Pomagajmy Ukrainie - Ty też możesz pomóc!
PGNiG podpisał umowę na zakup gazu od duńskiego Ørstedu w latach 2023 - 2028. Całkowity wolumen zakupu ma wynieść ok. 6,4 mld m sześc., co daje ok. 1 mld m sześc. rocznie. PGNiG chce być też odbiorcą gazu z norweskich złóż Lotosu. Oprócz tego prowadzi własne wydobycie. W zeszłym roku spółka wydobyła w Norwegii 1,42 mld m sześc. gazu, w przyszłym wolumen ten ma wzrosnąć do około 2,5 mld m sześc., a w latach 2026-27 do około 4 mld m sześc.
Oznacza to, że w 2023 r. gazociągiem z Północy mogłoby popłynąć ok. 4 mld m sześc. gazu. Resztę, czyli 4,3 mld m sześc. (gazowa firma zarezerwowała 8,3 mld m sześc. przepustowości), PGNiG musiałby uzupełnić dostawami spotowymi. Niektórzy eksperci wyrażali wątpliwości, czy takie wolumeny będą dostępne. Tym bardziej, że kryzys wywołany przez Rosję, która rozpoczęła pod koniec lutego inwazję na Ukrainę, wzmógł nerwowość na rynkach i zwiększył zainteresowanie surowcami pochodzącymi spoza Rosji.
"Wypełnienie gazociągu to nie cel sam w sobie"
PGNiG podkreśla, że Baltic Pipe jest istotnym elementem strategii dywersyfikacji portfela dostaw gazu. - Jednak celem spółki nigdy nie było proste zastąpienie jednego kierunku dostaw drugim. Byłoby to sprzeczne z samą ideą dywersyfikacji, która zakłada możliwość pozyskiwania gazu z wielu kierunków, od różnych dostawców i na podstawie kontraktów o różnym terminie obowiązywania - odpowiedziało Interii biuro prasowe spółki na pytane o to, czy firma zdoła wypełnić zarezerwowaną przepustowość na gazociągu Baltic Pipe.
Odpowiedzi przesłano w piątek po południu, 25 marca, czyli w dniu rezygnacji Pawła Majewskiego ze stanowiska prezesa gazowej firmy. Spółka tłumaczyła, że decyzję o rezerwacji określonej przepustowości Baltic Pipe podjęła w 2017 r., po dokładnej analizie możliwych źródeł dostaw gazu i jego przesyłu do Polski w perspektywie po 2022 r. - Będziemy dążyć do racjonalnego wykorzystania zarezerwowanej przepustowości, jednak wypełnienie gazociągu nie jest celem samym w sobie. Naszym priorytetem jest zapewnienie elastycznego portfela gazu, który z jednej strony zapewni stabilność dostaw, a z drugiej da możliwość dostosowania wolumenu importu do faktycznego zapotrzebowania na paliwo gazowe, również w przypadku jego szybkiego wzrostu zapotrzebowania np. w okresach zimowych - zaznaczał PGNiG.
Firma informowała, że zabezpieczyła znaczną część gazu potrzebnego do zapełnienia zarezerwowanych przepustowości. I dodała, że dokonując kontraktacji bierze też pod uwagę prognozowany wzrost własnego wydobycia w Norwegii, które w 2027 r. może sięgnąć 4 mld m sześc. rocznie. - Paliwo potrzebne do zapełnienia pozostałej przepustowości będziemy kontraktować w zależności od potrzeb - w ramach umów z różnymi podmiotami i dostosowując ich warunki do bieżącej sytuacji na rynku - wyjaśniła spółka.
Zaznaczyła przy tym, że Baltic Pipe jest jednym z elementów infrastruktury gazowej, która umożliwia Polsce dywersyfikację, obok magazynów gazu, terminala LNG w Świnoujściu, terminala w Kłajpedzie i gazociągów łączących Polskę z sąsiednimi krajami, w tym ze Słowacją i z Litwą (ich uruchomienie jest zaplanowane na ten rok). - Ta infrastruktura tworzy szerokie możliwości do zaspokojenia krajowego popytu na gaz - zapewnia spółka.
Co z surowcem rosyjskim?
Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku, zaznaczył, że kluczowe dla bilansowania dostaw będzie to, czy do Europy będzie w tym czasie nadal płynął gaz z Rosji przez Nord Stream i nitkę ukraińską. Jeśli tak, PGNiG nie powinien mieć problemu z zapewnieniem odpowiedniej na rynku krajowym podaży surowca po zakończeniu kontraktu jamalskiego.
- Od przyszłego roku PGNiG będzie miał zakontraktowane więcej gazu LNG w portfelu niż wynosi przepustowość terminala w Świnoujściu. Moce terminala to 6,2 mld m sześc., tymczasem z Kataru kupujemy 2,7 mld m sześc. gazu, od amerykańskiego Cheniere Energy niecałe 2 mld m sześc. Z Venture Global trafi do Polski 7,4 mld m sześc., przy czym 2 mld m sześc. od początku 2023 r., a pozostałe 5,4 mld m sześc. z budowanego terminalu Plaquemines zależnie od tego, kiedy zostanie on oddany do użytku - wylicza.
Dodaje, że teoretycznie pełna przepustowość Plaquemines ma być udostępniona od początku 2024 r., ale można zakładać, że część mocy zostanie uwolniona wcześniej, w drugiej połowie przyszłego roku. Od początku 2023 r. mielibyśmy więc możliwość zakupu 6,7 mld m sześc. gazu z USA, a od 2024 r. ok. 12 mld m sześc.
Nadwyżki LNG spółka mogłaby ulokować w terminalach Europy Zachodniej, o ile te nie będą przepełnione. A nie powinny być przepełnione, jeśli dostawy ze Wschodu będą dalej realizowane. Gdyby jednak gaz rosyjski przestał płynąć do Europy, w terminalach trudno będzie zarezerwować dodatkową przepustowość. Rynek niemiecki zasysałby surowiec z każdego kierunku, terminale LNG w północnej Europie, w Holandii czy Francji, pracowałyby - podobnie jak tej zimy - na 100 proc. Trudno byłoby znaleźć jakiekolwiek moce, by wpompować gaz z USA do systemów europejskich i odebrać go na granicy niemieckiej, czy przeswapować na gaz norweski płynący przez Baltic Pipe.
Rozwiązaniem kolejne zakupy?
Kliszcz dodaje, że można też sobie teoretycznie wyobrazić, że PGNiG kupi w ciągu roku kolejne złoża w Norwegii, szczególnie że spółka osiągnęła w minionym roku bardzo dobre wyniki i ma mocny bilans. W takiej sytuacji gazociąg Baltic Pipe mogłaby zasilić dodatkowa pula własnego gazu. - Jak w każdej sytuacji ekstremalnej, prawdziwym tekstem będzie dopiero rzeczywistość, z którą przyjdzie się nam zmierzyć w styczniu. Na ten moment wydaje się, że jest kilka opcji wypełnienia tego gazociągu - mówi.
Polska zużywa rocznie około 20 mld m sześc. gazu. Wydobycie krajowe wynosi ok. 4 mld m sześc., z Rosji kupujemy ok. 10 mld m sześc. Sprowadzamy też do kraju gaz skroplony LNG, głównie ze Stanów Zjednoczonych, Kataru i Norwegii. Kontrakt jamalski, na podstawie którego kupujemy surowiec od Gazpromu, wygasa z końcem roku. Polska wielokrotnie zapowiadała, że nie zamierza kontynuować zakupów z tego kierunku.
Monika Borkowska
BIZNES INTERIA na Facebooku i jesteś na bieżąco z najnowszymi wydarzeniami
Zobacz również:
