Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/137/-1/23/

Niebezpieczny impas . Czy zostaniemy bez gazu?
Informacje Numery Numer 12/2002

Mija rok, w czasie którego nie udało się stronie polskiej doprowadzić do porozumienia w sprawach gazowych z Rosją, ani sfinalizować rozmów dotyczących dywersyfikacji zaopatrzenia Polski w gaz z innego niż rosyjski kierunku. Impas, w jakim znalazły się te negocjacje, może w dłuższej perspektywie stanowić zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju. Gorycz niepowodzeń tylko w niewielkim stopniu osładzają wiadomości z własnego podwórka, mówiące o istotnym postępie w procesie restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG SA.

Wydawać się mogło, iż obecnej ekipie rządzącej będzie łatwiej porozumieć się z Rosją w sprawie renegocjacji kontraktu jamalskiego, w tym zmniejszenia ilości dostaw i rozwiązania kwestii dróg transportu gazu. Poprzedniemu rządowi zarzucano m.in., że bardziej niż o interesy polskie, dba o ukraińskie, twardo sprzeciwiając się budowie tzw. pieremyczki - gazociągu omijającego Ukrainę. Tymczasem obecne władze wcale nie radzą sobie lepiej. Być może negocjacje te powinien prowadzić nie tylko zarząd PGNiG, ale specjalny zespół, w składzie którego znaleźliby się wybitni negocjatorzy. Może właśnie brak doświadczenia obecnych negocjatorów sprawia, że sprawy nie ruszają z miejsca. Zdaniem niektórych specjalistów, nawet „szczebel wicepremiera Marka Pola” jest za niski i być może dopiero rozmowy premierów obu krajów przyniosłyby efekt.
Niemożność osiągnięcia porozumienia z Gazpromem ma wpływ na ustalenia dotyczące tak kluczowych zagadnień, jak:


Dostawy z kontraktu jamalskiego w połączeniu ze wzrostem wydobycia ze złóż krajowych do prognozowanego poziomu 5,5 mld m sześc. (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy) dają łączną nadwyżkę gazu do 2022 r. w wysokości 41 mld m sześc.
Jak złamać upór Rosjan?
Według szacunków PGNiG, spółka sprzeda w tym roku 11,6 mld m sześc. gazu, w tym 3,97 mld z wydobycia krajowego. Według skorygowanych prognoz w ciągu kilku najbliższych lat zapotrzebowanie na gaz wzrośnie tylko nieznacznie i w 2005 r. wyniesie 13,7 mld m sześc., natomiast w 2010 r. - 17,6 mld m sześc. Tymczasem w umowie z Rosją Polska zakontraktowała 12,5 mld m sześc. rocznie, z czego prawie 10 mld z drugiej nitki gazociągu jamalskiego, która miała być zbudowana w 2001 r.
Wstępne propozycje renegocjacji kontraktu jamalskiego pojawiały się na początku 2002 r. Uwzględniono w nich zarówno prognozy rozwoju rynku w Polsce, jak i opóźnienia w budowie pierwszej i drugiej nitki gazociągu jamalskiego. W kwietniu tego roku PGNiG przedstawiło Rosjanom propozycję objęcia zasadą „bierz lub płać” jedynie 55% gazu zakontraktowanego w kontrakcie handlowym z 1996 r., zawartym pomiędzy PGNiG i Gazpromem/Gazexportem. Propozycja ta była ściśle związana z poziomem nakładów inwestycyjnych przeznaczonych na realizację projektu (po pełnym zrealizowaniu pierwszej nitki gazociągu wraz z pięcioma tłoczniami). Tak więc proporcjonalna do nakładów inwestycyjnych ilość gazu objęta byłaby formułą „bierz lub płać”, natomiast ilości uzupełniające do 9 mld m sześc. (poziom technicznych możliwości odbioru gazu bez drugiej nitki gazociągu) byłaby kupowana w tzw. opcji kupującego. Realizacja tej propozycji w przypadku nie zbudowania drugiej nitki gazociągu oznaczałaby faktyczne zmniejszenie dostaw gazu do Polski w ramach kontraktu handlowego o 80 mld m sześc. (cały kontrakt opiewa na dostawy ok. 250 mld m sześc. w ciągu 25 lat). Propozycja ta została jednak odrzucona. W tej sytuacji PGNiG postanowiło oprzeć się na zapisach kontraktu i dokumentach z nim związanych.
Strona polska uważa, że w świetle obowiązujących dokumentów i wobec braku drugiej nitki gazociągu, Gazexport nie może dostarczyć w ramach kontraktu jamalskiego więcej niż 2,88 mld m sześc. gazu, a tym samym wywiązać się z postanowień kontraktu. W efekcie polska spółka nie ma obowiązku odbierać z kontraktu jamalskiego więcej niż 2,88 mld m sześc. w formule „bierz lub płać”, gdyż dostawy nie mogą być realizowane z winy Gazexportu. Zdaniem PGNiG, tyle właśnie powinny wynosić w obecnej sytuacji roczne ilości kontraktowe.
Zgodnie z prognozami, zapotrzebowanie na gaz w 2003 r. z kierunku wschodniego wynosi łącznie ok. 7 mld m sześc. Brakujące ilości gazu (ok. 4,3 mld m sześc.) PGNiG chce odbierać w punktach zdawczo-odbiorczych Wysokoje (na Białorusi) i Drozdowicze (na Ukrainie), których możliwości techniczne odbioru gazu są nawet wyższe niż nasze potrzeby i wynoszą 6,4 mld m sześc.
Polska od lat korzysta z tych punktów importując rosyjski gaz, ale do tej pory nie było to regulowane żadnymi umowami (PGNiG podpisywał jedynie aneksy do kontraktu jamalskiego, regulujące dostawy przejściami ukraińskim i białoruskim). Przedsiębiorstwo powołując się na zapisy kontraktu jamalskiego, po raz pierwszy chce podpisać odrębne roczne umowy na dostawy dodatkowych ilości gazu. Na to z kolei nie zgadza się Gazprom, który twierdzi, że mamy odbierać zakontraktowany gaz jeśli nie drugą nitką jamału, to poprzez inne gazociągi.
Czym bliżej końca roku, tym sytuacja staje się trudniejsza, gdyż trzeba uregulować sprawy związane z dostawami na 2003 r. W przeciwnym wypadku już wkrótce możemy mieć poważne problemy z zaopatrzeniem kraju w gaz ziemny. Jeśli jednak PGNiG ustąpi w tej kwestii, będzie to równoznaczne z uznaniem stanowiska Rosjan, według którego dostawy gazu z dodatkowych gazociągów przez przejścia graniczne są realizacją kontraktu jamalskiego.
Nie został także rozstrzygnięty problem finansowania dokończenia budowy pierwszej nitki gazociągu jamalskiego. Do osiągnięcia planowanej mocy przesyłowej (ok. 33 mld m sześc. gazu rocznie) niezbędne jest wybudowanie jeszcze trzech tłoczni. Najprawdopodobniej spółce EuRoPol Gaz, która eksploatuje gazociąg jamalski, zostanie udzielona pożyczka na ten cel (ok. 200 mln USD), pochodząca z konwersji zadłużenia (ok. 1,5 mld USD), jakie EuRoPol Gaz ma wobec swoich głównych akcjonariuszy, czyli PGNiG i Gazprom, które mają w niej po 48% udziałów.
Druga nitka
czy gazociąg
północnoeuropejski?
Jeszcze mniej wiadomo o budowie drugiej nitki. Choć to właśnie z niej mamy otrzymywać 3/4 zakontraktowanych ilości gazu, inwestycja nie jest nam potrzebna ze względu na zapotrzebowanie na gaz ziemny z kierunku wschodniego, które w pełni pokrywają go dostawy z pierwszej nitki oraz wspomnianych już dodatkowych kontraktów. Jej budowa leży w naszym interesie, gdyż pozwoliłaby Polsce czerpać zyski z tranzytu gazu. Przepustowość obu nitek to 67 mld m sześc. gazu rocznie.
Mimo że Gazprom oficjalnie nie rezygnuje z budowy drugiej nitki gazociągu Jamał-Europa, to ostatnio mówi wyłącznie o budowie gazociągu przez Bałtyk, który może okazać się konkurencyjny dla drugiej nitki. Według szefa Gazpromu, Aleksieja Millera, gazociąg północnoeuropejski ma liczyć w sumie 3 tys. km. Pierwszy odcinek o długości 860 km zostałby poprowadzony z gazociągów położonych ok. 350 km na północ od Moskwy do Wyborga nad Zatoką Fińską. Koszt tej inwestycji, która miałaby zapewnić także dodatkowe dostawy 1,6 mld m sześć. gazu dla Sankt Petersburga, oszacowano na 1,8 mld USD. Odcinek na dnie Bałtyku do Niemiec ma mierzyć 1 189 km i kosztować 2,8 mld USD. Koszt budowy rury o długości 651 km przez północne Niemcy i Holandię Gazprom oszacował na 1,5 mld dolarów. Kolejny odcinek za 500 mln USD biegłaby 280 km po dnie Morza Północnego do Wielkiej Brytanii. W sumie inwestycja w przedstawionej postaci ma wartość 5,7 mld USD.
Nawet ujawnianie szczegółów tego projektu nie świadczy o tym, że zapadła decyzja o jego budowie. Być może jest to tylko gra Gazpromu, mająca na celu wywarcie presji na stronę polską, a może rzeczywiście opłacalny biznes, zwłaszcza jeśli Rosjanie chcieliby opanować rynek skandynawski. Wszystko zależy tego, czy jest projekt ekonomicznie opłacalny. Na pewno jednak nie istnieje prostsza i tańsza droga transportu gazu niż przesył przez Polskę. Świadczy o tym choćby fakt, że koszt budowy drugiej nitki gazociągu Jamał-Europa jest szacowany na 2-2,5 mld USD. Przy czym można go zbudować szybko, wystarczy mieć wolę polityczną i organizacyjną.
Rosjanie podkreślają, że na trasie gazociągu północnoeuropejskiego nie ma państw tranzytowych, co „obniża ryzyko ubezpieczeniowe i koszty transportu rosyjskiego gazu, a jednocześnie zwiększa niezawodność jego dostaw do Europy Zachodniej”. A ta coraz bardziej uzależnia się od dostaw rosyjskich. Zobowiązania kontraktowe rosyjskiego monopolisty dotyczące eksportu gazu do Europy mają wzrosnąć ze 130 mld m sześc. w 2002 r. do 195,9 mld m sześc. w 2010 r. Uruchomieniem gazociągu północnoeuropejskiego są zainteresowani zachodni partnerzy Gazpromu: Ruhrgas (mający zarazem 5,8% udziałów w Gazpromie), Wintershall, Total i Gasunie. Firmy te gotowe są ponoć wziąć aktywny udział w finansowaniu i budowie tego gazociągu. Rosjanie twierdzą, że stopa rentowności projektu wynosi aż 12%.
Połączenia z Zachodem
Spór z Gazpromem kolejny raz uzmysławia, jak pilną koniecznością jest posiadanie alternatywnych dróg zaopatrzenia Polski i budowa gazociągów łączących nasz kraj z system gazociągów zachodnioeuropejskich. Coraz większą szansę powstania ma gazociąg Bernau-Szczecin, do projektu którego teraz się wraca. Został on zarzucony po tym, jak rząd premiera Jerzego Buzka zdecydował o podjęciu negocjacji z Norwegami sprawie budowy bezpośredniego połączenia ze złożami norweskimi do polskiego Niechorza.
Kwestią negocjacji jest, jaki powinien być udział PGNiG w tym przedsięwzięciu, aby mogło odbierać gaz na granicy i być operatorem gazociągu na terenie Polski. Według zapisów listu intencyjnego ze stycznia 1999 r., podpisanego przez PGNiG i Ruhrgas AG oraz spółkę IRB założoną przez Bartimpex i Ruhrgas Energie Beteiligungs, ta ostatnia miałaby 75% udziałów w spółce transportowej na terenie Polski, zaś PGNiG – 25%. W styczniu 2002 r. spółka IRB wystąpiła do PGNiG z propozycją współpracy nawiązującej do listu intencyjnego sprzed trzech lat.
W północno-zachodniej Polsce zapotrzebowanie na gaz szacowane jest na 1,2 mld m sześc. rocznie, a rozwijający się tam rynek gazu (Elektrownia Dolna Odra, Walcownia Blach) daje możliwość zagospodarowania dodatkowo 1,3 mld m sześc. rocznie. Zdają sobie z tego sprawę Niemcy i rozbudowują połączenia z Polską w tym rejonie, m.in. doprowadzono do Odry dwa gazociągi, a Elektrownia Szczecińska, jeden z potencjalnych dużych konsumentów gazu, ma niemieckiego właściciela. Liberalizacja rynku gazowego i wdrożenie zapisów Europejskiej Dyrektywy Gazowej (zasada TPA) pozwoli wkroczyć niemieckim firmom gazowniczym na ten rynek. PGNiG szacuje, że po otwarciu rynku gazu, utraci na rzecz innych dostawców ok. 20% posiadanego rynku.
Gazociąg Bernau-Szczecin był rozpatrywany jako jedno z połączeń systemów przesyłowych gazu polskich i unijnych, z wykorzystaniem w przyszłości, jako alternatywnej drogi transportu gazu do Polski w ramach dywersyfikacji dostaw. Jest bardzo prawdopodobne, że zostanie wykorzystany do przesyłu gazu skandynawskiego, mimo że wciąż nie został wykluczony projekt budowy Baltic Pipe. czyli podmorskiego gazociągu z Danii. Umożliwiałby on odbiór 2,5 mld m sześc. duńskiego gazu w latach 2004-2012. Przez Baltic Pipe miał także płynąć gaz norweski, w wyniku połączenia tego gazociągu z szelfem Morza Norweskiego. Byłby to drugi etap realizacji dużego kontraktu norweskiego.
Polska jest obecnie gotowa odbierać od Norwegii tylko 1-3 mld metrów sześc. gazu rocznie, dlatego negocjuje z Norwegami nową umowę opóźniającą realizację wcześniejszego tzw. dużego kontraktu o dwa lata. Według podpisanego we wrześniu 2001 r. kontraktu na dostarczanie gazu ziemnego do Polski w latach 2008 –2024 (łącznie 74 mld ml sześć.), dostawy miały narastać do poziomu 5 mld metrów sześc. rocznie w 2011 r. Polska nie jest w stanie przyjąć takich ilości gazu w ustalonym czasie - jak wyjaśniono Norwegom – z powodu słabszego niż przewidywano rozwoju rynku gazu w Polsce oraz problemów z dokończeniem pierwszej i budową drugiej nitki gazociągu jamalskiego i przeciągającymi się rozmowami z Gazpromem. Rozwiązaniem przejściowym ma być kontrakt krótkoterminowy na dostawy maksymalnie do 3 mld m sześc. realizowane przez system gazociągów niemieckich. Gaz mógłby być transportowany przez północne Niemcy, gazociągiem Netra z Emden do Bernau, a stamtąd do Szczecina nowo wybudowanym gazociągiem.
Decydujące znaczenie będzie miał punkt odbioru i cena gazu. Strona polska chce odbierać gaz na naszej granicy tak, by koszty transportu pokrył sprzedający. Obecnie za gaz norweski, dostarczany w tamach tzw. małego kontraktu norweskiego (0,5 mld m sześc.), płacimy w Emden, ponosząc wysokie koszty dalszego transportu tego gazu do Zgorzelca.
Realizacja umowy norweskiej i duńskiej jest uzależniona od powodzenia renegocjacji kontraktu jamalskiego. W przypadku umowy z duńską firma DONG, przesunięciu terminu realizacji dostaw jest dodatkowo kłopotliwe, gdyż w 2012 r. upływa termin koncesji na eksploatacje złóż, z których gaz przeznaczony jest dla Polski. Istnieje więc realne niebezpieczeństwo, iż zasoby mogą zostać nie w pełni zagospodarowane. Duńczycy podkreślają, iż zaangażowali się we współpracę z PGNiG pomimo nacisków lobby brytyjsko-niemieckiego, opowiadającego się za ściślejszymi powiązaniami z tym rynkami.
Wśród możliwych wariantów dywersyfikacji dostaw gazu coraz częściej wymienia się holenderską firmę gazowniczą Gasunie, z którą rozmowy o sprzedaży prowadzono już kilka lat temu. Do podpisania umowy wówczas jednak nie doszło. Argumentem przeciw był fakt, iż płacąc Holendrom według ich stawek, otrzymywalibyśmy gaz rosyjski, dostarczany w ramach kontraktu swapowego z Gazpromem (koncerny gazownicze podpisują umowy typu swap, by zaoszczędzić na kosztach transportu). Zdaniem niektórych specjalistów, partnerem Polski mogłaby być także Ukraina, która oprócz gazu importowanego Rosji, ma też własne złoża tego surowca.
Przygotowania do prywatyzacji
Renegocjacja kontraktu jamalskiego musi nastąpić zanim PGNiG wydzieli swoje najważniejsze aktywa, czyli część górniczą, zajmującą się poszukiwaniem i wydobyciem gazu ziemnego i ropy naftowej. Ma to nastąpić na początku 2004 r. Strategia spółki Górnictwo Naftowe zakłada wzrost wydobycia krajowego, tańszego gazu, co nie będzie możliwe bez zgody Gazpromu na zmianę klauzuli „bierz lub płać”. Spółka planuje zwiększenie wydobycia gazu do wspomnianych już 5,5 mld m sześc. w przeliczeniu na gaz wysokometanowy oraz ropy naftowej z obecnych 450 tys. do 800 tys. ton.
Do końca tego roku z PGNiG zostanie wyodrębnionych sześć spółek dystrybucyjnych: dolnośląska, górnośląska, karpacka, mazowiecka, pomorska i wielkopolska. Spółki te zajmą się dystrybucją gazu i obrotem detalicznym. Ich zadaniem będzie też rozbudowa sieci średniego i małego ciśnienia. To element strategii gazyfikacji "białych plam". PGNiG deklaruje, że na tym poziomie jest gotowe wchodzić w alianse z inwestorami prywatnymi, w tym zagranicznymi. Tak restrukturyzowane przedsiębiorstwo zostanie sprywatyzowane przez giełdę.
Ministerstwo Skarbu Państwa planuje debiut giełdowy do 30% akcji PGNiG w drugiej połowie 2004 r. Gdyby nie udało się uplasować całego pakietu na warszawskiej giełdzie, ich część mogłaby zostać zaoferowana na giełdach zagranicznych. Skarb Państwa będzie chciał zachować pakiet większościowy przynajmniej 51% akcji, a pracownicy otrzymają do 15% walorów.
Upubliczniane akcje skierowane będą głównie do inwestorów finansowych, a ewentualne zaoferowanie części akcji dla inwestora branżowego zostanie rozstrzygnięte po konsultacjach z doradcą prywatyzacyjnym. Proces wyboru doradcy prywatyzacyjnego rozpocznie się w drugiej połowie przyszłego roku. PGNiG będzie zabiegać, by jak największa kwota z ewentualnego debiutu akcji nowej emisji wpłynęła do budżetu firmy z przeznaczeniem na jej oddłużenie. Program opracowany przez poprzedni rząd zakładał powstanie czterech spółek dystrybucyjnych, które miały być prywatyzowane oddzielnie od PGNiG.

Małgorzata Kosa




| Powrót |

Artykuł opublikowany pod adresem:     http://gigawat.net.pl/article/articleprint/137/-1/23/

Copyright (C) Gigawat Energia 2002