Reklama

Będziemy potrzebować coraz więcej gazu

Zużycie gazu w Polsce wzrośnie do ponad 20 mld m sześc. po 2022 roku - szacuje wiceprezes PGNiG Maciej Woźniak. Grupa inwestuje w gazociągi, by zwiększyć dostęp do surowca na terenie kraju i dywersyfikuje kierunki dostaw do Polski.

Monika Borkowska, Interia: Jak będzie kształtował się popyt na gaz w Polsce w najbliższych latach?

Reklama

Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG: - Przewidujemy, że rynek gazu będzie cały czas stabilnie się rozwijał, choćby ze względu na zwiększający się popyt ze strony wytwórców energii i ciepła. Przykładowo na terenie Elektrociepłowni Żerań realizowana jest inwestycja PGNiG Termika w nowoczesny blok gazowo-parowy, który rozpocznie pracę z końcem 2020 r. Dzięki niej produkcja energii elektrycznej przez spółkę wzrośnie o ok. 55 proc. Gaz ziemny jako najczystsze paliwo do ogrzewania staje się też podstawowym wyborem przy budowaniu nowych domów.

Coraz większe zainteresowanie paliwem gazowym widać ze strony samorządów. Nasza spółka PGNiG Obrót Detaliczny tylko w ostatnich miesiącach podpisała listy intencyjne z Bielsko-Białą, Łomżą i Suwałkami zakładające budowę infrastruktury do tankowania sprężonego gazu ziemnego CNG dla pojazdów komunalnych i komunikacji autobusowej. W zeszłym roku na transport komunalny zasilany paliwem gazowym zdecydowały się Warszawa, Tarnów i Kielce. Rozpoczyna się także era napędzania statków morskich skroplonym gazem ziemnym LNG. W zeszłym tygodniu przeprowadziliśmy wspólnie z Lotosem pierwsze dwa komercyjne bunkrowania statków w Portach Gdańsku i Gdyni.

O ile może wzrosnąć zapotrzebowanie na surowiec?

- Spodziewamy się, że po 2022 r. popyt na gaz w Polsce przekroczy 20 mld m sześc. Dla porównania, w 2018 r. krajowy rynek wchłonął ponad 17 mld m sześc. - przy czym sprzedaż gazu przez samą grupę PGNiG wyniosła 16,6 mld m sześc.

Co z dostępnością do infrastruktury gazowej? Dużo jest do zrobienia na tym polu?

- Ciągle bardzo wiele. Potrzebne są nowe moce gazociągów przesyłowych rozprowadzające gaz ze Świnoujścia i w przyszłości z Baltic Pipe w kierunku granicy z Ukrainą oraz z Trójmiasta na południe i na Mazowszu w okolicach Warszawy i Łodzi. Za te projekty odpowiada operator przesyłowy. Natomiast na poziomie sieci gazociągów dystrybucyjnych Polska Spółka Gazownictwa z grupy PGNiG realizuje program przyspieszenia inwestycji. Obejmuje on 300 gmin. Dzięki programowi 90 proc. populacji Polski będzie mieszkało na terenie gmin zgazyfikowanych. Budżet projektu do 2022 r. wynosi ok. 7,5 mld zł. Planowana jest budowa 4817 km gazociągów i 77 stacji regazyfikacyjnych LNG. Tylko w zeszłym roku zainstalowaliśmy ponad 60 tys. nowych przyłączy - to jest o 10,6 proc. więcej niż w 2017 r. Od początku 2018 r. uruchomiliśmy także 20 stacji regazyfikacji LNG - zarówno dla pojedynczych klientów przemysłowych jak i dla sieci wyspowych.

W 2018 r. wydobycie gazu w kraju wyniosło 3,8 mld m sześc., pozostałe 13,5 mld m sześc. pochodziło z importu, z czego blisko 67 proc. - z kierunku wschodniego. Po 2022 r., kiedy to przestanie obowiązywać kontrakt jamalski, sytuacja zmieni się diametralnie.

- Po 2022 r. nasze wydobycie gazu w kraju będzie stabilnie oscylować wokół 4 mld m sześc. rocznie. Dużym wysiłkiem naszych specjalistów zatrzymaliśmy trend spadkowy w wydobyciu. Najnowsze wyniki badań pozwalają nam ze spokojem patrzeć na kolejne lata i wolumeny produkcji gazu w Polsce. Natomiast nasz portfel importowy po 2022 r. faktycznie będzie zupełnie inny. Kontraktu jamalskiego przedłużać nie zamierzamy. W portfelu znajdzie się natomiast gaz z Norwegii tłoczony gazociągiem Baltic Pipe. Chcielibyśmy tą drogą sprowadzać jak najwięcej własnego surowca z Norwegii. Obecnie wydobycie PGNiG na Szelfie Norweskim wynosi ok. 0,5 mld m sześc., ale po 2022 r. będzie to 2,5 mld m sześc. Ostatnie inwestycje w aktywa wydobywcze na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, jak choćby zakup udziałów w złożu Tommeliten Alfa czy działalność związana z zagospodarowaniem złóż ?rfugl i Skogul, istotnie zbliżają nas do docelowego poziomu wydobycia, jaki założyliśmy sobie w strategii. A przecież ciągle pracujemy nad kolejnymi inwestycjami w złoża. Pozostałą zarezerwowaną przez nas pojemność gazociągu Baltic Pipe wypełnimy gazem zakupionym od tamtejszych producentów. To będzie na pewno kilka kontraktów zróżnicowanych co do długości obowiązywania i dostawcy.

PGNiG zwiększa też zakupy gazu skroplonego. Czy ten trend będzie utrzymany?

- Cały czas zwiększamy możliwości importu LNG. Jeszcze trzy lata temu dziewięćdziesiąt procent gazu sprowadzanego do Polski pochodziła z Rosji. W roku 2018 już ponad 20 proc. importu stanowiło LNG z Kataru, Norwegii i USA. W zeszłym roku podpisaliśmy cztery umowy długoterminowe z amerykańskimi partnerami. Jeden z tych kontraktów startuje już w tym roku, pozostałe w 2022 i 2023 r. Od 2023 r. będziemy w stanie sprowadzać corocznie do Polski łącznie ponad 10 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Umowy na LNG podpisujemy w dwóch formułach - DES lub FOB. Pierwsza to Delivery ex Ship z odpowiedzialnością dostarczenia towaru do terminalu w Świnoujściu po stronie dostawcy. Druga, Free on Board, oznacza, że surowiec będziemy odbierać samodzielnie. I w tym wypadku mamy pełną decyzyjność po naszej stronie - możemy ten gaz sprowadzić do Polski, ale możemy go także sprzedać po atrakcyjnej cenie w dowolnym miejscu na świecie.

Rozwój handlu LNG zmienia układ sił na rynku. Którzy producenci liczą się tu najbardziej?

- Rynek LNG staje się rynkiem globalnym. Za 5-7 lat będzie już tak płynny, jak rynek ropy. W trakcie zeszłotygodniowej międzynarodowej konferencji CERAWeek w Houston szef Międzynarodowej Agencji Energii Fatih Birol wskazywał, że obecnie proporcje ilości sprzedawanego gazu LNG w stosunku do gazu tłoczonego gazociągami wynoszą jak 4:6. Ale już za 5 lat proporcje się odwrócą. LNG staje się paliwem globalnym, a nie jak w przypadku gazociągów regionalnym. Wśród kluczowych rozgrywających po stronie podażowej będzie oczywiście Katar, szybko rosnąca Australia i Stany Zjednoczone.

Stany Zjednoczone inwestują w terminale skraplające, co wskazuje, że będą intensywnie walczyć o rynek.

- W Stanach Zjednoczonych działają obecnie trzy terminale skraplające. USA dysponują mocami do produkcji 33 mln ton LNG rocznie. Biorąc pod uwagę instalacje, które już są w budowie, do końca 2020 r. będzie to w sumie 71 mln ton paliwa rocznie. Jeśli uwzględnimy projekty, które mają już decyzje inwestycyjne, można oszacować, że kolejne terminale będą w stanie wyprodukować dodatkowe 45-60 mln ton po 2023 r. Amerykańskiego gazu na rynku będzie coraz więcej. Wystarczy spojrzeć na gwałtowny wzrost wydobycia gazu i ropy w Teksasie z takich basenów jak np. Permian. Gaz jest tam produktem "ubocznym" przy produkcji ropy. Naturalnym kierunkiem sprzedaży gazu z południa USA będzie Azja i Europa. Przy czym do Europy płynie się krócej i nie trzeba płacić za przejście Kanału Panamskiego.

Czy to oznacza, że również na nasz rynek będzie trafiać coraz więcej amerykańskiego LNG?

- Tak, sukcesywnie zwiększamy zakupy z tego kierunku. I nie mówię tylko o podpisanych już umowach długoterminowych, ale też o zakupach spotowych - jednorazowych. Informowaliśmy niedawno o czwartym ładunku LNG z rynku spot nadpływającym z Norwegii. Dziś mogę już potwierdzić piątą dostawę spot w tym roku, tym razem płynącą ze Stanów Zjednoczonych. Dotrze ona do Świnoujścia w pierwszych dniach kwietnia. Dla porównania dodam, że w całym ubiegłym roku dokonaliśmy czterech zakupów spotowych LNG. Widać więc, że wyraźnie przyśpieszyliśmy w tym obszarze, ale też warunki rynkowe zmieniają się na naszą korzyść.

Rozmawiała Monika Borkowska

Reklama

Reklama

Reklama

Reklama

Finanse / Giełda / Podatki
Bądź na bieżąco!
Odblokuj reklamy i zyskaj nieograniczony dostęp do wszystkich treści w naszym serwisie.
Dzięki wyświetlanym reklamom korzystasz z naszego serwisu całkowicie bezpłatnie, a my możemy spełniać Twoje oczekiwania rozwijając się i poprawiając jakość naszych usług.
Odblokuj biznes.interia.pl lub zobacz instrukcję »