Sikora: LNG z USA lepsze od gazu z Norwegii

31 marca 2017, 15:00 Energetyka

– Na pewno beneficjentem Brexitu jest Rosja. Dla Wielkiej Brytanii, pod warunkiem że na Morzu Północnym nie zostaną odkryte nowe złoża, dywersyfikacja oznacza dodatkowe dostawy rosyjskiego gazu. Brytyjczycy będą wkrótce silnie uzależnieni przez kolejne połączenie z Rosją. Nord Stream 2 staje się alternatywą tańszego gazu w stosunku do surowca importowanego w postaci LNG – mówił w trakcie konferencji Gaz dla Polski 2017 dr inż. Andrzej Sikora, prezes Instytutu Studiów Energetycznych.

– Europa jest areną gry w szachy, ale przede wszystkim Stanów Zjednoczonych i Rosji, która realizuje doktrynę Władimira Putina. Przypomnę, że to on powiedział: „łatwiej jest kontrolować infrastrukturę niż postawić kolejną dywizję czołgów” – mówił ekspert.

W trakcie wystąpienia ekspert zwrócił uwagę na realizowany przez Rosję projekt gazociągu Nord Stream 2 i Turkish Stream. W tym kontekście odwołał się do wypowiedzi jednego z doradców Gazpromu, który przedstawiał, jak mogłyby wyglądać rozpływy rosyjskiego gazu po 2019 roku. Wówczas przechodzący przez terytorium Polski gazociąg Jamał byłby wykorzystywany w trybie „totalnego rewersu”. Zdaniem eksperta do tego czasu powstanie Nord Stream 2.

Rozpływ gazu ziemnego po zastąpieniu gazociągu Braterstwo i Jamalskiego

Przypomniał on również o niedawnym komunikacie dotyczącym uwolnienia punktów wyjścia.

– W większości kontraktów długoterminowych zawieranych między państwami były określone punkty, w których mają być dokonywane wolumenowe odbiory rosyjskiego gazu. Uwolnienie tych punktów oznacza, że po 2019 roku, kiedy kończy się umowa na tranzyt, Rosjanie mogą wskazać punkt odbioru 10 mld m³, które mamy zakontraktowane do 2022 roku, np. na gazociągu OPAL. Mogą wybrać punkt znajdujący się w dowolnym miejscu. Jeżeli nie będziemy w stanie odebrać tego gazu, to zostanie przypomniana klauzula take or pay – powiedział dr inż. Sikora, dodając, że jest to kolejna przewaga budowana przez Rosjan.

Europejski przepływ gazu: walka o cenę i udział w rynku

W kontekście drastycznego obniżenia cen gazu na rynkach światowych prezes Instytutu Studiów Energetycznych zwrócił uwagę na pragmatyczność Norwegów, którzy nie są członkami Unii Europejskiej.

– W grudniu 2016 i styczniu 2017 roku dwie dostawy z Henry Hub miały niższe ceny niż gaz dostarczany rurociągami w Europie. Już zdarzyło się tak, że na rynku spotowym można było kupić tańsze LNG z USA niż to, co oferują Rosjanie na granicy z Niemcami. Żałuję, że tego surowca nie kupiło PGNiG ani żadna spółka z Europy Środkowej i tego, że nie pokazano Rosjanom, iż można kupować paliwo w inny sposób – powiedział Sikora.

Mówiąc o dostawach LNG, stwierdził, że Australia jest ich potencjalnym choć niedocenianym kierunkiem.

– Okazuje się, że czas dostawy z Australii do Polski to jest około 23 dni. To tyle samo ile płynie statek z Kataru. Przy dobrej pogodzie 21, przy złej 23 dni. Metanowiec ze Stanów Zjednoczonych płynie 9 dni. Dlaczego nie kupujemy surowca z USA, skoro są to nasi sojusznicy i partnerzy? – pytał ekspert.

W tym kontekście zauważył, że najwięksi polscy importerzy zawarli długoterminowe umowy na odbiór gazu od PGNiG. – Praktycznie do 2022 roku nie będzie w Polsce dużego importera. Nikt nie jest w stanie zaimportować chemii poza PKN Orlen – stwierdził.

Zwrócił również uwagę na rosnące znaczenie handlu gazem w ramach operacji swap. Według niego Polska nie jest na nie przygotowana.

– Uwolnione punkty wejścia, droższy kontrakt katarski od gazu rosyjskiego – wystarczy, że jest 10-procentowa różnica marży. Zrozumieć ceny LNG, kupować. Tak. Zbudowaliśmy infrastrukturę. Zmonopolizowaliśmy rynek w związku z tym nie od nas zależy. Jeszcze do 2020 roku będziemy w tym korytarzu. Wyobraźmy sobie sytuację, w której w 2022 roku nie mamy wybudowanego połączenia z Norwegami. Istnieje takie ryzyko. Zapytajmy się, po ile kupimy ten gaz? Czy Rosjanie na pewno sprzedadzą nam taniej niż to co zaoferują Norwedzy, niż to co jest w LNG? Na pewno powiedzą, że mają dla nas 10 mld m³? Chcę, aby Polska miała przeanalizowane te kwestie i abyśmy się po raz drugi nie znaleźli w sytuacji, w której nie mamy innego wyjścia. Jak wtedy kiedy doprowadziliśmy do takiego momentu, że trzeba było pojechać do Moskwy i poprosić aby ten wolumen do Polski dostarczono – zastanawiał się Sikora.

Odniósł się również do możliwych dostaw gazu z Norwegii. Zwrócił uwagę na sprzedaż surowca z tego kraju, która w najbliższym czasie spadnie do 100 mld m³.

Prognozowane wolumeny sprzedaży gazu z norweskich złóż, 2017-2035

– Oznacza to, że możemy mieć duży kłopot z pozyskaniem 10 mld m³ gazu z kierunku norweskiego. Nie chciałbym po raz kolejny usłyszeć, że bezpieczeństwo kosztuje i w związku z tym bezpieczniej jest kupować droższy gaz z Norwegii niż tańszy surowiec, który może pochodzić z innego kierunku – mówił ekspert.

Według jego wyliczeń koszt wydobycia gazu w Norwegii wynosi ok. 60 dolarów za 1000 m³. W przypadku ropy mowa jest o ok. 40 dolarach za baryłkę.

– Pamiętajmy, że lepiej długo (przez 20-30 lat) i stabilnie kontrolować cenę niż zmieniać sobie wielkość przychodów – powiedział Sikora.

Mówiąc o gazie z Norwegii, wspomniał również o kwestii jego zanieczyszczenia siarką.

– To też będzie nas kosztowało. Trzeba będzie go oczyścić na polskiej granicy – stwierdził.

– Już dzisiaj mamy interesujące, ekonomiczne rozwiązanie oparte na istniejącej infrastrukturze. Już dzisiaj jesteśmy w stanie kupować gaz do Polski. Pytanie dlaczego tego nie robimy? Czesi kupują z Norwegii blisko 1 mld m³ gazu rocznie (poprzez transakcje swap – przyp. red.) – dodał.

Zdaniem Sikory z punktu widzenia „bankowalności” projektu niezbędne jest zapewnienie długoterminowego kontraktu, który stanie się podstawą do spłaty projektu Bramy Północnej, chyba że w międzyczasie PGNiG pozyska koncesje i możliwości wydobycia w Norwegii na poziomie 7-10 mld m³ gazu rocznie.