy końcowi na tym zyskują, dlatego nie powinno dochodzić do sytuacji, w której wprowadzane są ograniczenia, będące nierównomierne dla wszystkich.
Obawiam się, że w dłuższej perspektywie ustawa o magazynowaniu paliw gazowych nie będzie możliwa do utrzymania ze względu na bardzo dużą presję jej zmiany ze strony Komisji Europejskiej. Nie można mieć ciastko i zjeść ciastko, a niestety tak to trochę teraz wygląda. Z jednej strony chcemy mieć Baltic Pipe, ze względu na dywersyfikację źródeł, a z drugiej strony zamykamy granicę, żeby rosyjski gaz nie wpływał do Polski.
Wyobraźmy sobie sytuację w której nie da się wybudować połączenia Baltic Pipe, terminal LNG nie jest rozbudowany o czasie, z przyczyn taryfowo-ustawowych nikt poza Grupą PGNiG nie importuje gazu z zagranicy. W związku z tym w 2022 r. mamy problem, bo nie jesteśmy w stanie realnie dywersyfikować źródeł dostaw gazu do Polski.
Rozumiem doktrynę rządzących oraz Grupy PGNiG, że najpierw bezpieczeństwo energetyczne, rozumiane jako inne kierunki dostaw niż wschodni, a później dopiero liberalizacja rynku. Natomiast trzeba zwrócić uwagę na fakt, że już w tym momencie funkcjonując w ramach fazy liberalizacji, od października 2017 r. wszystkie grupy poza odbiorcami końcowymi są zwolnione z taryfikacji. Oznaczać to może, że jeżeli konkurencja zostanie ograniczona, to ceny dla tych odbiorców wzrosną. To z kolei może wywołać niechciane konsekwencje.
W związku z tym próbowałbym szukać tutaj kompromisu. Próbujmy stwarzać nowe kierunki dostaw gazu, chociażby za pomocą Baltic Pipe, dbajmy o to żeby interesy Polski były zabezpieczone. Widzimy, że spółki Skarbu Państwa – Grupa Azoty, PKN Orlen, PGE, Lotos, kupują gaz od PGNiG z powrotem. Jest to bardzo dobry kierunek, zabezpiecza realizację klauzuli „take or pay”. Jednak ograniczenie w tym samym momencie dostaw gazu do Polski z zagranicy, pod warunkiem utrzymywania rezerw lub usługi biletowej, która de facto jest nierynkowa w tym momencie, to krok w tył.
Jeśli finansowanie Baltic Pipe opierać miałoby się częściowo na środkach finansowych z Unii Europejskiej to widzimy pewną dychotomię. Z jednej strony chcemy rozbudowywać połączenia, brać na to pieniądze od Komisji Europejskiej, z drugiej strony ograniczamy możliwości konkurowania na tym rynku. Nie można planować budowy nowej inwestycji, jakim jest projekt Baltic Pipe, pomijając przy tym w dyskusji rozwój konkurencji na rynku w Polsce – jest to system naczyń połączonych.
Dlaczego nie korzystają Państwo z gazoportu w Świnoujściu?
Nie używamy terminalu LNG tylko dlatego, że nie jest on wyłączony z ustawy o magazynowaniu paliw. Jest on traktowany tak samo jak każde połączenie transgraniczne.
Skąd można sprowadzać LNG do Polski? Do Polski przypłynie pierwszy gazowiec z USA.
Jak najbardziej ze Stanów Zjednoczonych. Kontrakt długoterminowy byłby korzystny pod warunkiem dużej elastyczności, najlepiej bez klauzuli „take or pay”, albo z jej bardzo ograniczonym poziomem. Chociaż trzeba na to spojrzeć z szerszej perspektywy. Zaczyna się walka o rynek – USA versus Rosja versus Norwegia. Ta walka będzie się na pewno zaostrzać i najbardziej skorzystają na tym odbiorcy końcowi. Jeżeli będzie bardzo duża podaż z różnych kierunków, to na samym końcu będzie walka o klienta. Dzięki temu ceny będą niższe. Dlatego musimy być teraz aktywnym uczestnikiem tego rynku, musimy być otwarci na propozycje.
Niekoniecznie oznacza to obowiązek kupowania LNG w długoterminowych formułach, rozumianych jako obowiązek dokupowania gazu. Co innego, długoterminowy kontrakt oparty o indeksację na hubach europejskich, z 30-50 proc. klauzulą „take or pay”. Jest jak najbardziej do przyjęcia. Jesteśmy w stanie podpisywać takie kontrakty już teraz. Oczywiście jest to perspektywa 2018-2019 r., ale należy moim zdaniem zdecydowanie podążać w tym kierunku.
Czy tego typu umowy są już obecne na rynku europejskim?
Moim zdaniem tak. Elastyczne dostawy z ograniczoną klauzulą „take or pay” oraz możliwością zmiany trasy, miejsca przeznaczenia. Rynek LNG jest bardzo dynamiczny i wszyscy wysyłają statki tam gdzie mamy chwilowe ograniczenia podaży, w związku z tym ceny idą do góry. Jeżeli podpisujemy taki kontrakt musimy zapewnić możliwość przekierowania. Jesteśmy w stanie kupić ten gaz w Polsce, chociażby od PGNiG na poziomie umowy bilateralnej, czy poprzez TGE, a gaz który miałby wpłynąć w formie LNG zostanie przekierowany, na przykład do Litwy.
Czy jesteście zainteresowani przepustowościami OPAL i EUGAL?
Kiedy w styczniu 2017 r. Gazprom zwiększył dostawy za pośrednictwem gazociągu OPAL, ceny na rynku niemieckim spadły. Z punktu widzenia klasycznej firmy, która handluje surowcem, zarabia na różnicy cen, to oczywiście była dobra informacja. Gazu było więcej, w związku z tym rynek był tańszy. Jeżeli my importujemy gaz do Polski i sprzedajemy go naszym klientom, jest on tańszy, to dla naszych klientów jest to korzystna sytuacja. Jednak biorąc pod uwagę fakt tej koncentracji możliwości dostaw gazu ziemnego przez Gazprom za pomocą OPAL, to nie jest to oczywiście dobry kierunek. Nie powinni mieć oni możliwości długoterminowego rezerwowania tak dużego stopnia przepustowości.
W marcu miała być aukcja na roczne przepustowości ciągłe. Została ona skutecznie zablokowana zarówno przez PGNiG, jak również przez Polskę i to dało zamierzony skutek. Gazprom zmniejszył nominację z 80 na 50 proc., nie wygrał rocznych mocy.
Z punktu widzenia Hermes Energy Group ważne jest żeby nie było długoterminowej przewagi konkurencyjnej Gazpromu, bo prędzej czy później zostanie ona wykorzystana. To nie jest firma która działa na oślep. Nie można im odmówić tego, że działają w sposób przemyślany, bardzo strategiczny i długoterminowy. Oczywiście czują zagrożenie ze strony Amerykanów. Chociaż z roku na rok sprzedaż Gazpromu do Europy rośnie, a nie spada. Gdybym miał się zakładać, to Nord Stream 2 pewnie powstanie, ciągle jest mowa o Tureckim Potoku, który miałby iść już może nie do Europy, ale do Turcji. Dlatego nie jest tak, że Gazprom czeka na LNG ze Stanów Zjednoczonych.
Rozmawiał Wojciech Jakóbik
