Wzrost gospodarczy Chin i Indii sprawia, że popyt na gaz rośnie w tak zawrotnym tempie, że amerykańskie czy australijskie LNG może do nas w ogóle nie dotrzeć, bo w Azji osiągnie lepszą cenę. Zostaniemy wtedy z gazem z Norwegii i z Rosji – przewiduje Piotr Kasprzak, prezes Hermes Energy Group SA, firmy handlującej gazem i największego prywatnego sprzedawcy błękitnego paliwa - mówi w wywiadzie dla DGP Piotr Kasprzak prezes Hermes Energy Group SA.
Reklama
Trudno się działa na polskim rynku gazu zdominowanym przez PGNiG?
Od 2014 r., czyli od momentu, gdy rynek gazu został częściowo zliberalizowany i wprowadzono możliwość zmiany sprzedawcy, nieustająco rośniemy w siłę. Udało nam się osiągnąć 5 proc. udziału w rynku gazu, co oznacza, że jako sprzedawca błękitnego paliwa jesteśmy na drugiej, po PGNiG, pozycji. Nie ma co ukrywać, polski rynek nie jest łatwy, ale jak pokazuje przykład HEG, znajdzie się tu miejsce dla wolnych graczy. W odpowiedzi na rozwój prywatnych sprzedawców PGNiG zmuszony był obniżyć ceny. W rezultacie w segmencie obrót i magazynowanie wyniki spadają, natomiast rośnie zainteresowanie segmentem detalicznym, gdzie marże i korzyści są większe, ale za to trudniej pozyskać klienta.
A nagimnastykować się trzeba, zwłaszcza że będzie drożej.
Gaz, ropa i węgiel nadal drożeją. W przypadku tego pierwszego cena za 1 MWh wynosiła średnio w 2017 r. ok. 80 zł, teraz to ponad 100 zł. Również energia elektryczna drożeje – w ostatnim czasie obserwowaliśmy wzrost rok do roku o ok. 50 zł za 1 MWh. Problemy dopiero się zaczynają i odczujemy je wszyscy w 2019 r. i w kolejnych latach. Producenci skorzystają na tym, że ropa drożeje, a jak wiadomo, w ślad za ropą w górę idą też ceny gazu. Na domiar złego mocno drożeje też LNG w Azji. Ubiegłoroczna cena to 12–15 euro za 1 MWh, a już teraz przekroczona została granica 30 euro. Warto zauważyć, że Chiny rezygnują z węgla na rzecz gazu, co oznacza znaczący wzrost zapotrzebowania na błękitne paliwo w tamtym regionie świata. Dlatego wysyłanie LNG do Polski nie jest tak opłacalne – większa część eksportu skierowana jest do Azji. Jako odbiorca LNG Europa odchodzi na drugi plan.
Również pogoda miała swój wpływ na sytuację na rynku gazu w Europie. W tym roku zima była wyjątkowo sroga, co wpłynęło na obniżenie poziomu magazynów gazu poniżej średniej z kilku ostatnich lat. Rezultat – cena gazu na poziomie 22–25 euro za 1 MWh. Jeśli podaż ropy nie ulegnie zwiększeniu w rezultacie uzgodnień OPEC, to cena za baryłkę może dojść nawet do 100 dol., a gazu do 30 euro za 1 MWh. Dla Polski oznaczać to może ceny giełdowe na poziomie ok. 130 zł za 1 MWh gazu tej zimy. Koszty te poniosą wszyscy odbiorcy. Pamiętajmy również, że wzrost cen surowców może mieć negatywny wpływ na rozwój gospodarczy.
Do tego dochodzi jeszcze aspekt polityczny. Podobnie jak w przypadku ropy i węgla, gaz jest uznawany za surowiec strategiczny, w związku z czym rynek ten został otoczony szczególną ochroną. Uważam jednak, że sposobem na rozwiązanie problemu bezpieczeństwa i ciągłości dostaw nie jest domykanie i ponowna monopolizacja, ale zwiększenie liczby źródeł i połączeń oraz dalsza liberalizacja. Gdy mamy wolny rynek i mnogość kierunków dostaw, znajdzie się wielu prywatnych przedsiębiorców, którzy będą handlować gazem. Wolumen obrotu zostanie utrzymany na wysokim poziomie, a bezpieczeństwo energetyczne kraju będzie zapewnione.
Wy kupujecie gaz na giełdzie w Polsce, pośrednio też od PGNiG.
Planowaliśmy kupować gaz na zasadach bilateralnych bezpośrednio od PGNiG, ale spółka nie była zainteresowana współpracą, dlatego pozostaje nam giełda. Problem polega na tym, że jej płynność jest znacząco ograniczona. Należy jednoznacznie powiedzieć, że istotny, negatywny wpływ na rozwój rynku gazu w Polsce ma wprowadzona w październiku 2017 r. nowelizacja ustawy o magazynowaniu. Z perspektywy wolnorynkowej był to zdecydowany krok w tył. Zmniejszeniu uległ wolumen handlu, a co za tym idzie spadła liczba graczy na giełdzie. W rezultacie mamy do czynienia z domykaniem rynku. Cała ta sytuacja działa na korzyść PGNiG. Regulacje taryf gazowych dla biznesu zostały zniesione, więc wraz ze wzrostem cen gazu PGNiG podniesie też rachunki. Utrzymanie taryf oznaczałoby straty dla podmiotu dominującego.
Budowa Baltic Pipe coś wam da?
Wstępnie deklarowaliśmy chęć zarezerwowania przepustowości w Baltic Pipe, ale dopóki nie zmieni się ustawa o magazynowaniu paliw, udział w tym projekcie jest dla rynkowych graczy nieopłacalny. Wspomniana ustawa ma na celu nie tyle zabezpieczenie dostaw w kraju, ile raczej uniemożliwienie dostaw z zagranicy. Czy to będzie Baltic Pipe, czy terminal LNG, czy jakikolwiek interkonektor – dla każdego metra sześciennego sprowadzonego gazu trzeba zabezpieczyć odpowiedni wolumen w magazynie. Tymczasem wszystkie one należą i są wykorzystywane przez PGNiG. Nie ma możliwości zakupu magazynu. Jeżeli natomiast chcielibyśmy utrzymywać te rezerwy za granicą, to ustawa nam to uniemożliwia. W tej sytuacji budowa jakiejkolwiek rury czy rozbudowa terminala gazu skroplonego nie wpłynie na uwolnienie rynku. Wynajęcie magazynu jest nieopłacalne, a ze względu na ograniczenia lokalizacyjne i czasowe budowa nie wchodzi w grę.
Ale rurociąg z Norwegii do Polski przez Danię jest nam potrzebny, jeśli mamy uniezależniać się od gazu z Rosji.
Niewątpliwie zwiększenie liczby źródeł dostaw gazu leży w interesie Polski. Powstaje jednak pytanie o wartość kontraktu z Norwegami. Dlaczego Statoil miałby sprzedawać gaz taniej? Dlaczego LNG sprowadzane do Polski ma kosztować mniej niż surowiec, który trafia do Hiszpanii czy Wielkiej Brytanii? Warto pamiętać, że infrastruktura Baltic Pipe też kosztuje i jej wartość zostanie uwzględniona w taryfie przesyłowej, za którą płacimy wszyscy. Dlatego też do stwierdzenia, że stawki opłat sieciowych będą spadać, należy podchodzić z dużą rezerwą. Taka możliwość istnieje przy założeniu, że przepustowość zostanie wykorzystana na znaczącym poziomie.
A harmonogram budowy tego gazociągu jest pana zdaniem realny? Właśnie poznaliśmy jego prawdopodobną trasę omijającą Niemcy. Ale już dziś deklarujemy, że wieloletniego kontraktu jamalskiego nie przedłużymy.
Rząd wykazuje sporą determinację przy realizacji projektu Baltic Pipe. Według mnie terminy są realne i możliwe do utrzymania. Należy przy tym pamiętać, że podobnie jak w przypadku Nord Stream 2, również przy projekcie Baltic Pipe pojawią się pewne problemy. Jednocześnie przykład gazociągu północnego pokazuje nam, że są sposoby, aby te przeszkody przezwyciężyć. Na pewno połączenie z Danią będzie dobrą kartą przetargową w ewentualnych negocjacjach z Rosją.
Tym bardziej że zapotrzebowanie na gaz rośnie. Energetyka w Polsce też powoli żegna się z węglem. PGE zrezygnowała z budowy w Dolnej Odrze bloku węglowego. Będzie gazowy. Konsumpcja energii elektrycznej też rośnie. Musimy więc postarać się o to, by gazu nam nie zabrakło.
Wzrost gospodarczy Chin i Indii sprawia, że popyt na gaz rośnie w tak zawrotnym tempie, że amerykańskie czy australijskie LNG może do nas w ogóle nie dotrzeć, bo w Azji osiągnie lepszą cenę. Może się okazać, że zostaniemy w Europie, podobnie jak dziś, z gazem z Norwegii i z Rosji. Gospodarka europejska zużywa 400–500 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie. Ktoś musi zaspokoić to zapotrzebowanie. Europa potrzebuje gazu z wszystkich dostępnych kierunków. Natomiast tylko wolny, połączony rynek może zapewnić nam korzystne ceny i bezpieczeństwo dostaw.