Liberalizacja rynku gazu ziemnego osłabi PGNiG

Próbujemy jednocześnie uwolnić rynek gazu i realizować biegunowo odmienne cele: wyciągnąć od PGNiG podatek od wydobycia kopalin i dywidendę, zintensyfikować prace rozpoznawcze, zapewnić bezpieczeństwo energetyczne i zapewnić niskie ceny paliwa. Sytuację dodatkowo pogorszy już wkrótce dodatkowy gaz z Kataru, którego Polska może nie odbierać, ale zapłacić za niego musi.
Liberalizacja rynku gazu ziemnego osłabi PGNiG

(Fot. PAP)

W 2009 r. Komisja Europejska (KE) zaczęła zaostrzać ton kierowanych do Polski pism dotyczących liberalizacji rynku gazu, sprawa dotyczyła m.in. utrzymywania systemu regulowanych cen gazu. Było to pogwałceniem unijnych dyrektyw i – zdaniem KE – hamowało konkurencję cenową na rynku hurtowym. Komisja zarzuciła też polskiemu regulatorowi rynku (Urzędowi Regulacji Energetyki), że nic nie robi w celu egzekwowania prawa, gdy naruszane są przepisy i rozporządzenia UE, oraz że nie nakłada stosownych kar.

Wobec braku należytego odzewu ze strony URE 13 stycznia 2010 r. KE zażądała liberalizacji cen gazu w Polsce, nie akceptując sytuacji, w której regulator zatwierdza ceny gazu. Według Komisji taki stan rzeczy jest sprzeczny z unijnymi dyrektywami. Komisja zagroziła Polsce Trybunałem Sprawiedliwości. Przeciąganie sprawy z polskiej strony trwało jeszcze trzy lata, ale kiedy miecz trybunału w Luksemburgu zawisł nad polską głową, Sejm przyjął nowelizację ustawy Prawo energetyczne.

11 września 2013 r. nowelizacja (zwana potocznie „małym trójpakiem”) weszła w życie. Nałożyła m.in. na PGNiG obowiązki związane z koniecznością sprzedaży gazu za pośrednictwem giełdy. Wolumen gazu objętego tym obowiązkiem będzie w kolejnych latach rósł: od wejścia w życie ustawy – 30 proc., od 1 stycznia 2014 r. – 40 proc., od 1 stycznia 2015 r. – 55 proc.

Jednocześnie z tego obowiązku zostały zwolnione sprowadzające gaz ziemny do Polski podmioty, które będą miały prawo do przepustowości w wielkości mniejszej niż 10 proc. sumy przepustowości wszystkich punktów wejścia do systemu przesyłowego. Oznacza to zwolnienie dla podmiotów importujących gaz w ilości do 1,5 mld m sześc. rocznie. De facto więc jeszcze przez wiele lat ustawa w kwestii obliga giełdowego dotyczyła będzie tylko PGNiG.

Liberalizacja będzie póki co tylko częściowa. Kiedy będzie całkowita – tego nie wiadomo, gdyż URE nie potrafi powiedzieć, kiedy przestanie wyznaczać taryfy na gaz ziemny dla odbiorców indywidualnych. Tym samym ta część rynku pozostanie chroniona – ceny i stawki na niej będą wyznaczane.

Drogi do liberalizacji

Kwestia liberalizacji rynku będzie się w niemałym stopniu rozbijała o różnicę cen między ceną hurtową (taryfami dla większych odbiorców) a ceną (taryfą) detaliczną. Do rynkowego – lub zbliżonego do rynkowego – systemu wyznaczania cen gazu ziemnego dla odbiorców indywidualnych można dochodzić co najmniej dwiema ścieżkami. Pierwsza to uwolnienie w możliwie krótkim czasie cen gazu dla tych odbiorców i zaprzestanie taryfikacji. W tym przypadku URE traci znaczenie, a rynkiem zajmuje się Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów (UOKiK), który tropi nadużywanie pozycji monopolistycznych i/lub zmowy cenowe.

W odpowiedni dla każdego odbiorcy sposób liczymy koszty przesyłu, dystrybucji i magazynowania błękitnego paliwa, co powoduje szybkie, skokowe podwyżki tak zwanych taryf socjalnych (taryfy W-1 – zużycie do 300 m sześc. rocznie , W-2 zużycie od 301 do 1200 m sześc. rocznie, W-3 – zużycie od 1201 do 8000 m sześc. rocznie). Należy się liczyć z silnym oporem ze strony rządu i URE – wzrost cen oznacza bowiem dla polityków spadek popularności oraz konieczność wygospodarowania środków na różnego rodzaju dodatki socjalne związane ze zwiększeniem kosztów utrzymania wielu rodzin, a jest to jedna z ostatnich wiadomości, jakie chciałby usłyszeć minister finansów (vide próby liberalizacji rynku energii elektrycznej). Ten scenariusz zatem jest może i dobry, ale mało realny.

Wariant drugi jest stopniowy. Zakłada zmianę i uszczelnienie obecnie obowiązującego systemu taryf socjalnych (W-1, W-2, W-3) w taki sposób, aby stały się one możliwie bliskie pewnym założeniom „taryf obywatelskich”. W czym rzecz? W 2000 r. PGNiG opracowało taryfy dla poszczególnych grup taryfowych. Taryfa W-1 została przyporządkowana gospodarstwom domowym korzystającym z kuchenki gazowej, taryfa W-2 gospodarstwom domowym posiadającym kuchenkę i termę gazową (podgrzewanie ciepłej wody użytkowej), a W-3 gospodarstwom domowym wyposażonym w kuchenkę oraz centralne ogrzewanie (c.o.) i podgrzewającym ciepłą wodę użytkową (c.w.u.). O ile taryfy W-1 (kuchenki gazowe) oraz W-2 (gotowanie posiłków, podgrzewanie c.w.u) nie wzbudzają namiętności, o tyle taryfa W-3 jest już kontrowersyjnie pojemna.

Obejmuje nie tylko osoby ogrzewające swoje domy, ale także małe firmy (sklepy lub zakłady produkcyjno-usługowe, mniej więcej do 400 mkw. powierzchni). Czy podmioty prowadzące działalność gospodarczą także powinny być objęte taryfą socjalną? Czy ktoś, kto rocznie zużywa 4000 m sześc. gazu lub więcej, ale mniej niż 8000 m sześc. (dom 350 mkw. z podgrzewanym basenem) rzeczywiście powinien korzystać z dobrodziejstw socjalnej taryfy W-3? Czy PGNiG, które zamierza dojść do cen rynkowych, nie powinno zweryfikować sposobu ustanawiania grup taryfowych? Urząd Regulacji Energetyki nie powinien, przynajmniej w teorii, bronić podwyżki cen gazu dla sklepu o powierzchni 400 mkw., utrzymując, że staje po stronie tzw. odbiorcy wrażliwego.

PGNiG może też próbować przenieść podmioty gospodarcze z taryf socjalnych do innych – nowo utworzonych taryf – (tak jak już dawno temu miało to miejsce na rynku energii elektrycznej). Może także zmienić widełki dla trzech taryfowych zbiorów socjalnych, np. tak: taryfa W-1 – do 180 m sześc., taryfa W-2 – od 181 do 800 m sześc., taryfa W-3 – od 801 do 3000 m sześc. konsumpcji rocznej. Ubodzy odbiorcy nie zużywają rocznie więcej niż 3000 m sześc. gazu i nie płacą za gaz co najmniej 6000 zł rocznie. Aby taki wynik osiągnąć, trzeba mieć dom jednorodzinny o powierzchni co najmniej 200 mkw.

Uporządkowanie taryf byłoby pierwszym krokiem, potem należałoby w ciągu następnych dwóch, czterech lat stopniowo dochodzić w taryfach socjalnych do stanu pożądanego.

Czempion na celowniku

Liberalizacja rynku najbardziej dotknie PGNIG, a do tego w przypadku tej spółki dojdą jeszcze inne niekorzystne czynniki. W roku, kiedy ma nastąpić dojście do docelowego poziomu obliga giełdowego, czyli 2015 lub maksymalnie 2016 (co wynika lektury z publikowanych przez Państwowy Instytut Geologiczny w wydawnictwie „Bilans zasobów złóż kopalin w Polsce” danych za lata 1991–2013, potwierdzonych w czasie posiedzenia Narodowej Komisji Gospodarki Senatu RP w 2010 przez zarząd PGNiG). Rok 2016 będzie bowiem ostatnim rokiem wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG ze złóż konwencjonalnych na obecnie notowanym poziomie. Następne lata będą oznaczały spadek wydobycia i utratę konkurencyjności narodowego potentata.

Obecnie PGNiG posiada ponad 30 mld m sześć. udokumentowanych ale nieeksploatowanych zasobów. Zakładając, że z różnych przyczyn (np. środowiskowych) nie byłoby opłacalne eksploatowanie części z nich, do zagospodarowania pozostaje około 25 mld m sześć. Nie zawsze będzie to oznaczać, że każde z uruchomionych złóż zostanie podłączone do systemu dystrybucyjnego lub krajowego systemu przesyłowego. W niektórych lokalizacjach może to być po prostu nieopłacalne. Bardziej opłacać się może lokalna sprzedaż gazu lub/i spalanie go blisko złoża i produkowanie z niego ciepła i energii elektrycznej w kogeneracji. W takiej sytuacji w skali sprzedaży gazu za pośrednictwem gazowej sieci przesyłowej to nowe wydobycie nie będzie zwiększało konkurencyjności PGNiG, choć możliwe jest, że prowadzona działalność będzie rentowna.

Bez względu na to, w jaki sposób PGNiG będzie zagospodarowywał rozpoznane złoża, nie da się, uniknąć spadku wydobycia gazu ziemnego w Polsce w sposób odbijający się na prawidłowej gospodarce złożami. Zakładając, że PGNiG zacznie intensyfikować swoje prace wydobywcze, to odczuwalne dla rynku gazu efekty widoczne będą najwcześniej w 2018 r. Oprócz posiadanych nieeksploatowanych rozpoznanych złóż gazu ziemnego w tzw. formacjach konwencjonalnych, a także prac poszukiwawczych i rozpoznawczych zmierzających do udokumentowania złóż gazu w tych formacjach, prowadzone są prace rozpoznawcze nad udokumentowaniem gazu ziemnego z formacji niekonwencjonalnych. Mając na uwadze stopień rozpoznania tych złóż, liczbę dokonanych odwiertów rozpoznawczych, szybkość, z jaką pracujący w Polsce specjaliści „uczą się” polskich łupków, a także cykl inwestycyjny związany z wydobyciem, pierwsze odczuwalne dla rynku ilości gazu z łupków mogą się na nim pojawić około 2018 r.

Chora sytuacja… zdrowieje

W tym momencie warto zadać pytanie o sytuację związaną z rozpoznawaniem złóż gazu ziemnego w łupkach w Polsce. Sytuację można porównać do chorego, który przeszedł gorączkę. Na początku miało być inaczej, tętno było miarowe, ciśnienie podwyższone (wydawano pierwsze koncesje, było przed kryzysem, a w USA tzw. rewolucja łupkowa nie zbierała jeszcze swoich żniw), ale w normie. Temperatura podobnie. Następnie przyszła gorączka (po koncesje zgłaszają się m.in. podmioty, które nie miały nic wspólnego z geologią), z pocącymi się (u niektórych nawet lepkimi) rękoma i migotaniem przedsionków spowodowanym liczeniem przez gorącą głowę tych przyszłych zysków pochodzących z wydobycia gazu i ropy naftowej z łupków. Następnie gorączka zaczęła delikatnie opadać, a rozgrzane i lepkie dłonie sięgnęły do kieszeni. Okazało się, że w wielu z nich nie ma pieniędzy, a w dodatku trzeba ich dużo. Czasu też, a tak skwapliwie liczone zyski już wcale nie są pewne, więc gorączka szybko spadła.

Obecnie organizm wraca do zdrowia, ale jest osłabiony. Część gorących głów nie wytrzymało przynajmniej jednego z trzech jakże ważnych w geologii czynników, czyli czasu, ciśnienia i temperatury. Opuszczali oni rynek z różnych powodów. Jedni wykazali się gorąca głową w zbyt wielu miejscach i w oczy zaświeciło im dno szkatuły (Talizman Energy), inni pomachali na pożegnanie, gdyż zaczęli liczyć zyski na innych, większych rynkach, na których znaleźli partnerów (Exxon). Jeszcze inni liczyli na dużo i szybko, a dostali mało (Marathon Oil), gdyż wyniki ich odwiertów były niezadowalające, jak to ujął jeden z menadżerów: „Rocks do not cooperate”. Niektórzy niewiele zrobili i też wyszli (Eni – jeden odwiert), bo stwierdzili, że po tym, co zrobili, to oni już wszystko wiedzą.

Tym samym musimy nauczyć się żyć z naporem czasu, ciśnienia i temperatury w sprawie gazu z łupków, a wtedy, jak mawiają Niemcy, cierpliwość przyniesie róże. Tym, którzy konsekwentnie wiercą i się uczą, już nawet przynosi, gdyż każdy wykonany odwiert daje coraz lepsze przepływy gazu i jeżeli sytuacja będzie się rozwijała jak dotychczas, to pierwszy odwiert z komercyjnym przepływem gazu powinien się pojawić w tym roku. Niemniej wydobycie gazu z łupków nie wpłynie na polski rynek gazu w najbliższych latach, a tym bardziej nie będzie kształtowało sytuacji na początku procesu jego liberalizacji.

Kończąc temat wydobycia, należy wspomnieć o podatkach. Od 2020 r. zostanie wprowadzony podatek od wydobycia węglowodorów i specjalny podatek węglowodorowy, którego stawka, a przede wszystkim sposób obliczania podstawy opodatkowania, będzie powodować ubytek z sakiewki PGNiG przynajmniej 600 mln zł rocznie, chociaż może on nawet sięgnąć 1 mld zł (ile dokładnie wyniesie, będzie zależało od kilku szczegółowych przepisów podatkowych, m.in. sposobu wyceny poniesionych inwestycji przed wejściem w życie ustawy).

Kondycję pogorszy LNG

Dodatkowo sytuacji PGNiG nie będzie raczej poprawiał zawarty w połowie 2009 r. kontrakt na dostawy 1 mln ton LNG rocznie z Kataru. Jak podano w komunikacie, po podpisaniu kontraktu pomiędzy Quatargasem a PGNiG miał on wówczas roczną szacunkową wartość 550 mln dol. W dniu podpisania kontraktu cena ropy wynosiła 69,75 dol. za baryłkę, średnia cena ropy w II kw. 2009 wyniosła 59,83 dol. za baryłkę, a w I kw. 2009 r. było to 45,86 dol. W święto Trzech Króli cena ropy naftowej Brent wynosiła 107 dol. za baryłkę, w ostatnim kwartale 2013 r. 112,69 dol., zaś w III kw. 2013 r. ukształtowała się ona na średnim poziomie 112,88 dol. Zakładając, że komunikaty polskiego rządu i spółki po podpisaniu kontraktu katarskiego były precyzyjne i nie wprowadzały podatników i inwestorów w błąd, oznacza to, że w warunkach 2009 r. cena wynosiła około 404 dol./1000 m sześc.

Jeżeli posłużymy się notowaniem dziennym (dzień podpisania kontraktu i dzień rozpatrywany), cena gazu wzrasta do 619 dol. za 1000 m sześc. Jeżeli weźmiemy pod uwagę cenę z kwartału, w którym go podpisano, cena rośnie do 760 dol., natomiast jeżeli założymy kwartał poprzedzający kwartał podpisania kontraktu, to cena osiągnie wręcz niebotyczny poziom 994 dol./1000 m sześc. Ze względu na wysokość notowań gazu oraz powszechnie podawane informacje dotyczące okresów, jakie będą brane pod uwagę przy wyznaczaniu ceny gazu w kontrakcie katarskim, za najbardziej prawdopodobną cenę należałoby uznać 760 dol./1000 m sześc.., co można zestawić z szacunkową ceną gazu w kontrakcie jamalskim (wynoszącą około 430 dol./1000 m sześc.) czy ze średnim notowaniem miesięcznym rynku niemieckiego BAFA (Das Bundesamt fur Wirtschaft Und Ausfuhrkontrolle) na poziomie 390 dol. (z 6 stycznia 2014 r.).

Jeśli, dodatkowo, prawdziwe są informacje, że po raz pierwszy nasz narodowy czempion może przystąpić do renegocjacji tego kontraktu po 14 latach jego obowiązywania, to jeszcze przez wiele lat spółka będzie musiała tęgo potrząsać trzosem na widok wpływającego do Świnoujścia metanowca z półksiężycem na burcie.

W wyniku wprowadzanej liberalizacji i związanego z nią giełdowego obliga będzie następował spadek cen gazu na warszawskiej giełdzie towarowej. Będzie on zmuszał PGNiG do podejmowania prób renegocjacji warunków cenowych kontraktu jamalskiego. Taka sytuacja będzie sprzyjała powrotowi do rozmów o gazociągu łączącym białoruski Kobryń ze słowackimi Wielkimi Kapuszanami przez terytorium Polski, zwanym potocznie „pieremyczką”, gdyż wcale nie jest przesądzone, że sprawa jego budowy jest dla Rosjan ostatecznie zamknięta (póki co po rosyjskiej stronie ukazały się tylko doniesienia medialne). W rozmowach tych siła będzie przede wszystkim po stronie Rosjan, a to dlatego, że po pierwsze każdy dzień, w którym PGNiG będzie ponosił straty na handlu gazem na warszawskiej giełdzie, będzie zmuszał obecnego polskiego monopolistę do ustępstw, a po drugie: polski podmiot – jak możemy się domyślać – będzie się powoływał na warunki, jakie panują na polskim rynku gazu.

Nie bez przyczyny rosyjski partner będzie mógł na to odpowiedzieć, że za pomysły polskiego ustawodawcy nie może ponosić odpowiedzialności. Tym bardziej strat. Po trzecie: w razie stosunkowo niedużych różnic pomiędzy warunkami dostaw w hubach europejskich a polskimi cenami gazu na giełdzie stanowisko Rosjan będzie mało konstruktywne dla PGNiG.

Część polityków, głosując lub lobbując za przepisami wymuszającymi obligo giełdowe, sądziło, że zmuszając PGNiG do sprzedaży większości gazu za pośrednictwem giełdy, spowoduje spadek jego cen, na czym zyskają (duzi) polscy odbiorcy, a spadające ceny będą jednym z ważnych argumentów PGNiG w czasie kolejnych negocjacji cenowych z Gazpromem (tu czyniono analogię do sytuacji takich koncernów jak Eni, E.on, RWE, które potrafiły wynegocjować lepsze warunki dostaw gazu, powołując się na spadające ceny na własnym rynku). Istnieje jednak poważne podejrzenie, że argument ten może nie wystarczyć nie tylko w rozmowach z Gazpromem, lecz również w czasie ewentualnego postępowania przed sądem arbitrażowym.

Proces liberalizacji rynku gazu następowałby bez obliga giełdowego, niejako samoistnie, wraz z rozwojem infrastruktury gazowej umożliwiającej import gazu (co jest sukcesywnie czynione). Do tego należało (co zostało zrobione przez Gaz-System i URE) przyjąć odpowiednią instrukcję ruchu sieci gazowej, zwalniać sukcesywnie PGNiG z przedkładania taryf dla kolejnych grup odbiorców i ustawić w odpowiedni sposób platformę obrotu gazem.

Cele rozsądne, ale z osobna

Problemem z liberalizacją rynku gazu w Polsce jest to, że po pierwsze chcemy być najlepszym uczniem w klasie – nikt w Europie nie przeprowadził w tak krótkim czasie, przy takich „kosztach osieroconych” (czyli zobowiązaniach podmiotu zasiedziałego) liberalizacji o takim zasięgu rynkowym. Po drugie: próbujemy realizować biegunowo odmienne cele – minister finansów chciałby mieć z PGNiG podatki od wydobycia kopalin, minister skarbu dywidendę, minister środowiska intensyfikację prac rozpoznawczych i wzrost wydobycia gazu, minister gospodarki bezpieczeństwo energetyczne, a cały rząd chce niskiej ceny gazu dla wyborców (to w pierwszej kolejności) i przemysłu. To cele i kroczki, z których wielu z osobna trudno odmówić racjonalności, ale razem tworzą nierozsądną całość. Jako puentę można przytoczyć stare rabinackie powiedzenie, jeżeli to tak dłużej potrwa, to długo to nie potrwa.

OF

(Fot. PAP)

Otwarta licencja


Tagi


Artykuły powiązane

Marne perspektywy rosyjskiego przemysłu naftowego

Kategoria: Analizy
Choć Rosja nadal jest w trójce liderów światowego wydobycia ropy, to zajmuje zaledwie ósme miejsce pod względem posiadanych zasobów, które są na dodatek mocno wyeksploatowane. Nowe złoża ropy naftowej, które można taniej i łatwiej wydobywać, właściwie nie istnieją.
Marne perspektywy rosyjskiego przemysłu naftowego

Poland's gas company won USD1.5bn compensation claim from Gazprom

Kategoria: Business
Stockholm Arbitration Tribunal has issued a decision in favor of Polish oil and gas company PGNiG. The decision changes the method of pricing for Russian gas, attaching it to the prices for gas in Western Europe and is backdated to November 1st, 2014.
Poland's gas company won USD1.5bn compensation claim from Gazprom

Ukraina na drodze do niezależności gazowej

Kategoria: Analizy i badania​
W ciągu najbliższych pięciu lat Ukraina z importera może stać się eksporterem gazu ziemnego – przekonuje premier Wołodymyr Hrojsman. Nasz wschodni sąsiad chce osiągnąć wyznaczony cel, zwiększając wydobycie tego paliwa przy jednoczesnym zmniejszeniu jego zużycia.
Ukraina na drodze do niezależności gazowej