Polsce nie zabraknie gazu po zakończeniu importu z Rosji

Za kilka kwartałów nasz kraj zyska możliwość sprowadzania błękitnego paliwa ze złóż norweskich oraz z rynków słowackiego i litewskiego. Ponadto wzrosną przeładunki w terminalu LNG. To dobra informacja, również dla spółek z GPW.

Jeszcze tylko dwa lata Polska będzie mogła importować z Rosji do 10,2 mld m sześc. gazu rocznie na podstawie kontraktu jamalskiego. To połowa naszego zapotrzebowania. Od początku 2023 r. dostawy ze Wschodu ma zastąpić głównie import realizowany poprzez gazociąg Baltic Pipe i terminal LNG w Świnoujściu. Pierwszy z projektów jest obecnie na etapie prac budowlanych. – Realizacja projektu Baltic Pipe przebiega zgodnie z przyjętymi przez Gaz-System założeniami – zapewnia Iwona Dominiak, rzecznik spółki. Tym samym nie jest zagrożony termin oddania go do użytkowania wyznaczony na 1 października 2022 r. Dzięki wartej ok. 1,6 mld euro inwestycji Polska i Dania uzyskają dostęp do norweskich złóż. Nasz kraj będzie mógł tym połączeniem importować do 10 mld m sześc. surowca.

Drugi kluczowy projekt dywersyfikacyjny dotyczy rozbudowy terminalu LNG. Również w tym przypadku prace realizowane są zgodnie z harmonogramem. Pierwszy etap inwestycji ma się zakończyć w grudniu 2021 r. Już wówczas możliwości przeładunkowe terminalu wzrosną z 5 mld m sześc. do 7,5 mld. W drugim etapie, którego zakończenie planowane jest na koniec 2023 r., możliwości importowe mają sięgać 8,3 mld.

Na tym nie koniec, gdyż wkrótce nasz kraj powinien uzyskać nowe połączenia z Litwą i ze Słowacją. Również tu wszystkie prace przebiegają bez zakłóceń. Na początku 2022 r. ma być gotowe połączenie ze Słowacją. To pozwoli na import z kierunku południowego do 5,7 mld m sześc. gazu rocznie. Niewiele później powinien być oddany do użytku gazociąg łączący nas z Litwą. – Oddanie do eksploatacji planowane jest etapami w 2022 r. W wyniku tej inwestycji Polska będzie mogła odebrać ok. 1,9 mld m sześc. gazu – twierdzi Dominiak.

Dywersyfikacja w PGNiG

Foto: GG Parkiet

PGNiG już w 2019 r. podjęło i przekazało Gazpromowi decyzję o nieprzedłużaniu kontraktu jamalskiego. Szczegółów, w jaki sposób zamierza wypełnić powstałą lukę, koncern nie podaje. Przypomina jedynie, że jego strategicznym celem pozostaje uzyskanie niezależności od dostaw ze Wschodu i zbudowanie portfela zakupowego z udziałem dostaw poprzez Baltic Pipe i terminal LNG. „Od dłuższego czasu realizujemy strategię dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. Wśród najważniejszych działań jest rosnąca obecność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, gdzie inwestujemy w złoża już produkujące, a także złoża będące w trakcie zagospodarowania i przygotowania do rozpoczęcia wydobycia, a na innych prowadzimy poszukiwania" – twierdzi biuro public relations PGNiG. Zapewnia, że docelowo import z Norwegii ma osiągnąć poziom zarezerwowanych przez firmę przepustowości w Baltic Pipe. To 8,3 mld m sześc. rocznie.

PGNiG będzie też zwiększało dostawy gazu LNG m.in. z USA. Obecnie koncern może importować przez terminal w Świnoujściu do 5 mld m sześc. gazu rocznie (po regazyfikacji). W latach 2022–2023 będzie to 6,2 mld m sześc., a od 2024 r. już nawet 8,3 mld m sześc. Na dziś grupa ma podpisane umowy na dostawy sięgające ok. 12 mld m sześc., począwszy od 2024 r. To więcej niż maksymalne zdolności polskiego gazoportu, dlatego część surowca PGNiG zamierza sprzedać na innych rynkach.

Foto: GG Parkiet

Koncern nie obawia się problemów z zaspokojeniem potrzeb polskiego rynku na surowiec po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego w przypadku wystąpienia opóźnień przy budowie Baltic Pipe lub rozbudowie gazoportu. „Jesteśmy jednak przygotowani na różne warianty, tak aby zagwarantować bezpieczeństwo energetyczne kraju. Z uwagi na wrażliwość tych informacji nie możemy zdradzać szczegółów" – podaje PGNiG.

Główni odbiorcy

PKN Orlen jest największym odbiorcą gazu w Polsce. Duże ilości surowca kupuje od PGNiG. Co więcej, na podstawie zawartego kilka dni temu porozumienia przyszłe dostawy dodatkowo zwiększył m.in. o te, które mają być realizowane do nowej elektrowni gazowej w Ostrołęce. Płocki koncern błękitne paliwo również samodzielnie importuje. „Decyzje o przeprowadzeniu transakcji importowych zależały i zależą od aktualnych uwarunkowań rynkowych i regulacyjnych. Spółka stale monitoruje sytuację na europejskich rynkach gazu, szukając przestrzeni do dokonywania transakcji opłacalnych biznesowo" – twierdzi biuro prasowe Orlenu. Niezależnie od tego, kiedy powstaną nowe gazociągi, koncern zapewnia, że posiada szerokie możliwości dywersyfikacji źródeł dostaw gazu. Czy i jakie konkretne decyzje będzie podejmował, uzależnia od uwarunkowań rynkowych, regulacyjnych i technicznych.

Foto: GG Parkiet

Grupa Azoty, drugi co do wielkości konsument gazu w Polsce, informuje, że w tym roku nie sprowadzała z zagranicy surowca, gdyż formuły cenowe w posiadanych kontraktach gwarantowały jej koszty niższe od ponoszonych w przypadku samodzielnego importu. – Jeżeli pojawią się oferty konkurencyjne w stosunku do obecnie posiadanych, to nie wykluczamy importu. Zakładamy jednak, że najwcześniej takie oferty mogą się pojawić dopiero po zakończeniu liberalizacji polskiego rynku gazu, a zwłaszcza po likwidacji obowiązku utrzymywania zapasów przez importerów sprowadzających gaz na własne potrzeby – mówi Monika Darnobyt, p.o. rzecznika Grupy Azoty. W przyszłości koncern zamierza zwiększyć zużycie gazu, co będzie konsekwencją modernizacji instalacji amoniakalnych i uruchomienia instalacji PDH w Policach oraz modernizacji kotłów rezerwowo-szczytowych w energetyce. Spółka nie widzi zagrożeń dotyczących możliwości pozyskiwania gazu w przyszłości. – Zdolności importowe Polski znacznie przekraczają krajowe potrzeby, a rynek nie znosi próżni, stąd też nie mamy obaw co do pokrycia naszych potrzeb w zakresie dostaw gazu – uważa Darnobyt.

Wzrośnie zużycie

Strategicznym dostawcą gazu dla Lotosu, podobnie jak dla Azotów, jest PGNiG. Gdański koncern również nie importuje samodzielnie surowca na własne potrzeby. „Nie zmienia to faktu, że spółka bierze pod uwagę i weryfikuje zarówno pod względem technicznym, jak i ekonomicznym wszystkie możliwe źródła dostaw paliwa gazowego do rafinerii" – twierdzi biuro prasowe Lotosu. Koncern w przyszłym roku zamierza zwiększyć zakupy gazu na własne potrzeby. W kolejnych latach mogą nastąpić dalsze zwyżki, zwłaszcza jeśli zdecyduje się na budowę bloku gazowo-parowego.

Tego typu projekty ma zaplanowane PGE, dlatego zakłada wzrost zużycia gazu w kolejnych latach. Grupa sprawdza też opłacalność importu. „Zniesienie barier w postaci obecnie obowiązujących zapisów ustawy o zapasach oraz rozporządzenia w sprawie dywersyfikacji dostaw gazu przyczyniłoby się do obniżenia bariery wejścia oraz obniżenia ceny gazu w Polsce względem ceny w państwach ościennych" – twierdzi biuro prasowe PGE.

W tym roku błękitne paliwo importowała za to do Polski w celu dalszej odsprzedaży grupa Unimot. – Staramy się dywersyfikować dostawy gazu dla naszych klientów w taki sposób, aby oferować jak najniższą cenę oraz bezpieczeństwo dostaw. Gaz jest importowany z obszaru UE w ilościach dostosowanych do potrzeb naszych klientów – mówi Adam Sikorski, prezes Unimotu. Dodaje, że grupa na bieżąco analizuje rynek w Europie i sprawdza różne możliwości dywersyfikacji dostaw, tak aby prowadzona polityka zakupowa była jak najbardziej korzystna pod kątem cen, jak i bezpieczeństwa dostaw. Co więcej, jeżeli będą sprzyjające warunki, może nastąpić dalszy wzrost importu.

Jednym z kluczowych czynników decydujących o zapotrzebowaniu na gaz są jego ceny. Z analiz Grupy Azoty wynika, że w najbliższych latach można się spodziewać podwyżek. Orlen też liczy się ze wzrostem. Według niego wskazują na to wyceny kontraktów terminowych na dostawy w przyszłym roku. Ponadto zwraca uwagę, że zimą o popycie na błękitne paliwo i cenach decydują temperatury powietrza, gdyż jest to surowiec w dużym stopniu wykorzystywany na cele grzewcze. Istotny wpływ na notowania ma tez podaż, w tym dostawy LNG do Europy. Według PGE coraz większy wpływ na ceny w Europie i Polsce będzie miała sytuacja na rynkach azjatyckich, w tym zwłaszcza w Chinach i Indiach, a tam popyt będzie rósł. „Indie do końca 2030 r. mają zamiar zwiększyć liczbę gospodarstw podpiętych do sieci gazowej sześciokrotnie. W Chinach dynamika również pozostanie znacząca. Do roku 2025 Państwo Środka zamierza zwiększyć rozmiary swojej sieci przesyłowej o ponad 60 proc." – zauważa PGE.

Popyt na gaz w Polsce od wielu lat systematycznie rośnie. Według danych BP barierę 10 mld m sześc. przekroczyliśmy w 1995 r., a 15 mld m sześc. w 2008 r. Z kolei w ubiegłym roku został przekroczony kolejny próg, tym razem 20 mld m sześc. Tym samym zużycie gazu, w ujęciu rok do roku, wzrosło o 2,7 proc. Dane te obejmują nominalne wartości zarówno surowca wysokometanowego, jak i zaazotowanego, dlatego konsumpcja według BP jest większa niż podawana przez krajowe instytucje. Gaz-System przewiduje, że w ciągu 10 lat zapotrzebowanie na przesył gazu wzrośnie w przedziale 2,9–8,4 mld m sześc. rocznie. Do zwiększenia popytu mają się przyczynić głównie nowe elektrociepłownie zasilane błękitnym paliwem, które mają powstać m.in. w Warszawie i Ostrołęce. TRF

W naszym regionie zdecydowanie najwięcej gazu ziemnego zużywają Niemcy, a następnie Ukraina. O ile jednak pierwszy z tych krajów zwiększa popyt (w ubiegłym roku o 3,3 proc.), o tyle drugi zmniejsza (w 2019 r. spadł o 7,7 proc.). Jeszcze kilka lat temu konsumpcja błękitnego paliwa większa niż Polsce była na Białorusi. Od 2016 r. nasz kraj zgłasza jednak większe zapotrzebowanie na ten surowiec. Kolejne kraje naszego regionu mają już zdecydowanie słabszą pozycję. Po kilka mld m sześc. gazu ziemnego zużywają kolejno: Węgrzy, Czesi, Słowacy, Duńczycy oraz Litwini. W ubiegłym roku w całej Europie (bez Rosji i Białorusi, ale za to z Turcją) konsumpcja błękitnego paliwa wzrosła o 1,1 proc., do 554,1 mld m sześc. Kolejne stopnie na podium pod względem zgłaszanego popytu zajmują: Niemcy, Brytyjczycy i Włosi. TRF

Właścicielem gazociągów przesyłowych w Polsce jest państwowy Gaz-System. Na koniec ubiegłego roku posiadał ich ponad 10,9 tys. km. Spółka od wielu lat duże pieniądze przeznacza na inwestycje w sieć. Tendencja ta będzie się utrzymywać również w kolejnych latach. Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju na lata 2020–2029, wyznaczający główne kierunki inwestycji infrastrukturalnych spółki, przewiduje, że w tym czasie sieć zostanie wydłużona do 14,8 tys. km. W szczególności planowane są połączenia z państwami ościennymi, co ma na celu zapewnienie dużego stopnia dywersyfikacji źródeł i kierunków przesyłu surowca oraz zyskanie dostępu do konkurencyjnych rynków. TRF