LNG z Polski za drogi dla Węgrów

Trzeci terminal LNG ma stanąć w Gdańsku obok drugiego, już budowanego, do końca 2030 r. To podwojenie możliwości regazyfikacyjnych z pływających terminali z 6 mld do 12 mld m sześc. gazu (licząc FSRU 1 i FSRU 2). Licząc działający terminal w Świnoujściu, nasze zdolności regazyfikacyjne wzrosną do ponad 20 mld m sześc.

Wolne moce dla sąsiadów

W ramach drugiego pływającego terminala FSRU 2 łącznie zakontraktowano 47 slotów rocznie w latach 2030–2039 oraz 35 slotów w latach 2040–2044. Po zwiększeniu parametrów technicznych terminalu FSRU 2 do 58 slotów, łączny poziom rezerwacji w całym okresie świadczenia usług sięga 74 proc. Sloty to określony czas, w którym przypływa gazowiec, rozładowuje surowiec, a odpowiednia ilość LNG ze zbiorników zostaje zregazyfikowana i przesłana gazociągami. Dopiero wówczas otwiera się okienko na przyjęcie nowego gazowca. Pozostałe sloty w przyszłym terminalu są obecnie przedmiotem rozmów. Pojawiają się pytania, czy mogłyby po nie sięgnąć spółki z Węgier i Słowacji, aby uniezależnić się od dostaw ze Wschodu. Rząd rozmawia na te tematy z partnerami z Grupy Wyszechradzkiej.

„LNG z Polski nieopłacalne”

Nie wszyscy wyrażają  entuzjazm dla polskich możliwości. Zapytaliśmy węgierski MOL o możliwość zainteresowania LNG z Polski. – Stale analizujemy regionalne możliwości biznesowe związane z gazem ziemnym, w tym potencjalne wykorzystanie LNG importowanego przez regionalne terminale regazyfikacji, takie jak te w Polsce. Jesteśmy przekonani, że Polska ma potencjał, by stawać się coraz ważniejszym punktem odniesienia dla dostaw LNG do Europy Środkowo-Wschodniej, przyczyniając się do wzmacniania regionalnego bezpieczeństwa dostaw i dywersyfikacji rynku – zapewnia koncern.

Jednak udział w konkretnych projektach infrastrukturalnych lub procedurach rezerwacji przepustowości zawsze podlega – jak zaznacza firma – gruntownej ocenie biznesowej. – W procedurze open season  terminala FSRU w Gdańsku, grupa MOL dokonała oceny możliwości biznesowych, ale biorąc pod uwagę panujące warunki rynkowe, udział w nich okazał się nieopłacalny – zdradza nam MOL. Koncern zwraca uwagę na powody, które w przyszłości mogą zostać wyeliminowane. – Rozwój infrastruktury transgranicznej i rozwiązanie istniejących ograniczeń ekonomicznych i administracyjnych będą kluczowe dla pełnego wykorzystania potencjału przepływów LNG z Polski na rynki, na których działa  MOL – informuje nas spółka. Polskie Ministerstwo Energii przyznaje, że jest jeszcze wiele do zrobienia, jeśli chodzi o liberalizację rynku gazowego. Mowa o ustawie o zapasach i obligu giełdowym. W tych obu kwestiach resort energii przeprowadzi zmiany w prawie. Mają pojawić się do końca roku.

Alternatywa dla Rosji

– Węgierski MOL podpisał w ostatnich dniach względnie dużą umowę z Shellem na zakup 35 proc. udziałów w złożu gazowym za maksymalnie 720 mln USD, ale do tego dojdzie jeszcze CAPEX na zagospodarowanie złoża. – Ostateczna decyzja inwestycyjna  planowana jest na 2027 r., natomiast rozpoczęcie wydobycia gazu przewidywane jest na 2031 r. Projekt obejmuje również budowę 250-kilometrowego podmorskiego gazociągu, który połączy złoże z egipską siecią przesyłową gazu. Na ten moment traktowalibyśmy inwestycję ostrożnościowo, przy presji na FCF (wolne przepływy pieniężne) i oddalonej perspektywie kontrybucji do EBITDA. Istotny do oceny będzie ostateczny CAPEX po FID – mówi Michał Kozak, analityk DM Trigon.

W ostatnich dniach głos dał też prezes spółki, który powiedział, że trwają przygotowania do ograniczenia zależności od rosyjskiej ropy w obliczu zmian legislacyjnych, które wejdą w przyszłym roku.   – Według naszego rozumowania, nie został jeszcze uchwalony akt prawny zakazujący importu rosyjskiej ropy (ale gazu już tak) od końca 2027 r. Komunikowane były jedynie plany KE, ale przedstawienie projektu zostało opóźnione przez zawirowania na rynku ropy – mówi analityk. Jak dodaje, w poprzednich kwartałach spółka inwestowała w dostosowanie instalacji do przerobu alternatywnej ropy, aby mieć możliwość zastąpienia ropy Urals. – Uważamy, że dopóki będzie to opłacalne, a KE nie wyda oficjalnego zakazu importu ropy z Rosji – to MOL powinien nadal ją przerabiać na poziomie w okolicach 70 proc., czyli historycznym poziomie. Należy jednak pamiętać, że obowiązuje 5 proc. CAP na dyferencjale, ograniczający zyski z rafinacji – mówi  Kozak.