Trwałe przestawienie energetyki z węgla na gaz spowoduje, że rachunki za prąd będą bardziej narażone na wahania notowań rynkowych. Kontrakty długoterminowe mogą okazać się koniecznością
Ostatnie perturbacje na rynku błękitnego paliwa sprawiły, że na nowo wybrzmiewają pytania o sytuację Polski po wygaśnięciu z końcem 2022 r. kontraktu jamalskiego z Rosją. Według narracji Gazpromu tylko kontrakty długoterminowe zabezpieczają importerów przed wahaniami cen. Podobne argumenty podnosił podczas ostatnich dyskusji w Brukseli m.in. premier Czech Andrej Babiš.
Ta logika nie sprawdza się w odniesieniu do umowy z Rosją, o czym może świadczyć fakt, że Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo wystąpiło ostatnio z propozycją renegocjacji warunków, na jakich kupujemy paliwo. – W naszym przekonaniu istnieje przestrzeń do obniżenia ceny – oświadczył prezes polskiej spółki Paweł Majewski, nie ujawniając szczegółów oferty. Była to już kolejna inicjatywa polskiego koncernu mająca na celu zmianę warunków zakupu zakontraktowanego surowca. Podobny wniosek PGNiG wystosowało w listopadzie ub.r. Zgodnie z obowiązującą do końca 2022 r. umową Polska kupuje od Gazpromu minimum 8,7 mld m sześc. rocznie. W zeszłym roku korzystne dla firmy orzeczenie wydał trybunał w Sztokholmie. W efekcie z tytułu korekty cen PGNiG otrzymało od Gazpromu ok. 1,5 mld dol. wyrównania. O ile za sprawą zakończonego pomyślnie dla polskiej spółki postępowania zdecydowano o ściślejszym powiązaniu cen gazu w kontrakcie z notowaniami gazu na rynku europejskim, o tyle obecnie – jak spekulują specjaliści – w grę może wchodzić postulat odwrotny: powrotu do indeksacji cen do ropy naftowej, co w obecnych warunkach mogłoby pomóc ustabilizować ceny. W ostatnich latach kolejne wnioski o korekty składały zarówno strona polska, jak i rosyjska.
Obecnie gaz z Jamału zaspokaja około połowy naszego szacowanego na 20 mld m sześc. zapotrzebowania na surowiec. Od 2023 r. zastąpić go ma m.in. LNG zakontraktowane w USA i Katarze, odbierane przez terminale na Bałtyku, oraz dostawy z Baltic Pipe. Ponadto ok. 4 mld m sześc. gazu wydobywamy w kraju. Kolejnym źródłem surowca mogą stać się położone przy granicy z Polską złoża na Ukrainie, w których udziały zakupiło PGNiG. Obecnie są tam prowadzone prace przygotowawcze. Dodatkowe wolumeny będą mogły być też sprowadzane do Polski przez interkonektory. Szczególnie istotne może być pod tym względem finalizowane połączenie z Litwą, które umożliwi realizowanie dodatkowych dostaw LNG przez gazoport w Kłajpedzie. Zdaniem specjalistów nowe kierunki dostaw poprawią pozycję Polski także wobec Gazpromu.
Na tle Europy wahania cen gazu i energii w Polsce są relatywnie ograniczone. Jak zauważa Agata Łoskot-Strachota z Ośrodka Studiów Wschodnich, ze względu na mechanizm kształtowania stawek w kontrakcie jamalskim podwyżki mogą uderzyć w nasz kraj z pewnym opóźnieniem. Zwiększenie roli rynku może się wiązać z większą zmiennością cen. – Dywersyfikacja źródeł dostaw i rodzajów kontraktów będzie jednak w pewnym stopniu amortyzowała wstrząsy – ocenia ekspertka.
Wyzwaniem może okazać się jednak dynamiczny wzrost zapotrzebowania na błękitne paliwo związane z coalexitem, czyli odchodzeniem od węgla. Już w tym roku prognozuje się, że popyt na gaz wzrośnie o ok. 1 mld m sześc., w czym największą rolę odegra sektor energii. W perspektywie 2030 r. według Gaz-Systemu może sięgnąć 30 mld m sześc., a inne prognozy mówią o osiągnięciu tego poziomu już w połowie dekady.
– W przyjętej niedawno polityce energetycznej Polska postawiła na gaz ziemny jako paliwo uzupełniające, przejściowe. Teraz okazuje się, że będzie to jedno z podstawowych paliw w ciepłownictwie i wytwarzaniu prądu. Oznacza to, że ceny surowca błyskawicznie przekładać się będą nie tylko na sektor chemiczny, lecz także na rachunki za prąd – mówi Andrzej Sikora, szef Instytutu Studiów Energetycznych. Szybka ekspansja gazu oznaczać będzie zarazem – według niego – że aby zaspokoić głód surowca, na polskim rynku pojawią się nowi gracze, a konkurencja nabierze rumieńców.
Jak podkreśla ekspert, zagwarantowanie stabilności cen w warunkach szybkiej ekspansji gazu w energetyce wymagać będzie m.in. poprawy zdolności jego magazynowania. – Magazyny o pojemności ok. 3 mld m sześc. są wystarczające do zagwarantowania bezpieczeństwa systemu w sezonie grzewczym przy zużyciu na poziomie 20 mld m sześc., ale nie o 50 proc. wyższym – uważa ekspert. Jak dodaje, oprócz rozbudowy pożądana jest praktycznie natychmiast kompleksowa zmiana regulacji, która umożliwi wykorzystywanie magazynów poza UE, np. na Ukrainie.
Czynnikiem, który w kolejnych latach może wpływać na rentowność wykorzystania gazu w całej Europie, mogą być regulacje klimatyczne. Jak zauważa Andrzej Sikora, w dyskutowanym pakiecie Fit for 55, określającym strategię UE na najbliższą dekadę, widać, iż stanowiący główny składnik błękitnego paliwa metan uznawany jest za gaz cieplarniany co najmniej równie szkodliwy dla klimatu jak dwutlenek węgla. – Wobec widocznych braków postępów w redukcji CO2 kolejnym celem będzie najprawdopodobniej próba znaczących ograniczeń emisji metanu. Dlatego należy się spodziewać, że wszyscy producenci gazu, nie tylko Gazprom, lecz także algierski Sonatrach, Amerykanie, Duńczycy, a szczególnie Norwegowie będą naciskać na długoterminowe kontrakty – twierdzi ekspert.
Na brak uwzględniania spodziewanych regulacji metanowych w planach gazowej ekspansji w polskiej energetyce zwracają uwagę ekolodzy. Gaz to nowy węgiel, niszczy klimat i po 2035 r. nie ma na niego miejsca w elektroenergetyce – przekonuje Pracownia na rzecz Wszystkich Istot.
