Dywersyfikacja stoi na piedestale naszej polityki energetycznej, po wielu latach kultywowania jej jako najważniejszego celu. Nie jest istotna dobra kondycja polskich firm czy niskie ceny gazu, ale właśnie dywersyfikacja. Czym jest i jakie skutki przynosi dla Polski?

Aby zrozumieć to pojęcie należy spojrzeć z pewnej perspektywy na politykę energetyczną w Europie, a nawet znacznie szerzej. Dzisiaj na obszarze Europy toczy się bowiem „wielka energetyczna partia szachów”, gdzie figurami są rurociągi, terminale LNG czy elektrownie jądrowe. Dwie strony tej gry to Rosja i Stany Zjednoczone, polem bitwy zaś jest Europa, a szczególnie nasza jej część. Nie tylko bowiem Rosja stara się opanować ten najbardziej lukratywny rynek gazowy świata, USA także uważają bezpieczeństwo energetyczne Europy za element swoich strategicznych interesów. Dywersyfikacja to amerykański patent, gdyż „bezpieczeństwo energetyczne Europy jest absolutnie fundamentalne dla narodowych interesów Stanów Zjednoczonych i ich polityki zagranicznej”. To słowa Robin Dunnigan, specjalnej przedstawicielki ds. energii, która twierdzi także, iż Nord Stream nie jest „rzeczywistą dywersyfikacją”, jest nią za to amerykański LNG. Inny specjalny wysłannik energetyczny Richard Morningstar dodatkowo ostrzega „Jeśli chcecie zabić strategię LNG, budujcie Nord Stream”. Energia, gaz ziemny to branże strategiczne, tu nie ekonomia jest priorytetem, ale podziały na sojuszników i wrogów – tak to widzą z USA. I choć w Europie widzą to zupełnie inaczej, tam gdzie pojawia się bezpieczeństwo energetyczne, prawa ekonomii milkną.

LNG zza mórz i oceanów

W Polsce w tej strategicznej grze gaz rosyjski zastępowany jest dostawami LNG z odległych regionów, jak Katar czy USA. Jego import intensywnie zwiększamy, zawierając długoterminowe kontrakty (których przecież miało nie być) na wiele lat. W marcu 2017 r. PGNiG podwoiło ilości w kontrakcie z Qatargas, posiadającym potężne wady, ceny oparte na niekorzystnej formule notowań ropy, 20 lat obowiązywania, wiążącą zasadę „bierz albo płać” czy klauzulę przeznaczenia. Jednak była to jedynie przygrywka do wejścia amerykańskiego gazu. Wizyta prezydenta Trumpa w Polsce była pełna podniosłych słów, a jednocześnie bardzo klarownie stawianych interesów – USA chcą sprzedawać Polsce gaz. I rzeczywiście, pierwszy gazowiec ze Stanów przybył jeszcze przed wizytą 8 czerwca ub.r., a przywitany został przez panią premier Beatę Szydło i duże grono rządowych notabli.

Problem w tym, że ten gaz jest bardzo drogi. Jeśli bowiem porównać tak katarski kontrakt (na podstawie opublikowanej formuły), jak i ceny amerykańskiego gazu dostarczonego do Polski (na bazie amerykańskich danych rządowych i korporacyjnych), to dostawy te nie wytrzymują konkurencji ani z cenami europejskich hubów gazowych, ani dostaw rosyjskich.

Amerykanie mają u siebie tani gaz, tańszy od europejskiego wręcz o połowę. Notowania Henry Hub wynosiły w 2016 r. 34 zł/MWh, gdy na TGE – 68 zł. W 2017 r. jest podobnie, HH 38 zł a TGE 80 zł. Jednak skroplenie, transport morski i regazyfikacja kosztują. Cheniere, jedyny dzisiaj eksporter, dodaje do notowań Henry Hub 15% ceny, skroplenie gazu kosztuje 50 zł/MWh, transport do Polski ok. 20 zł, a regazyfikacja 9 zł. Kalkulacja (nie licząc strat przy gazyfikacji) nie pozostawia złudzeń – w Świnoujściu gaz jest drogi. W 2016 r. średnio o 68%, a w ub.r. o 45% droższy od notowań na warszawskiej giełdzie. Takie same dane podawał Klaus Schaefer, CEO niemieckiego koncernu energetycznego Uniper, jednego z inwestorów projektu Nord Steam 2, który, porównując pełne koszty amerykańskiego LNG opartego o notowania Henry Hub i holenderskiego TTF (Title Transfer Facility), stwierdził, że z kosztami upłynnienia, transportu morzem i regazyfikacji amerykańskie dostawy są ok. 50% droższe od cen europejskiego rynku.

Gaz skroplony LNG ma bowiem ogromną wadę blokującą rozwój – jego transport jest niezwykle kosztowny, co było przyczyną porażki przy pierwszych próbach włączenia go w latach 70. i 80. do światowego miksu gazowego. Dlatego też LNG obsługuje jedynie te rynki, które nie mają dostępu do rurociągów (Japonia, Korea). Na innych służy jako uzupełnienie w sytuacji niedoborów. Więc choć amerykańskie LNG miało wyprzeć „drogi rosyjski gaz”, nic takiego się nie stało – pierwszy rok eksportu LNG z USA do Europy wypadł mizernie, a europejskie terminale LNG dalej stoją puste, wykorzystywane w 20%-30%, podczas gdy rurociągi z Rosji aż się grzeją od rekordowego importu. Niektóre, jak Nord Stream, pracowały zimą nawet na 110% swoich możliwości.

Aby nie razić nas wysokimi kosztami importu, 21 listopada ub.r. PGNiG zawarło kontrakt na dostawy amerykańskiego gazu poprzez brytyjskiego pośrednika. Kontrakt z Centrica jest niewielki (niecały 1 mln t na 5 lat), dlatego ogłoszenie giełdowego komunikatu z jego kosztami nie było konieczne. Z enigmatycznych oświadczeń rządowych wynika, że cena jest „europejska”. Pytanie: jak wysoka?

I choć ekonomia głośno krzyczy „nie idźcie w tym kierunku”, gazoport ma się rozwijać. Zaczęto projektować dwa nowe układy ogrzewające, które zwiększą moce regazyfikacyjne terminalu z 5 mld m3 gazu rocznie do 7,5 mld m3. Ambitne plany, jeśli wziąć pod uwagę, że w ubiegłym roku gazoport pracował na 30% swoich możliwości. To niewiele więcej niż średnia europejska. Jednak br. przyniósł kolejny milion ton dostaw LNG z Kataru i dalsze kontrakty spotowe, które z pewnością zwiększą obciążenia w Świnoujściu.

Baltic Pipe, czyli rurociągiem do Norwegii

Obecne pomysły dywersyfikacji gazu określa się jako projekt Brama Północna. To dość nieokreślony, raczej publicystyczny konstrukt, w którego skład wchodzą nie tylko import LNG, ale i budowa rurociągu do złóż gazowych Morza Północnego i Korytarz Północ-Południe. Do tego dochodzą najbardziej intensywnie prowadzone prace nad zwiększeniem przesyłu gazu z Polski na Ukrainę oraz dość niemrawo postępujące połączenie z Litwą.

Drugim pod względem znaczenia projektem jest obecnie rurociąg Baltic Pipe. Ogłoszono go ponad rok temu, wracając w ten sposób do pomysłu, który próbowano przeprowadzić już dwukrotnie za rządów AWS (1999-2003) i PiS (2005-07). I który dwukrotnie upadł z powodu braku opłacalności i partnerów, przekonanych o jego celowości.

Pytanie – czy to najtańsza i najkrótsza droga dostaw, omijająca niepewne kraje tranzytowe, dostarczająca tańszy gaz, którego dostawy można zwiększyć także wtedy, gdy jest najbardziej potrzebny? Odpowiedź: nie. Gaz norweski już dopływa na rynek europejski, który jest coraz bardziej zintegrowany, połączony i płynny. Będziemy więc jedynie odbierać gaz z dostaw do Niemiec, co nie musi wzbudzać tam entuzjazmu. Poza tym złoża norweskie nie rokują zwiększenia produkcji, a wręcz przeciwnie – będą się kurczyć. A w sezonie zimowym Norwedzy nie mogą dostarczyć dodatkowych ilości gazu, bo wydobycie jest niestabilne i coraz bardziej nieprzewidywalne przy wyczerpywaniu się złóż.

Pomimo tego we wspólnym przedsięwzięciu duńskiego Energinet i polskiego Gaz-Systemu przeprowadzono studium wykonalności, kolejni premierzy pracują z władzami Norwegii i Danii, zakończono procedurę open season. Oferent był oczywiście tylko jeden – PGNiG, które zobowiązało się do opłaty przesyłu 8,1 mld m3 gazu rocznie przez 15 lat. Przy koszcie rurociągu między 6,7 mld zł a 8,7 mld zł to potężne zobowiązanie na przyszłość, trzeba opłacić jego budowę, zarządzanie, koszty przesyłu. Jeśli chodzi o gaz rosyjski odbieramy go na granicy z rury jamalskiej czy ukraińskiej bez żadnych dodatkowych kosztów. Nie jest też jasne, skąd ma pochodzić gaz. Nie ma kontraktu z dostawcami, jedna wersja projektu Baltic Pipe mówi o „wcięciu się” (tie-in) do rurociągu Europipe II, inna o połączeniu ze złożami gazu norweskiego. Jednak nie ma żadnych kontraktów z dostawcami gazu, ani negocjacji z operatorem Europipe II. Nasz krajowy potentat zapowiada, że będzie miał własny gaz na Morzu Północnym. Ambitne plany, jednak PGNiG nie wydobywa tam jeszcze ani grama gazu, nie jest też operatorem żadnej działającej koncesji, a jedynie uczestniczy jako inwestor finansowy w projektach prowadzonych przez inne koncerny. I jako inwestor finansowy od dziesięciu już lat, po zainwestowaniu 5,3 mld zł, osiągnął 5,5 mld przychodu. To brzmi niepokojąco. Wartość sprzedaży po dziesięciu latach jest równa inwestycjom? Niestety spółka nie przedstawia wyników działalności w Norwegii, jednak PGNiG w 2016 r. zapłaciła 590 mln zł podatku dochodowego w Polsce, 11 mln w Pakistanie, a w Norwegii – nic. Nie ma zysków? Po dziesięciu latach? Rodzi się pytanie, czy w Norwegii wrzucamy pieniądze do morza?

Myślę, że trzecia już próba podejścia do norweskiego gazu skazana jest na niepowodzenie. Dotychczasowe działania kosztują niewiele, zobowiązania podjęte można jeszcze łatwo unieważnić. Na przykład Duńczycy zabezpieczyli się przed powtórzeniem poprzednich porażek w ten sposób że „ostateczną decyzję o inwestycji” (FID) mają podjąć na początku przyszłego roku, ale „ostatecznie zatwierdzona” będzie ona pod koniec 2019 r., czyli po wyborach w Polsce. Wtedy możemy oczekiwać realnej decyzji o budowie, jednak z pewnością nie zdążymy przed 2022 r., kiedy wygaśnie kontrakt z Gazpromem. Zresztą nie musimy się spieszyć, będziemy bowiem mieli…

…wspólny europejski rynek

Dywersyfikacja jest drogowskazem polskiej strategii gazowej, jednak stoi ona w sprzeczności z fundamentalną zasadą Unii Europejskiej, czyli stworzeniem jednego, niepodzielonego granicami, europejskiego rynku gazu. Ten konflikt doskonale wyczuwa pełnomocnik rządu Piotr Naimski, deklarując że „najpierw dywersyfikacja, później liberalizacja”. I rzeczywiście, takie działania odgradzają nas od europejskiego rynku, gdyż jest on nie do pogodzenia z faktem, że polski blue chip na długie lata kontraktuje bardzo drogie dostawy gazu. Otwarty rynek nie daje szans przeżycia tym, którzy mają tak drogie dostawy i nie liczą się z kosztami inwestycji.

Polska strategia gazowa polega na reorientacji geograficznej i zastąpieniu dostaw ze wschodu kontraktami z zachodem. Odwrócenie się od Gazpromu i konflikt z nim to bardzo ryzykowny manewr, zważywszy na rolę rosyjskiego gazu w naszym regionie. Obciążanie naszego krajowego gazowego monopolisty kosztownymi kontraktami na dobrych kilkanaście lat może obrócić się przeciwko nam wszystkim. Ratunkiem dla PGNiG będzie przeniesienie obciążeń na społeczeństwo, czyli socjalizacja kosztów. Jedynym bowiem wyjściem, pogodzenia dywersyfikacji i budowy jednolitego europejskiego rynku gazu jest takie ustawienie reguł, które koszty droższego towaru przerzuca na zwykłych odbiorców. W języku politycznym określa się to jako: „właściwe sygnały cenowe mogące uczynić dochodowymi dotychczas nieekonomiczne projekty”.

Taki model przyjęła Litwa, która ustawowo zmusiła wszystkich do zakupów gazu LNG z pływającego terminalu LNG o pięknej nazwie Niepodległość (Independence). Na Litwie importer ponosi zero opłat za regazyfikację, a koszty inwestycji i operacji przesunięto do opłat dystrybucyjnych, więc wszyscy odbiorcy płacą za droższy LNG. Dodatkowo wprowadzono przepisy zobowiązujące do zakupów 25% gazu z dostaw przez gazoport. Obywatele zwykle niewiele mają do powiedzenia, jednak litewska chemia protestuje przeciwko takim regułom. W Polsce, żeby nie drażnić opinii publicznej, zrobiono to dyskretnie, wysokie koszty LNG finansuje się z niskich kosztów wydobycia gazu krajowego. Przed nami wybory dlatego nie sądzę, żeby ktoś chciał społeczeństwu zafundować tak gorzką pigułkę.

A co z polskim gazem?

Przeprowadzającym tak radykalną i kosztowną dywersyfikację, chciałbym przypomnieć, że w kraju mamy sporo własnego gazu, że nasz największy polski gracz ma dziesiątki niewykorzystywanych koncesji na najtańszy gaz, którego wydobycie kosztuje kilkakrotnie mniej niż importowany. To z pewnością najlepszy kierunek dywersyfikacji od rosyjskiego gazu. Niestety krajowe wydobycie spada, i to także w imię „dywersyfikacji”. Gdy PGNiG wybiera się za morza, by tam ponosić straty, krajowe złoża czekają… Na co?