|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 12/2003
Norweski gaz nie zmieścił się w bilansie. Tylko rosyjski…
|
|
Polsko-norweski kontrakt na dostawy gazu ziemnego nie zostanie zrealizowany. Strona polska uznała, że sprowadzanie gazu bezpośrednio z Norwegii poprzez gazociąg do Niechorza jest ekonomicznie nieopłacalne. Rezygnacja z kontraktu przekreśla możliwość złamania rosyjskiego monopolu w imporcie gazu do Polski. Obecnie ok. 80-90 proc. importowanego gazu pochodzi z Gazpromu (6,7 mld m sześc. rocznie).
2 grudnia br. norweski koncern Statoil oraz Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo poinformowały o unieważnieniu kontraktu, podpisanego we wrześniu 2001 r. Wicepremier Jerzy Hausner określił tę decyzję jako rozsądną, ale przyznał, że nadal pozostaje nie rozwiązana kwestia dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia kraju w gaz. Zdaniem Hausnera, obecna sytuacja uzmysławia potrzebę poszukiwania dobrego ekonomicznie, a nie tylko dobrego technicznie rozwiązania problemu dywersyfikacji.
|
Fiasko po latach rozmów
Pod względem wielkości zasobów i rocznego wydobycia gazu ziemnego Norwegia plasuje się na czwartym miejscu na świecie po Rosji, Algierii i Holandii. Według specjalistów zasoby gazu na norweskim szelfie kontynentalnym są tak bogate, że przy obecnym poziomie wydobycia ich eksploatacja będzie mogła trwać przez ponad 80 lat.
Pierwsze rozmowy na temat dostaw norweskiego gazu do Polski podjęto w 1989 r. Doprowadziły one do podpisania tzw. małego kontraktu w ilościach 0,5 mld m sześc. rocznie. Jest on z powodzeniem realizowany od października 2000 r.
Negocjacje w sprawie tzw. dużego kontraktu rozpoczęły się krótko po podpisaniu małego kontraktu w maju 1999 r. Na początku rozważano dostawy rzędu 2 mld m sześc./rok poprzez terytorium Niemiec, ale strona polska uznała, że realną dywersyfikację zapewni tylko bezpośrednie połączenie ze złożami na północy. We wrześniu 2001 r. podpisano kontrakt na dostawy 5 mld m sześc./rok, począwszy od 2008 r. Łącznie Polska miała odebrać 75 mld m sześc. gazu w ciągu kilkunastu lat. Kontrakt zobowiązywał Norwegów do dostarczenia gazu w rejon Niechorza i nie nakładał na stronę polską żadnych zobowiązań w zakresie jego transportu do punktu odbioru.
Proponowana stronie polskiej cena gazu norweskiego nie odbiegała od cen, jakie płacą pozostali odbiorcy w Europie. Norweski kontrakt, mimo iż zawierał formułę „take or pay” cechował się elastycznością, która pozwalała na dość spore wahania odbieranych ilości, sezonowo i w całym okresie trwania kontraktu. W przeciwieństwie do kontraktu jamalskiego, nie było w nim mowy o zakazie ewentualnego reeksportu gazu, co pozostawiało Polsce całkowitą swobodę w tym względzie.
Dostawy miały odbywać się poprzez bezpośredni gazociąg poprowadzony ze złóż norweskich pod dnem Bałtyku. Budowa tego gazociągu była uwarunkowana przesyłem 8 mld m sześć. gazu, z czego 3 mld m sześc. na rynki skandynawskie. Pod uwagę brany był też tzw. wariant duński, w którym założono zbudowanie gazociągu nazywanego Baltic Pipe. Osiągnąłby on wymaganą opłacalność przy przesyle minimum 4 mld m sześc. rocznie. Strona norweska uzależniała swój udział w tej opcji od wysokości stosowanych przez Danię taryf przesyłowych. Przy ilościach mniejszych niż 4 mld m sześc. rocznie Statoil proponował powrót do wariantu niemieckiego, czyli przez istniejące gazociągi dochodzące do Emden. Jest to jednak wariant dla Polski niekorzystny, gdyż wiąże się z koniecznością ponoszenia wysokich kosztów dalszego transportu do kraju. Stronę polską interesuje odbiór na granicy kraju.
Według prezesa PGNiG, Marka Kossowskiego, kontrakt z 2001 r. nie może być zrealizowany, gdyż się „nie bilansuje”. Jak wyjaśniał dziennikarzom, Norwegowie nie znaleźli dodatkowych odbiorców, a my nie potrzebujemy aż 5 mld m sześć. gazu z importu w sytuacji, gdy chcemy zwiększyć tańsze, krajowe wydobycie z 4 do 6 mld m sześc.
Podkreśla się jednak, iż dzięki Norwegom Polska mogła stać się jednym z większych reeksporterów gazu na rynku europejskim. Odbiorców tego gazu jednak nie szukano. Zdaniem byłego prezesa PGNiG Andrzej Lipki, realizacja kontraktu pozwoliłaby Polsce stać się podmiotem na rynku gazowniczym, a nie jak dzisiaj – odgrywać rolę podmiotu, który skazany jest na przyjęcie warunków monopolisty – Gazpromu. Według Janusza Steinhoffa, wicepremiera w rządzie Jerzego Buzka, wygaśniecie kontraktu z Norwegami może się odbić na cenach gazu w Polsce, które mogą być wyższe niż w innych krajach Unii Europejskiej.
Jednak Bernau-Szczecin
W ostatnich miesiącach PGNiG wznowił rozmowy z niemieckim koncernem Ruhrgas na temat budowy gazociągu Bernau-Szczecin, którym mogłoby płynąć do Polski 2 mld m sześc. gazu rocznie. Jednym z pomysłodawców tej inwestycji był Bartimpex kontrolowany przez Aleksandra Gudzowatego, który z Ruhrgasem powołał spółkę IRB do jej realizacji.
Zdaniem Marka Kossowskiego, projekt tego gazociągu jest „optymalny pod względem ekonomicznym”. Niewykluczone, że PGNiG wejdzie do spółki IRB. Zależeć to będzie od przebiegu rozmów z Ruhrgasem i Bartimpeksem, które są obecnie prowadzone i mają się zakończyć na początku 2004 r.
Jak zapewnia Aleksander Gudzowaty, gazociąg Bernau-Szczecin został wymyślony dla obsługi gazu norweskiego. Zbudowanie tego gazociągu Ruhrgas uzgodnił z Gazpromem. Jego zdaniem bezpośrednie połączenie ze złożami nie gwarantuje Polsce bezpieczeństwa energetycznego, ważniejsze jest z kim i na jakich warunkach podpisuje się kontrakt.
Wygaśniecie kontraktu z Norwegami nie oznacza, że Statoil nie będzie sprzedawać gazu do Polski, choć już nie w oparciu o projekt gazociągu dedykowanego (skandynawskiego). Dostawy mogą być realizowane przez gazociągi dochodzące do Emden i dalej do Polski przez połączenie Bernau-Szczecin. Przesłanie gazu przez system rurociągów niemieckich jest jednak kosztowne i te opłaty będzie musiał ponieść PGNiG. W tej sytuacji prawdopodobnie zdecyduje się na dostawy swapowe, polegające na wymianie gazu między firmami.
Znacznie ważniejszy od spraw technicznych jest kontrakt na zakup gazu. Chcielibyśmy, by dostawcami byli Norwegowie, ale rozmawiamy z różnymi firmami – mówił szef PGNiG. W oficjalnym komunikacie napisano, iż „obie strony będą dalej współpracować w zakresie uzgodnienia realnych wielkości dostaw gazu z Norwegii do Polski. Planuje się, że dostawy te będą realizowane przez nowe lub istniejące gazociągi przesyłowe. W tym celu strony prowadzą rozmowy i zamierzają podpisać stosowne porozumienie”.
Jeśli PGNiG podpisze nową umowę ze Statoilem, to do Polski zapewne nie trafi gaz, który płynie ze złóż norweskich na kontynent (w Emden), lecz będzie to gaz rosyjski, dostępny we wschodnich Niemczech. Norwegowie zawarli z Rosjanami porozumienie o wzajemnym wypełnianiu zobowiązań kontraktowych.
Związani z poprzednim zarządem PGNiG zwolennicy dywersyfikacji źródeł dostaw gazu do Polski poprzez kontrakt norweski wskazują, iż wariant połączenia z siecią europejskich gazociągów, tzw. niemiecki (Bernau-Szczecin) ma dwie zasadnicze wady: po pierwsze czyni z Polski rynek końcowy, czyli rynek zamknięty, a także nie daje możliwości rozwojowych. W wariancie skandynawskim gazociąg Bernau-Szczecin był uwzględniony, ale łączył się w Niechorzu z gazociągiem skandynawskim. Gaz norweski i gaz rosyjski mieszałyby się nie w niemieckim Emden, ale na terytorium Polski, pod zarządem PGNiG albo jego spółki. W Niechorzu mogłaby powstać giełda gazowa (hub). W ten sposób pozycja Polski w europejskim przemyśle gazowniczym uległaby zasadniczej zmianie.
Baltic Pipe wciąż aktualny?
Mimo iż PGNiG i Statoil zrezygnowały z dużego kontraktu norweskiego, zarząd PGNiG podjął decyzję o przedłużeniu o rok, tj. do końca 200 4 r., terminu ratyfikacji umowy z duńską firmą DONG. Termin ratyfikacji tej umowy podpisanej w lipcu 2001 r., podobnie jak w wypadku kontraktu z Norwegią, był już kilkakrotnie przekładany.
Z Duńczykami zawarliśmy umowę na dostawy gazu i budowę podmorskiego gazociągu Baltic Pipe, łączącego wybrzeże duńskie z polskim w Niechorzu. Połączenie miało być gotowe w 2004 r. i wtedy też miały się rozpocząć dostawy duńskiego gazu w ilości 2 mld m sześc. rocznie przez 8 lat. 2/3 kosztów inwestycji mieli pokryć Duńczycy, resztę PGNiG.
Pierwotnie Baltic Pipe miał być pierwszym etapem umożliwiającym budowę podmorskiego gazociągu z Norwegii. Baltic Pipe może jednak istnieć niezależnie od kontraktu norweskiego. Gazociąg ten mógłby funkcjonować jako interconnector i transportować gaz w dwie strony – duński gaz do Polski i ewentualnie dalej np. na Litwę (jeśli spółki zależne od Ruhrgasu kupiłyby go i powstałby tzw. AmberProject) oraz gaz rosyjski z gazociągu jamalskiego do Danii. Szefowie DONG już wcześniej zapowiadali, że BalticPipe może posłużyć do importu gazu od Gazpromu, a duńska firma będzie zabiegać o to, by gazociąg został przedłużony na wschód.
Duńskie złoża gazu są na wyczerpaniu - w 2012 r. wygasają koncesje na wydobycie węglowodorów. Duńczykom zależy na połączeniu, które zagwarantuje im dostawy rosyjskiego gazu, alternatywnego w stosunku do gazu norweskiego.
|
|
|
|
