Wysokie koszty magazynowania, obowiązek utrzymywania zapasów, zbyt mała liczba graczy – to bolączki, które trapią polski rynek gazu. Jednak do czasu domknięcia gazowej konstrukcji w postaci rozbudowanej infrastruktury przesyłu gazu, która pozwoli na dywersyfikację, pełnej liberalizacji nie będzie. Zgodnie z założeniami rządu, potrwa to do momentu powstania Bramy Północnej. Do tego czasu ważna rola w utrzymywaniu możliwie jak najwyższej płynności na rynku będzie spoczywać na barkach PGNiG i Towarowej Giełdy Energii. To ważne, aby pozostali gracze przetrwali i mogli po 2022 roku wypełnić rynek. Na temat liberalizacji i bezpieczeństwa debatowali uczestnicy konferencji „Liberalizacja rynku gazu a bezpieczeństwo energetyczne”. Patronem medialnym był portal BiznesAlert.pl.
Warunki działalności po noweli ustawy o zapasach
Podczas konferencji, mec. Kamil Iwicki, z kancelarii prawnej „Wawrzynowicz & Wspólnicy” w ramach prezentacji „Nowelizacja ustawy o zapasach i zmiany w prawie energetycznym” przedstawił warunki działalności podmiotów na rynku gazu po wprowadzeniu w życie nowelizacji prawa o obowiązku magazynowania gazu.
Zasadnicza zmiana w ustawie o zapasach obowiązkowych polega na tym, że od 1 października 2017 roku, czyli od początku roku gazowego, zlikwidowano lukę w ustawie. Luka ta pozwalała mniejszym sprzedawcom oraz podmiotom nie realizować ustawy o zapasach w zakresie, który dotyczył magazynowania rezerw gazu ziemnego na własne potrzeby. – Wcześniej ustawa pozwalała, aby sprzedawca, który miał mniej niż 100 tys. odbiorców, a przywóz nie przekraczał 100 mln m3 gazu, mógł nie realizować obowiązku utrzymywania zapasów surowców. Wiele firm, korzystając z tej luki, wpłynęło korzystnie na rozwój rynku małych dostawców. Nie mogły jednak przekroczyć limitu zapisanego w ustawie – podkreślał Iwicki.
Drugi skutek dotychczasowego brzmienia ustawy to sprowadzanie gazu na własny użytek przez dużych użytkowników przemysłowych. – Powstało ryzyko, że przestrzeń magazynowa będzie wypełniana w mniejszym stopniu, a wolumeny sprowadzanego do Polski gazu będą coraz większe, bez konieczności realizowania przepisów ustaw – powiedział prawnik.
Wszystkie inne podmioty nabywały gaz poza granicami, sprowadzano więc gaz bez obowiązku magazynowania. Ostatecznie zdecydowano się na utrzymanie obowiązku magazynowania gazu, ale zlikwidowano luki w prawie. Wszyscy uczestnicy rynku zostali objęciu obowiązkiem magazynowania. – W efekcie tych zmian, jak podaje Urząd Regulacji Energetyki, z koncesji na obrót paliwem gazowym wycofało się 13 – 14 podmiotów. Pozostałe, które sprowadzają gaz z zagranicy muszą spełniać powyższy obowiązek – wskazywał gość konferencji.
Kolejna istotna zmiana to wprowadzenie usługi biletowej. – Ustawodawca wyszedł z założenia, że w sytuacji, kiedy obowiązkiem utrzymywania zapasów obejmujemy wszystkich, wówczas procedura magazynowania może być zbyt skomplikowana, dlatego też wprowadzono usługę biletową. Dana firma może zlecić obowiązek utrzymywana zapasów innemu podmiotowi, działającemu na rynku – powiedział Iwicki. Głównym celem tej ustawy było zmniejszenie obowiązków administracyjnych i wprowadzenie przejrzystych zasad uruchamiania zapasów. Istotne jest też doprecyzowanie przepisów dotyczących rozliczenia z tej usługi.
Wprowadzono także obowiązek utrzymywania ciągłych mocy na wejściu do systemu przesyłowego. Moce przesyłowe muszą umożliwiać transport gazu w ciągu 40 dni.
– Jeśli podmiot chce sprowadzać gaz z zagranicy musi, oprócz utrzymywania obowiązku magazynowania, zapewnić zdolności przesyłowe, które nie mogą być wykorzystane w żadnymi innym celu, jak obowiązek magazynowania. W uzasadnieniu do ustawy tłumaczono, że konieczne jest zapewnienie fizycznej możliwości przesyłu surowca do systemu krajowego. Pojawia się jednak pytanie, czy zgodnie z regułą „rezygnuj albo płać” utrzymywanie mocy, szczególnie u zagranicznych operatorów, będzie możliwe. Należy zatem tak podpisywać umowę aby ta ciągłość była zapewniona – powiedział mecenas Iwicki.
Potwierdzono, że podmioty, które zajmują się tranzytem gazu przez terytorium Polski nie są objęte ustawą o zapasach.
Wprowadzono także zasadę rozliczeń, orzekającą, kto ma zapłacić w sytuacji uruchomienia zapasów obowiązkowych. Obowiązek ten będzie spoczywał na operatorze systemu przesyłowego, który będzie prowadził rozliczenia w ramach bilansowania swojego systemu. Operator musi jednak zachować neutralność, tak aby na tym nie zarabiać.
Jakie są warianty realizacji ustawy o zapasach?
Pierwszy to utrzymywanie zapasów na terenie Polski, utrzymywanie zapasów poza granicami Polski oraz usługa biletowa, a więc zlecenie stworzenia zapasów firmie, która ma takie zdolności. W Polsce jedyną firmą, która ma możliwości magazynowania gazu jest spółka z Grupy PGNiG Gas Storage. Z początkiem roku gazowego, a więc od 1 października spółka jest zobowiązana do utrzymania zapasu obowiązkowego. 30 kwietnia ustalana jest wielkość zapasów na kolejny rok.
Innym wariantem jest utrzymywanie gazu poza granicami Polski, w ramach państw UE. Problemem jest jednak gwarancja, że w razie kryzysu, w ciągu 40 dni uda się sprowadzić ten gaz do Polski. W tym celu należy zawrzeć umowę magazynowania i zabukować moc w krajowym i zagranicznym systemie przesyłowym. Należy także przedłożyć Gaz – Systemowi dokumenty gwarancyjne, potwierdzające zdolności systemu, a zarezerwowana moc przesyłowa musi być dedykowana tylko obowiązkowi magazynowania i przesyłu na wypadek kryzysu.
Kolejną opcją jest usługa biletowa, która dotyczy przechowywania paliwa w kraju jak i poza jego granicami. Należy wówczas zarezerwować możliwości przesyłowe. Umowa musi być zatwierdzona przez prezesa URE. Świadczący usługę biletową nie może jej traktować jako możliwości komercyjnej, lecz jako obowiązek zapasów.
Bariery
Jacek Sozański, dyrektor ds. handlowych Onico Energia Sp. z o.o. S.K.A przedstawił prezentację „Hub gazowy – rozwój giełdowego rynku gazu w Polsce i regionie – znaczenie dla rozwoju konkurencyjnego, hurtowego rynku gazu w Polsce”.
Podczas swojego wystąpienia podkreślił, że w porównaniu z giełdami w Holandii czy w Wielkiej Brytanii, obrót gazem ziemnym w Polsce stanowi ich niewielki ułamek. Towarowa Giełda Energii podaje ponad 100 TWh, może być on jednak większy. Przytaczając dane agencji ACER dyrektor Sozański przypomniał, że liczba uczestników rynku w Niemczech wynosi 200, w Holandii 190, w Wielkiej Brytanii 150, w Czechach 100, a w Polsce czy na Węgrzech ok. 20 podmiotów. Jest to związane z wielkością rynku, choć Czesi mają mniejszy rynek, a posiadają pięć razy więcej uczestników. Jak podkreślił, wynika to z kilku czynników, takich jak wysokie koszty transakcyjne na rynku giełdowym, gdzie nie ma płynności. Opłaty stałe, członkowskie są wyższe niż na innych giełdach. – Mamy wyższe koszty, co wynika także z faktu, że obroty są niższe. Dopóki nie zbudujemy płynności na rynku, trudno spodziewać się zmniejszenia opłat – powiedział.
Kolejnym istotnym czynnikiem, który przekłada się na niską płynność jest wysoki spread, a więc różnica między ceną sprzedaży, a ceną kupna, którą uzyskujemy, kiedy chcemy zawrzeć transakcję, co wpływa na jej wynik. – Płynność na rynku gazu jest obecnie budowana poprzez obligo giełdowe PGNiG, wcześniej była jeszcze budowana poprzez importerów. Jednak na skutek zmian w zapasach, importu poza PGNiG już nie ma. Istnieje kilku traderów, ale poruszanie się na tym rynku stało się bardzo trudne – powiedział Jacek Sozański. Dodał, że płynność na rynku nie pojawi się dopóki PGNiG nie będzie bardziej anonimizować rynku gazu. Nadmienił, że płynność tworzy faktycznie, a nie deklaratywnie hub gazowy, sama infrastruktura to za mało. – Obecnie tylko jedna firma ma rzeczywistą możliwość sprowadzenia gazu do Polski. Spready to koszty ok. 3 – 5 zł, a zdarzają się przypadki, że są to koszty w granicach 10 zł. Dlatego też w takiej sytuacji na rynku nie ma możliwości zawarcia tego typu transakcji -powiedział. Dodał, że obowiązek magazynowania hamuje możliwość uelastycznienia i płynności rynku.
Podkreślił także, że koszty magazynowania w Polsce są zbyt wysokie. Około 5 razy wyższe, niż na przykład w Holandii. Jedynym dużym użytkownikiem jest PGNiG. Gdyby koszty były konkurencyjne, udałoby się wpuścić graczy z zewnątrz, co zwiększyłoby wartość tych magazynów. – Proces uelastycznia rynku gazu w Holandii trwał 5 lat Aby to samo stało się w Polsce przed 2022 rokiem, musimy zacząć już dzisiaj – zakończył swe wystąpienie Jacek Sozański.
TGE chce współpracować
Dr Marcin Sienkiewicz, dyrektor TGE Hub Polska, będący na sali podczas sesji powiedział, że rozwój giełdy gazu w Polsce to tylko i aż 5 lat, ale rynek systematycznie się rozwija. Jest 33 bezpośrednich uczestników rynku, a poprzez domy maklerów jest ich ok. 70. Wolumen obrotu, systematycznie rośnie. Przekroczono już 132 Twh. – Na początku przyszłego roku zaprezentujemy nowy model opłat transakcyjnych – dodał Sienkiewicz.
W kontekście liberalizacji rynku, warto wspomnieć słowa Piotra Naimskiego, Pełnomocnika Rządu ds. Strategicznej Infrastruktury Energetycznej, który otwierał konferencję. – Najpierw należy zdywersyfikować kierunki i źródła dostaw, a później można przejść do fazy liberalizacji. Chodzi o dostęp do rynku z Szelfu, gdzie są rożni dostawcy. Podobnie jest na rynku LNG. Dopiero wówczas będzie można mówić o liberalizacji rynku – powiedział.
Biorąc pod uwagę uzasadnienie rządu oraz nowelizowanie ustawy o zapasach, uczestnicy rynku niezależnie od swoich racji muszą przygotować się na 4 – 5 lat funkcjonowania na warunkach ustawy o zapasach obowiązkowych i szukać rynkowych przewag lub wykorzystywać zapisy, jakie daje ustawa. To, co można zrobić po stronie TGE, to rozwijanie usług, zmniejszenie administracji i dynamizowanie na tyle, na ile pozwala prawo obrotu towarem. Ważną rolę do odegrania ma tu także PGNiG, które z jednej stron powinno próbować motywować rozwój rynku, z drugiej unikać pokusy wykorzystywania pozycji monopolisty. Role każdego z graczy rynku powinny się urzeczywistnić, ale dopiero po 2022 roku. Już teraz jednak powinien powstawać plan, który pozwoli harmonijnie przejść do tworzenia zliberalizowanego rynku gazu. Bez płynności, sama infrastruktura Bramy Północnej nie urzeczywistni się.
