Spółki zarejestrowane w UE i EOG mogą ubiegać się o koncesje dla importerów gazu w Polsce na równych prawach. Uzyskanie koncesji jest procedurą złożoną, ale mieści się w racjonalnie określonych ramach tak, by zachować konkurencyjność, a jednocześnie zapewnić minimum bezpieczeństwa państwa w obrocie tym strategicznym surowcem. Dla podmiotów małych, których wartość obrotu rocznego nie przekracza 100 000 euro ustawodawca nie przewiduje potrzeby ubiegania się o koncesję.
Wraz z realizacją gazowych projektów infrastrukturalnych, otwierających Polskę na różne kierunki dostaw i zwiększaniem się popytu, rośnie liczba firm zainteresowanych importem gazu do Polski. Regulatorzy unijni i polscy umieścili legislacyjne poprzeczki (dyrektywa 2004/67/WE z dnia 26 kwietnia 2004 r. o środkach zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego (Dz. Urz. UE L 127 z 29.04.2004, str. 92–96; Dz. Urz. UE Polskie wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 3, str. 19), mające na celu podniesienie bezpieczeństwa rynku gazu, wyeliminowanie szoków podażowych i uchronienie się przed szantażem gazowym ze strony do tej pory dominującego Gazpromu. Jednak uderzają one w rodzimych traderów. Zwiększają koszty wejścia na rynek, preferując bardzo dużych graczy. Ogranicza to konkurencję i wymusza aktywną postawę państwa jako gracza na rynku gazu.
Ustawa Dz.U.2021.2249 wersja od: 6 grudnia 2021 r. do: 29 czerwca 2029 Art. 24. – [Obowiązek utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego] – nakłada na podmioty importujące więcej niż 100 mln m3 gazu rocznie obowiązek utrzymywania zapasu obowiązkowego w magazynach gazu usytuowanych na terytorium Polski lub innego państwa członkowskiego Unii Europejskiej lub państwa członkowskiego Europejskiego Porozumienia o Wolnym Handlu (EFTA) – strony umowy o Europejskim Obszarze Gospodarczym. Dotyczy to także firm importujących na własny użytek (na przykład Grupa Azoty).
Podmiot importujący może wykupić usługę biletowania, świadczoną w Polsce tylko przez PGNiG, a polegającą na zleceniu PGNiG utrzymywanie zapasu w jego imieniu. Taki wymóg nie dziwi, bowiem Polska musi zapewnić możliwość zapewnienia ciągłości dostaw na rynek, także w razie przypadku wyłączenia z dostaw jednego ze źródeł energii. Odpowiedni poziom magazynowanych zapasów zmniejsza podatność na ryzyko zmiany podaży, tym bardziej że funkcjonuje Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 kwietnia 2017 r. w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z zagranicy, które wyznacza możliwy udział z jednego źródła ( wejście do polskiego systemu przesyłowego dostaw z krajów spoza UE liczone według państwa załadunku) na 70% do roku 2022 o 33% w latach 2023-26. Oznacza to, że jeśli wiarygodne są prognozy, Polska będzie dysponować relatywnie niewielkimi nadwyżkami nierosyjskiego gazu, które mogłaby sprzedać na rynkach zagranicznych.
Aby zaspokoić wymogi regulacyjne i przewidywane rosnące potrzeby rynku, oprócz połączeń z Litwą rozważana jest rozbudowa gazoportu w Świnoujściu, druga nitka Baltic Pipe i dodatkowy FSRU w Zatoce Puckiej, a także nowe magazyny gazu.
Negatywny wpływ na rozwój rynku gazu w Polsce, a także na rozwój handlu transgranicznego, mają ograniczenia prawne. Nieuwzględnienie przez polskiego i unijnego ustawodawcy ukraińskich magazynów, jako miejsca przechowywania rezerw obowiązkowych gazu, osłabia możliwość polskich podmiotów. Trzeba tu zauważyć, iż z ukraińskich zbiorników korzysta już wiele firm UE.
Polski rynek gazu wymaga poluzowania gorsetu regulacji, o czym dają znać managerowie wielu przedsiębiorstw, zainteresowanych importem gazu do Polski. Według nich na niską opłacalność importu, oprócz ryzyka handlowego, ma wpływ zmienność przepisów, wymagania utrzymywania zapasów obowiązkowych przy wysokich kosztach składowania, rezerwowania przepustowości i utrzymujących się wciąż deficytach w infrastrukturze, ograniczających dostępność mocy przesyłowych.
Tymczasem Ukraina, stosunkowo niedaleko od polskiej granicy, posiada zbiorniki o ogromnych możliwościach składowania gazu. Polska według prognoz GAZ- Systemu może potrzebować ponad 27 mld m3, a w scenariuszu umiarkowanym około 21 mld m3 rocznie. Polskie możliwości magazynowania gazu to 2,985 mld m3. Stosunek mocy magazynowych w Polsce do zapotrzebowania wynosi jak 1 do 5, a w Niemczech ten stosunek to 1 do 4.
Z uwagi na możliwości pojawienia się niestabilności na rynku gazu po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego polskie potrzeby magazynowe można oceniać na 6 mld m3. Wykup przestrzeni w magazynach na Ukrainie to opcja, którą strona polska powinna poważnie rozważyć, zwłaszcza w kontekście ukraińskich potrzeb. Oferta wiązana zwiększyłaby atrakcyjność importu gazu z polskiego kierunku. Nie wszystkie ukraińskie magazyny nadają się do wykorzystania bez ograniczeń. Najbardziej optymalne to te, które pracują elastycznie, by moce zatłaczania i odbioru były możliwie wysokie. Te wymogi nie są spełniane przez wszystkie elementy ukraińskiego systemu magazynów gazu i wymagałyby modernizacji.
Wobec rosnącego udziału rosyjskich eksporterów na rynkach Europy Zachodniej ( głównie Niemiec, Włoch i Austrii), gdyby doszło do gwałtownej redukcji przesyłanych wolumenów gazu z kierunku rosyjskiego, kraje Europy Zachodniej mogłyby nie dysponować nadwyżką gazu dla zaspokojenia potrzeb Europy Środkowo- Wschodniej. Dlatego tak ważne jest utrzymanie odpowiednio dużych możliwości przeładunkowych terminali LNG i ich wpięcie w krajowe systemy przesyłu gazu.
Polska, świadoma niebezpieczeństw, zawiera umowy na dostawy długoterminowe, które dają przesłanki, że od 2024 roku całkowity wolumen zamówień PGNiG sięgnie ponad 12 mld m3 gazu. Jest to wynik znaczący w odniesieniu do całkowitego importu gazu ziemnego do Polski w 2019 r. (14,85 mld m3).
Planuje się także zwiększyć moce dla importu LNG poprzez budowę interkonektora z Litwą i wykorzystaniu możliwości pływającego terminalu LNG w Kłajpedzie. Zdolności przesyłowe GIPL wyniosą 2,4 mld m3 z Polski na Litwę i 1,9 mld m3 w kierunku przeciwnym. Polska planuje zakup lub dzierżawę pływającego terminalu regazyfikacyjnego, który byłby usytuowany w Zatoce Puckiej. Ponadto w 2022 r. został uruchomiony gazociąg Baltic Pipe o przepustowości 10 mld 3 gazu rocznie , którym jest przesyłany gaz ze złóż norweskich. Istotnym elementem bezpieczeństwa energetycznego może być pływający terminal LNG przy wyspie Krk w Chorwacji (2,6 mld m3), połączony systemem gazociągowym z Węgrami i Słowacją.
Wykres poniżej pokazuje, że możliwości importu gazu z kierunku nierosyjskiego, przy założeniu, że Gazprom nie będzie zainteresowany eksportem gazu do Polski przez magistralę Jamal, po uruchomieniu wszystkich planowanych inwestycji mogą sięgnąć niemal 40 mld 3 rocznie. Przy szacunkach na rok 2030 zapotrzebowania na gaz w Polsce na poziomie 30 mld m3, daje to potencjalną nadwyżkę 10 mld m3. Polska mogłaby się podzielić nią z Ukrainą lub Mołdawią. Oznacza to, że Gazoport w Świnoujściu staje się jedną z opcji dla ukraińskich importerów.
Budowa dużego potencjału importowanego gazu oznacza możliwość uniezależnienia się od importu z kierunku wschodniego, nawet w przypadku gwałtownego wzrostu zapotrzebowania w Polsce związku z realizowanym przejściem z wytwarzania energii elektrycznej w blokach węglowych na gazowe.
Źródło: USAID
W tym kontekście cieszy fakt, że potencjał współpracy z Polską dla dywersyfikacji swojego importu gazu dostrzega coraz bardziej Ukraina.
W 2019 r Ukraina odebrała przez terminal w Świnoujściu pierwszą dostawę amerykańskiego gazu, który został zatłoczony do ukraińskiego systemu gazowego przez interkonektor w Drozdowicach/Hermanowicach.
Potencjał Polski dla współpracy gazowej z Ukrainą jest szacowany na 6 mld m3 rocznie. Gaz z Polski może płynąć nie tylko przez fizyczne połączenie gazowe na polsko-ukraińskiej granicy, ale z wykorzystaniem na przykład interkonektora między Polską a Słowacją.
Polska i Ukraina posiadają połączenia gazowe zdolne do pompowania gazu z Polski na Ukrainę w wolumenie 2 mld m3 rocznie i to na zasadach przerywanych warunkowo ciągłych. To daleko nie satysfakcjonujące, ale jak słusznie zauważyła strona ukraińska, zanim polskie inwestycje w rozbudowę LNG nie nabiorą rozpędu, trudno już teraz przymierzać się do rozbudowywania interkonektorów gazowych, zwłaszcza, że gros kosztów musiałaby ponieść strona ukraińska.
Na dzień dzisiejszy jak wskazuje rysunek poniżej systemy połączeń gazu z Ukrainą są niesymetryczne i przygotowane głównie pod import z tego kierunku.
Interkonektor Drozdowicze/Hermanowice jest używany przez PGNiG do odbioru części gazu z kontraktu jamalskiego – kilka mld m sześc. roczni.
Źródło: PGiNG
Najbardziej pożądany rozwój połączeń gazowych między Polską i Ukrainą powinien zakładać przesył dwukierunkowy o podobnych wartościach wolumenów. Wtedy można myśleć o budowie wspólnego, polsko-ukraińskiego hubu gazowego.
W analizach pojawia się w przyszłości potrzeba zrealizowania inwestycji tak, by docelowo powstał Gazociąg Drozdowicze-Bilcze-Wolica, który zapewni ciągłe moce przesyłowe dla gazu z Polski do Ukrainy oraz z Ukrainy do Polski.
Dane techniczne planowanego gazociągu: średnica nominalna: DN 1000; ciśnienie robocze: 75 bar; całkowita długość gazociągu ok.110 km; planowana przepustowość 8,0 mld m3/rok kierunek Polska-Ukraina i 7,0 mld m3/rok kierunek Ukraina-Polska; Szacunkowe nakłady inwestycyjne ok. 245 mln USD
Polsko-ukraiński hub gazowy mógłby także częściowo zaspokoić ambicje Słowacji, której przesył byłby połączony z gazoportem LNG budowanym przez Chorwację, a uruchomionym przez azerskie przedsiębiorstwo Socar Południowym Korytarzem o przepustowości 10 mld m3 przez Węgry.
Adriatycki kierunek pozyskiwania gazu został wpisany w strategię Trójmorza.
Rysunek pokazuje możliwe kierunki dystrybucji gazu pochodzącego z chorwackiego terminala gazowego. Ukraina jest zainteresowana współpracą z Chorwacją w kontekście pozyskiwania gazu. Mając rozbudowaną infrastrukturę przesyłu gazu i jego składowania, aktywnie poszukuje możliwości wykorzystania jej po ustaniu eksportu rosyjskiego gazu przez ten kraj, co może nastąpić w ciągu najbliższych lat.
Mariusz Patey
