Sawicki: PGNiG chce ograniczyć rosyjski gaz do minimum
Minimum od Gazpromu, maksimum z LNG. Taki jest cel importowy PGNiG na kolejny rok oraz na okres po 2020 roku do czasu wygaśnięcia Kontraktu Jamalskiego na dostawy gazu z Rosji. Owe minimum to 8,7 mld m sześc. Oznacza to, że PGNiG musi sprowadzić m.in. poprzez terminal LNG o ponad 300 mln m sześc. więcej niż w ubiegłym roku. Obowiązujący 24 letni kontrakt na dostawy skroplonego gazu od Cheniere LNG to szansa na realizację tego celu – pisze Bartłomiej Sawicki, redaktor portalu BiznesAlert.pl.
Zarówno w ropie, jak i w gazie terminal daje bezpieczeństwo
Od ponad 3 lat z różnych kierunków świata do Polski przypływają średnio dwie dostawy LNG miesięcznie. Łącznie z dzisiejszą, ósmą już dostawą LNG z USA, na mocy długoterminowej umowy z Cheniere LNG, daje to 65 ładunków. Wolumen, po regazyfikacji daje średnio 90–100 mln m3 z każdego gazowca. Jednak celem PGNiG, klienta Polskiego LNG, spółki obsługującej terminal LNG w Świnoujściu jest, aby tych gazowców przybywało i w przyszłym roku było ich 39, licząc dostawy z USA, Kataru na mocy umów średnio i długoterminowych oraz kontrakty spot, a więc na mocy jednorazowej umowy. Dlaczego? PGNiG, największy dostawca gazu w Polsce, chce zejść do minimum importowego zawartego w umowie jamalskiej, na mocy której kupujemy gaz od Rosji. Gaz na warunkach nieprzystających do europejskich, zarówno pod względem ceny, elastyczności (według zapewnień ze strony spółki), jak i pewności dostaw. W ciągu ostatnich kilku lat dochodziło do co najmniej kilku przerw w dostawach gazu. Najsłynniejszy przykład to dostawy tzw. zawodnionego gazu w 2017 roku, którego nie dało się odebrać bez specjalnych osuszarek, których w Polsce nie ma.
RAPORT: Usterka Gazociągu Jamalskiego. Kolejna lekcja dla Polski
To porównywalna sytuacja do tej, z którą mieliśmy do czynienia od końca kwietnia do początku czerwca. Wtedy chodziło o brak dostaw ropy dobrej jakości przez ropociąg Przyjaźń. Przez 46 dni do Polski nie płynęła ropa, w związku z jej zanieczyszczeniem. Podobnie w ropie, jak i w gazie niezbędnym elementem jest terminal importowy.
Naftoport pozwolił Polsce przejść przez ten kryzys bez większych problemów, suchą stopą (poza logistycznymi, co także wiąże się z kosztami). Zwiększenie dostaw LNG do 39 ma dać Polsce komfort, w przypadku takich wpadek polskiej gospodarce nie grożą przerwy w dostawach. Polska konsumuje coraz więcej gazu (w 2018 roku ok. 17 mld m sześc).
Ograniczyć gaz z Rosji do minimum
Od 2 lat PGNiG sprowadza coraz mniej gazu z Rosji przy jednoczesnym wzroście sprzedaży. W 2018 roku PGNiG sprowadziło ze Wschodu ponad 0,62 mld m sześc. mniej gazu ziemnego niż w roku 2017 (co stanowi spadek o 6,4 procent). Import ze Wschodu wyniósł ok. 9,04 mld m sześc. w porównaniu z ok. 9,66 mld m sześc. w 2017 roku. Import LNG (z Kataru, Norwegii i USA) w 2018 roku wzrósł o prawie 1 mld m sześc. (wzrost o 58,2 proc.) i osiągnął ponad 2,71 mld m sześc. (po regazyfikacji), w stosunku do roku 2017 kiedy sprowadzono ok.1,72 mld m sześc. LNG (po regazyfikacji).
Tym samym w 2018 roku, import z kierunku wschodniego stanowił 66,8 procent całej struktury importu PGNiG (w roku 2016 stanowił 88,9 procent). Import LNG stanowił zaś ponad 20 procent struktury importu (w roku 2016 stanowił 8,4 procent). Resztę importu pokrywa kierunek zachodni i południowy. W całym 2018 roku PGNiG sprowadziło do Polski ok. 13,53 mld m sześc. gazu ziemnego. Zgodnie z prognozą krajowe wydobycie wyniosło 3,8 mld m sześc. Prognozy na ten rok są jeszcze większe. Żeby więc utrzymać niski poziom importu gazu z Rosji, do poziomu bliskiego minimum PGNiG musi zwiększyć się import LNG w kolejnym roku. Dlatego też prezes PGNiG, Piotr Woźniak, powiedział podczas konferencji prasowej w Świnoujściu, że chodzi o 39 dostaw LNG. Oznacza to, że w przyszłym roku do Polski powinno dopłynąć ok 3,9 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. W ubiegłym roku było to 2,7 mld m sześc.
Portfel zakupowy PGNiG
Od 2023 roku w portfelu zakupowym PGNiG, na mocy zawieranych kontraktów długoterminowych i średnioterminowych z USA, długoterminowych z Katarem, a także dostaw spotowych, ma być ok 13 mld m sześc. Z czego z USA ma być 9,4 mld m sześc. w różnych formułach zakupowych. Delivery Ex Ship, a więc dostawca do portu dedykowanego, w tym wypadku w Świnoujściu oraz Free On Board, tutaj to zamawiający będzie decydował, od momentu załadowania, gdzie przekieruje ładunek. Może go sprowadzić do Polski, ale i sprzedać, tam gdzie będzie w danym momencie korzystna cena.
W październiku 2018 PGNiG i Venture Global LNG ogłosiły podpisanie kontraktów na zakup 2 milionów ton skroplonego gazu ziemnego rocznie. Na mocy porozumienia z czerwca tego roku, firma Venture Global zwiększy wolumen LNG odbieranego z terminalu Plaquemines w USA. Począwszy od 2023 roku został zwiększony z 1,0 mln (taki pierwotnie ustalono na mocy umowy z 2018 roku) do 2,5 mln ton rocznie. Daje to z 1,35 do 3,38 mld m sześc. gazu ziemnego po regazyfikacji. Tym samym łączny wolumen zakupionego przez PGNiG gazu osiągnie 3,5 mln ton LNG rocznie – 1,0 mln ton pochodzić będzie z terminalu Calcasieu Pass, a 2,5 mln ton – z terminalu Plaquemines. Od 2022 i 2023 roku z terminali eksportowych należących do Venture Global LNG, zlokalizowanych w Luizjanie nad Zatoką Meksykańską, PGNiG będzie odbierać każdego roku łącznie 3,5 mln ton gazu LNG, co odpowiada ok. 4,73 mld m sześc. gazu ziemnego po regazyfikacji. Kontrakty PGNiG z Venture Global LNG zostały zawarte na 20 lat w formule FOB (Free-on-Board).
Także w 2018 roku PGNiG zawarło 24-letni kontrakt z Cheniere na dostawy amerykańskiego LNG do Polski. W latach 2019-2022 łączny wolumen dostaw wyniesie ok. 0,52 mln ton LNG, czyli ok. 0,7 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Natomiast w latach 2023-2042 łączny wolumen importu osiągnie ok. 29 mln ton (ok. 39 mld m sześc. po regazyfikacji) – co oznacza, że od 2023 roku PGNiG każdego roku zakupi ok. 1,45 mln ton LNG (ok. 1,95 mld m sześc. gazu po regazyfikacji).
W latach 2019-2022 łączny wolumen dostaw wyniesie ok. 0,52 mln ton LNG, czyli ok. 0,7 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Natomiast w latach 2023-2042 łączny wolumen importu osiągnie ok. 29 mln ton (ok. 39 mld m sześc. po regazyfikacji) – co oznacza, że od 2023 r. PGNiG każdego roku zakupi ok. 1,45 mln ton LNG (ok. 1,95 mld m3 gazu po regazyfikacji). Dostawy będą realizowane według formuły DES (delivered ex-ship) – czyli z dostawą do Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu, zapewnioną przez sprzedającego.
W czerwcu 2018 roku PGNiG i Port Arthur LNG podpisały porozumienie na zakup LNG w USA z terminalu Port Arthur. Porozumienie ustala podstawowe warunki umożliwiające finalizację 20-letniej umowy na zakup do 2 mln ton LNG rocznie (ok. 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji). Ładunki będą pochodzić z terminalu Port Arthur LNG, który powstanie w Jefferson County w Teksasie do 2023 roku. Dokumenty zostały podpisane podczas, odbywającej się w Waszyngtonie, Światowej Konferencji Gazowej (World Gas Conference).
Jeszcze w 2017 roku PGNiG zawarło 5-letni kontrakt na dostawy amerykańskiego LNG. Wówczas pierwszy średnioterminowy kontrakt na import amerykańskiego LNG został podpisany pomiędzy Grupą Kapitałową PGNiG (PGNiG) a Centrica LNG Company Limited (Centrica).
Dostawy gazu pochodzą z terminalu skraplającego Sabine Pass w Luizjanie. Kontrakt wszedł w w życie w 2018 r. i będzie realizowany na bazie reguły DES. Do Terminalu LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu zostanie dostarczonych do 9 ładunków LNG w okresie obowiązywania kontraktu.
Od 2016 na mocy wieloletniej umowy do terminala płyną dostawy z Kataru o rocznym wolumenie 2,5 mld m sześc.
To się opłaca
Departament Energii USA opublikował raport z cenami amerykańskiego LNG. O sytuacji i cenie amerykańskiego LNG pisałem w tekście z czerwca.
Tych dostaw z USA było siedem i ich cena była konkurencyjna (prawdopodobnie, ponieważ ceny to zwykle tajemnica handlowa) w porównaniu do ceny Kontraktu Jamalskiego.
W przeliczeniu na metry sześcienne cena gazu, który w 2019 roku trafił z USA do Polski wynosi odpowiednio w przypadku kolejnych od pierwszego do piątego ładunku kolejno około 303 dol., 151 dol., 259 dol., 118 dol., 270 dol. za 1000 m sześc. W przypadku dostawy spotowej z 2017 roku było to ok. 147 dol. za 1000 m sześc., a w 2018 roku – 246 dol. Dla porównania cena gazu na mocy kontraktu jamalskiego jeszcze w latach 2013 – 2014 wynosiła między 300 a 400 dol. Jak podawała w 2015 roku agencja Interfax, Polska płaciła w 2013 roku 429 i rok później 379 dol., za 1000 tys. Obecnie dzięki niższej cenie ropy, do której jest indeksowana ta umowa, koszty pozyskania spadły do ok. 300 dol.
Na zakończenie warto przypomnieć słowa prezesa PiS, Jarosława Kaczyńskiego, którego list do uczestników uroczystości odbioru pierwszej dostawy LNG na mocy umowy długoterminowej z Cheniere Energy przeczytał Piotr Naimski, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. Powiedział on, że dostawy LNG z USA są o 1/3 tańsze, niż dostawy gazu z Rosji na mocy Kontraktu Jamalskiego.
