Ile gazu niekonwencjonalnego może potrzebować polska gospodarka w 2023 roku?

Transkrypt

1 Ile gazu niekonwencjonalnego może potrzebować polska gospodarka w 2023 roku? Autor: Mariusz Ruszel, serwis MojeOpinie.pl Powszechnie panująca euforia związana z szacunkowymi danymi dotyczącymi ilości gazu niekonwencjonalnego znajdującego się na terytorium Polski pomija ocenę możliwości absorpcyjnych polskiej gospodarki na niekonwencjonalne błękitne paliwo czytamy w serwisie MojeOpinie.pl. Uwzględniając podpisane kontrakty na dostawy gazu ziemnego oraz analizując rozwój infrastruktury przesyłowej warto zastanowić się ile gazu łupkowego może potrzebować polska gospodarka? Należy podkreślić, że odpowiedź na to pytanie jest niezwykle trudna i trzeba zaznaczyć, że jakiekolwiek analizy związane z próbą odpowiedzi na nie obarczone są sporym ryzykiem błędu ze względu na ilość niewiadomych czynników, które mogą się zmienić w perspektywie 2023 r. Potencjał gazu niekonwencjonalnego Amerykańskie instytucje w 2009 r. szacowały potencjał gazu niekonwencjonalnego w Polsce na poziomie 1,4-3 bln m³. Początkowo Wood Mackenzie podał dane, że zasoby tego surowca mogą wynosić 1,4 bln m³, zaś później Advanced Research Institute opublikował raport, z którego wynika, że zasoby mogą sięgać 3 bln m³. W 2011 r. Amerykańska Agencja Informacji ds. Energii (EIA) podała informacje, że Polska może posiadać 5,3 bln m³ gazu niekonwencjonalnego. Szacunkowe dane związane z ilością surowca zainteresowały światowe koncerny z sektora energii, które pozyskały koncesje poszukiwawcze w naszym kraju patrz mapa. Przemysłowa eksploatacja gazu niekonwencjonalnego w Polsce mogłaby w sposób znaczący naruszyć obecną strukturę biznesową na światowym rynku gazu ziemnego, a więc spotyka się ona w Europie z coraz większym sprzeciwem i lobbingiem skierowanym przeciwko wydobywaniu tego surowca 1. Podpisane kontrakty na dostawy gazu ziemnego Krajowe wydobycie konwencjonalnego gazu ziemnego wynosi obecnie około 4,3 mld m³, zaś w perspektywie 2015 r. ma wzrosnąć do 6,2 mld m³ i utrzymać się na tym poziomie w kolejnych latach. W związku z powyższym należy przyjąć, że krajowe wydobycie konwencjonalnego gazu ziemnego w 2023 r. będzie na poziomie 6 mld m³. Budowany obecnie terminal LNG w Świnoujściu pierwszy gaz skroplony ma dostarczać w 2014 r. 1 Zob. M. Ruszel, Dlaczego niektóre państwa nie chcą gazu łupkowego, Karpacki Przegląd Gospodarczy, nr 2(11)/2011, s

2 Mapa koncesji (stan na 1 lipca 2011 r.) Źródło: r. Stosownie do podpisanego kontraktu długoterminowego (do 2034 r.) pomiędzy PGNiG i QatarGas, Polska otrzymywać będzie rocznie 1,5 mld m³ gazu. Zdolności przeładunkowe gazoportu będą umożliwiać sprowadzenie większej ilości gazu skroplonego, w zależności od potrzeb w ramach kontraktów krótkoterminowych. Należy pamiętać, że PGNiG ma zobowiązania wynikające z kontraktu jamalskiego zawartego z OOO Gazexport (obecnie OOO Gazprom Export). Zgodnie z kontraktem i podpisanymi aneksami Polska będzie otrzymywać do 2022 r. od 9-10,25 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Obecnie PGNiG obligują również dwie umowy z VNG-Verbundnetz Gas AG. Pierwsza zakłada dostawy gazu ziemnego do Lasowa w latach na poziomie 400 mln m³ rocznie, zaś druga dostawy w latach w ilości 500 mln m³ rocznie. W 2011 r. PGNiG zawarło również 2

3 dwa kontrakty krótkoterminowe. Pierwszy na dostawy gazu ziemnego od VNG-Verbundnetz Gas AG w ilości 50 mln m³ w okresie 15 maja 30 czerwca 2011 r., zaś drugi z Vitol SA na dostawy do Cieszyna przez trzy lata gazu ziemnego w ilości 550 mln m³ rocznie (od 1 listopada 2011 r.). Liberalizacja rynku gazu ziemnego UE dąży do liberalizacji rynku gazu ziemnego. W perspektywie 2023 r. będą respektowane nie tylko obecne przepisy prawne, lecz również zostaną przyjęte kolejne akty wykonawcze zmuszające państwa członkowskie do zmian mających na celu wzrost konkurencji. Efektywny rynek gazowy powinien zapewniać: dostęp do infrastruktury stron trzecich (tzw. zasada TPA), rozdzielenie struktur pionowych (tzw. unbundling), określanie taryf oraz odpowiednią rolę regulatora rynku. Bardzo ważna rola spoczywać będzie na Urzędzie Regulacji Energetyki oraz Urzędzie Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Oznacza to, że PGNiG, które jest monopolistą na polskim rynku gazu ziemnego będzie musiało się przygotować na działalność w warunkach konkurencji rynkowej. Przemysłowa eksploatacja gazu niekonwencjonalnego Prof. Sydney Green z Uniwersytetu Utah w USA uważa, że obecnie można eksperymentalnie wydobywać gaz łupkowy w Polsce, lecz jego przemysłowa eksploatacja możliwa będzie w perspektywie 5-10 lat. Niektórzy eksperci są zdania, że najbardziej prawdopodobną perspektywą jest 8 lat, a więc 2019 r. Z perspektywy 2011 r. niezwykle trudno określić, kiedy rozpocznie się przemysłowa eksploatacja gazu niekonwencjonalnego. Bardziej pesymistyczne prognozy wskazują, że przemysłowa eksploatacja gazu niekonwencjonalnego możliwa będzie w Zapewne w tej perspektywie czasu zwiększy się zapotrzebowanie na błękitne paliwo polskiej gospodarki. Jeszcze w 2004 r. zapotrzebowanie to wynosiło 12,9 mld m³, w 2010 r. 14,4 mld m³, zaś w perspektywie 2020 r. szacuje się (wg Polityki energetycznej Polski do 2030), że może ono wynosić 17,1 mld m³. Przyjmijmy, że zapotrzebowanie na błękitne paliwo może być w 2023 r. na poziomie 19 mld m³. Niemniej jednak bardzo trudno oszacować zapotrzebowanie na gaz ziemny w tak odległej perspektywie czasu ze względu na szereg nieznanych czynników, które mogą wystąpić. Z pewnością największym wyzwaniem związanym z wykorzystaniem gazu niekonwencjonalnego będzie rozbudowa infrastruktury przesyłowej. Zobowiązania wynikające z kontraktów w znacznej mierze zablokują przepustowość gazociągów. Z perspektywy 2023 r. kluczowe wydaje się pytanie, czy kontakt jamalski z Rosją zostanie przedłużony, czy też nie? Jeżeli zostanie przedłużony, to na jakich zasadach? Jeżeli przyjmiemy, że: Zapotrzebowanie Polski na gaz ziemny w perspektywie 2023 r. może wynosić około 19 mld m³ rocznie. 3

4 Krajowe wydobycie konwencjonalnego gazu ziemnego może być na poziomie 6 mld m³, a więc może zaspokajać zapotrzebowanie w 31,5%. Zobowiązania wynikające z długoterminowego kontraktu jamalskiego wobec Rosji zakończą się w 2022 r., a więc w 2023 r. teoretycznie kontrakt mógłby już nie obowiązywać. Niemniej jednak jest to mało prawdopodobne założenie, gdyż bardziej realne wydaje się przedłużenie kontraktu o kolejne lata. Należy podkreślić, że dostawy z Rosji na poziomie 10,25 mld m³ gazu ziemnego w 2022 r. zaspokajałyby 53% zapotrzebowania na ten surowiec (przyjmując, że zapotrzebowanie Polski w 2022 r. wynosiłoby również 19 mld m³ gazu ziemnego). Import gazu ziemnego w 2023 r. drogą morską z Kataru będzie wynosił 1,5 mld m³, a więc będzie pokrywał 7,8% zapotrzebowania. Połączenie w Lasowie będzie miało przepustowość 3 mld m³ (przyjmijmy, że zostanie rozbudowane) i będzie nim dostarczany gaz ziemny z Niemiec do Polski. Kubatura podziemnych magazynów gazu ziemnego w 2023 r. będzie wynosić 3 mld m³, a w przypadku rozbudowy PMG Wierzchowice do 3,5 mld m³, będzie wynosić nawet 5,5 mld m³ gazu ziemnego. Połączenie w Cieszynie będzie miało przepustowość 0,5-3 mld m³. Należy założyć, że będzie to 3 mld m³. Wobec powyższych założeń możliwych jest wiele różnych scenariuszy. Jeżeli Polska przedłuży kontakt na dostawy gazu ziemnego z Rosji do Polski na poziomie przykładowo 9 mld m³ w 2023 r. to wraz z wydobyciem gazu konwencjonalnego (6 mld m³), importem z Kataru (1,5 mld m³) oraz zobowiązaniami wynikającymi z importu z Niemiec przyjmijmy, że zostaną zachowane do 2023 r. - (3 mld m³) będzie miała łącznie 19,5 mld m³. Wówczas polska gospodarka mogłaby przyswajać około 2,5 mld m³ gazu niekonwencjonalnego do podziemnych magazynów, zaś pozostała ilość wydobywanego surowca byłaby eksportowana. Nie można wykluczyć takiej sytuacji, że gaz niekonwencjonalny będzie tańszy niż gaz rosyjski. Wówczas gaz łupkowy byłby wykorzystywany przez polską gospodarkę, zaś 9 mld m³ gazu kupowanego od Rosji mogłoby być sprzedawane dalej z wykorzystaniem Gazociągu Jamalskiego, w którym PGNiG miałby możliwość zarezerwowania mocy przepustowych stosowanie do posiadanych udziałów w spółce EuRoPol Gaz, a więc przynajmniej połowa mocy przepustowych, a nie 10%, jak to jest obecnie. Mało prawdopodobny wydaje się scenariusz, w którym nie zostanie przedłużony kontrakt jamalski. Niewykluczone, że za przedłużenie tego kontraktu Rosja udostępni moce przesyłowe w Gazociągu Jamalskim na rzecz eksportu gazu niekonwencjonalnego. 4

5 Możliwe, że przemysłowa eksploatacja gazu niekonwencjonalnego w Polsce sprawi, że będą duże nadwyżki surowca. Po zaspokojeniu krajowego zapotrzebowania i napełnieniu magazynów gazu, surowiec będzie eksportowany z Polski. W zależności od ilości surowca na sprzedaż, można go eksportować do państw sąsiednich poprzez interkonektory: Czechy, Węgry, Słowacja, Litwa (jeżeli powstanie odpowiednia infrastruktura), a także do Europy Zachodniej (wykorzystanie Gazociągu Jamalskiego, jednej nitki lub dwóch nitek jeżeli druga zostanie zbudowana) oraz Wielkiej Brytanii, Danii, Norwegii i Holandii wykorzystując terminal LNG w Świnoujściu, który można rozbudować o odpowiednią instalację. Oczywiście nie wyczerpuje to możliwych scenariuszy. Nie zapominajmy o złożach gazu ziemnego na Ukrainie (spółka Dewon). Mogą pojawić się na rynku gazu ziemnego spekulanci. Zwiększenie przepustowości interkonektorów stwarza ryzyko spekulacji. Coraz więcej firm zgłasza zapotrzebowanie na błękitne paliwo, a później starają się sprzedać zarezerwowane dla nich moce przesyłowe krajowemu monopoliście PGNiG. Niektóre decyzje polskiego monopolisty wydają się z jednej strony nieracjonalne ekonomicznie (np. kontrakt z firmą Vitol na dostawy gazu ziemnego przez Cieszyn). Z drugiej jednak strony PGNiG może podejmować działania ograniczające ruchy konkurencji (firma kontraktem z firmą Vitol zapełniła całe moce przesyłowe połączenia i ograniczyła możliwości wykorzystania interkonektora przez konkurencję). Spekulacje mogą dotyczyć również koncesji na poszukiwanie i wydobycie gazu niekonwencjonalnego. Znaczny wzrost zapotrzebowania gazu niekonwencjonalnego w polskiej gospodarce może spowodować rozwój samochodów hybrydowych (elektrycznych) oraz budowa odpowiednich stacji umożliwiających tankowanie tych pojazdów w energię. Zwiększenie ilości gazu oraz jego dostępności bez ryzyka politycznego związanego z przerwaniem jego dostaw może pozytywnie wpłynąć na plany inwestycyjne związane z modernizacją lub budową nowych elektrowni opartych o technologie spalania gazu ziemnego. Perspektywa 2023 r. wydaje się być odległa i wszelkie prognozy obarczone są sporym ryzykiem błędu. Na pewno zwiększy się konkurencja i rozpocznie się walka o klienta. Z perspektywy zakładów chemicznych i dużych przedsiębiorstw wykorzystujących gaz ziemny najważniejsza będzie cena. Z pewnością Polska poprzez odpowiednie przepisy prawne i podatkowe oraz kompetencje URE będzie starała się w jak największym stopniu zachowywać rynek klientów dla PGNiG. Niemniej jednak wskutek rozwoju konkurencji klienci będą mogli wybierać tańszy surowiec. PGNiG stanie przed trudnym zadaniem w postaci chęci zachowania udziałów w rynku oraz przeciwstawieniu się planom ekspansji wschodnich i zachodnich koncernów sektora energii. O ile Rosja zainteresowana jest dostarczaniem gazu ziemnego do Polski, gdzie jego sprzedażą zajmuje się już PGNiG, czerpiąc z tej sprzedaży zyski. O tyle przykładowo Niemcy są zainteresowane nie tylko dostarczaniem gazu ziemnego do Polski poprzez interkonektory, lecz również konkurowaniem na krajowym rynku o klienta końcowego. Nie ulega wątpliwości, że polskie spółki sektora energii muszą przygotować się na działalność w otoczeniu coraz większej konkurencji rynkowej. Oby działały skuteczne nie tylko na rynku krajowym, lecz również europejskim. 5