Droga do uniezależnienia energetycznego Europy i Polski od Rosji
Po agresji Rosji Na Ukrainę, która spowodowała szokowy wzrost cen surowców energetycznych, ożyły obawy o trwałość postpandemicznego ożywienia gospodarczego. Konflikt zbrojny pokazał jednocześnie skalę uzależnienia krajów członkowskich UE od dostaw węglowodorów i węgla z Rosji. Następstwem tej decyzji może być jednak wzrost kosztów zakupów ropy, szczególnie obecnie, gdy tzw. dyferencjał, czyli różnica pomiędzy ceną rosyjskiej ropy Urals i europejskiej Brent, jest rekordowo wysoki i sięga nawet 30 USD/b.
Grupa Polsat Plus i Fundacja Polsat razem dla dzieci z Ukrainy
Państwa UE musiały odpowiedzieć na fundamentalne pytania dotyczące bezpieczeństwa energetycznego Europy, kosztów związanych z reorientacją kierunków importu, właściwego tempa wygaszania energetyki jądrowej i węglowej oraz długookresowych zmian miksów energetycznych w ramach polityki klimatycznej Unii.
Po ujawnieniu rosyjskich zbrodni w Buczy KE zaproponowała wprowadzenie nowego pakietu sankcji wobec Rosji uwzględniającego zakaz importu węgla. Jednakże w dalszym ciągu, według stanu na 6 kwietnia 2022 r., z restrykcji handlowych były wyłączone płatności za ropę naftową i gaz. Wynika to po części z wysokiego stopnia uzależnienia gospodarek europejskich od importu tych surowców energetycznych z Rosji, braku możliwości dywersyfikacji kierunków importu w krótkim okresie w warunkach niedostatecznej globalnej podaży węglowodorów, niskiego stanu ich zapasów na świecie oraz braku odpowiedniej infrastruktury przesyłowej w przypadku gazu ziemnego.
W 2020 r. UE importowała z Rosji ok. 38 proc. gazu ziemnego oraz ok. 23 proc. ropy naftowej i produktów pochodnych. W przypadku Polski uzależnienie od importu rosyjskich surowców energetycznych było jeszcze większe i wynosiło odpowiednio 55 proc. i 68 proc.
W ostatnich latach nastąpił jednak istotny spadek tych udziałów - w 2013 r. importowaliśmy 85 proc. ropy naftowej, a w 2010 r. nawet 90 proc. gazu ziemnego. Co istotne, właśnie od 2010 r. znacząco zaczął wzrastać import gazu z kierunków innych niż rosyjski, podczas gdy z Rosji (w ramach kontraktu jamalskiego) płynęło do Polski na przestrzeni lat 2010-2020 średnio 9,7 mld m3 błękitnego surowca. Nagła rezygnacja z rosyjskiej ropy i gazu doprowadziłaby pewnie do ogromnej luki podaży tych surowców na rynku europejskim i w konsekwencji - do takiego wzrostu cen energii, który okazałby się destrukcyjny dla gospodarki UE.
Trudno zatem się dziwić, że kraje najsilniej uzależnione od rosyjskich surowców (zwłaszcza gazu) sprzeciwiają się dalszemu, szybkiemu zaostrzaniu sankcji. Jednocześnie część państw, które od lat dążyły do ograniczenia zależności swoich gospodarek od rosyjskiego źródła (w tym Polska), deklaruje chęć błyskawicznego odejścia od importu węglowodorów z Rosji.
GAZ ZIEMNY
- Max 3,43
- Min 3,31
- Stopa zwrotu - 1T 5,64%
- Stopa zwrotu - 1M 19,08%
- Stopa zwrotu - 3M 45,89%
- Stopa zwrotu - 6M 20,79%
- Stopa zwrotu - 1R 36,44%
- Stopa zwrotu - 2R -49,02%
Plany odchodzenia od importu z kierunku rosyjskiego są ambitne. Dla przykładu, Wielka Brytania ogłosiła już embargo na import ropy z Rosji ze względu na możliwość reorientacji kierunków importu i niewielkie uzależnienie własnego sektora od rosyjskich dostaw. Niemcy z kolei planują ograniczyć import ropy z Rosji o połowę do lata 2022 roku oraz obniżyć w tym samym czasie udział gazu rosyjskiego w całkowitym imporcie do zaledwie 30 proc. z 65 proc. w 2020 r. Ponadto, rząd federalny planuje wybudowanie dwóch terminali LNG w ekspresowym, a według niektórych komentatorów wręcz nierealistycznym tempie (do końca 2023 r.).
Sytuacja krajów najsilniej uzależnionych od rosyjskiego gazu jest jednak znacznie trudniejsza. Bez systemowych rozwiązań na poziomie UE może okazać się, że będą one zmuszone kontynuować import gazu z Rosji, aby uniknąć kryzysu energetycznego. Mogą być także bardziej podatne na działania odwetowe ze strony rosyjskich władz (jak np. konieczność rozliczania w rublach importu towarów z Rosji, w tym gazu).
To właśnie substytucja rosyjskiego gazu jest najtrudniejszym wyzwaniem ze względu na geograficzną segmentację globalnego rynku tego surowca. Europie w sukurs w krótkim okresie ma przyjść LNG ze Stanów Zjednoczonych, choć trzeba dodać, że jest to kropla w morzu potrzeb Starego Kontynentu.
Do Europy od stycznia przypłynęło ok. 4,4 mld m3 gazu ziemnego, a prezydent Biden zapowiedział dostarczenie dodatkowych 15 mld m3 w 2022 roku i ok. 50 mld m3 do 2030 r. Warto jednak wskazać, że w scenariuszu zakazu importu gazu z Rosji luka na rynku europejskim wyniosłaby ponad trzykrotnie więcej, szacunkowo ok. 155 mld m3 rocznie. Z tego względu obecne plany UE wskazują na scenariusz stopniowego zmniejszania importu gazu z Rosji - o dwie trzecie do końca 2022 r. i całkowite wyeliminowanie tego kierunku dostaw do 2027 r.
Oprócz zwiększonych dostaw LNG ze Stanów Zjednoczonych, a także z Kataru i Algierii, dostawy z Rosji mają zostać skompensowane wzrostem produkcji energii z OZE (słońca, wiatru, biogazu, pomp ciepła), przedłużeniem funkcjonowania elektrowni atomowych w Belgii i być może w Niemczech, utrzymaniem wydobycia gazu w holenderskim Groningen z pól zagrożonych trzęsieniami ziemi oraz przesunięciem miksu energetycznego w kierunku źródeł węglowych. KE proponuje, aby Europejczycy byli zachęcani (wzorem Japończyków) do zmniejszania temperatury w domach o 1-2 stopnie bez uszczerbku na komforcie zamieszkiwania, gdyż każdy "zaoszczędzony" stopień ciepła w budynkach doprowadzi do oszczędności gazu w wysokości ok. 10 mld m3 rocznie według szacunków MAE. \Dodatkowe oszczędności mają zostać osiągnięte dzięki poprawie efektywności energetycznej mieszkań i domów oraz optymalizacji procesów produkcyjnych w gałęziach przemysłu zużywających znaczne ilości gazu.
Skoordynowane działania na poziomie europejskim mają także umożliwić szybką budowę gazoportów i intensywny rozwój infrastruktury przesyłowej w Europie. Pomogłoby to zwłaszcza krajom najsilniej uzależnionym od rosyjskiego gazu. Z kolei rozwój magazynów gazu oraz wprowadzenie wymogu wysokiego minimalnego poziomu zapasów przed rozpoczęciem sezonu grzewczego ma uchronić rynek i konsumentów przed powtórką sytuacji z 2021 r., gdy magazyny należące do Gazpromu nie zostały zapełnione, co umożliwiło koncernowi wywindowanie cen gazu w Europie do niespotykanego dotąd poziomu. Decyzja władz niemieckich o wprowadzeniu zarządu komisarycznego w spółce Gazprom Germania, zarządzającej ok. 30 proc. pojemności magazynowej w Niemczech, ma zapewne zapobiegać powtórzeniu takiej sytuacji. Wreszcie polityka wspólnych zakupów LNG powinna zapewnić lepszą pozycję negocjacyjną i nie dopuścić do wyniszczającej konkurencji między nabywcami z UE. Integracja rynku europejskiego LNG w długim okresie powinna sprzyjać stabilizacji cen i zmniejszaniu różnic cenowych pomiędzy poszczególnymi segmentami rynku gazu na świecie (europejskim, azjatyckim i amerykańskim).
Każdy kryzys stwarza także nowe możliwości. Europa ma obecnie szansę uniezależnić się od surowców z Rosji, realizując przy tym jedynie z pewnymi korektami wyznaczone ambitne cele klimatyczne. Na tym polu pojawiają się już pierwsze sukcesy. Litwa, Łotwa i Estonia ogłosiły, że od 1 kwietnia 2022 r. całkowicie rezygnują z dostaw gazu z Rosji. Stało się to możliwe dzięki realizacji długofalowej polityki energetycznej, której wynikiem jest pływający gazoport w Kłajpedzie na Litwie. Rozwój tej inwestycji oraz uruchomienie gazociągów łączących kraje bałtyckie może, w dłuższym horyzoncie czasowym, zwiększyć znaczenie regionu w regazyfikacji LNG.
Polska, podobnie jak państwa bałtyckie, od wielu lat podejmowała działania ukierunkowane na dywersyfikację dostaw surowców energetycznych, żeby zwiększyć suwerenność energetyczną kraju. Dzięki temu zaspokajanie bieżących potrzeb energetycznych powinno przebiegać bez większych problemów, co z kolei umożliwia również relatywnie szybką reorientację kierunków importu węglowodorów. Całkowite uniezależnienie się od surowców rosyjskich z pewnością nie nastąpi z dnia na dzień i niestety może wiązać się z istotnymi kosztami, w tym także przejściowym wzrostem cen energii.
Ze względu na globalny charakter rynku ropy naftowej oraz techniczne możliwości rafinacji różnych odmian tego surowca rezygnacja z importu rosyjskiej ropy jest relatywnie najprostszym wyzwaniem. Polskie rafinerie są przystosowane do rafinacji szerokiej gamy gatunków ropy naftowej i mogą przy dokonaniu pewnych zmian logistycznych całkowicie zrezygnować z przerobu rosyjskich odmian. Od strony infrastrukturalnej kluczowy dla dywersyfikacji kierunków importu jest Naftoport w Gdańsku. Jego potencjał przeładunku sięga rocznie 40 mln ton ropy naftowej i paliw płynnych. W efekcie, umożliwia przeładunek całkowitego rocznego importu przy utrzymaniu wolnych mocy przerobowych (w 2020 r. Polska sprowadziła z Rosji ok. 163 mln baryłek ropy i produktów naftowych, tj. ponad 22 mln t). Zatem polski naftoport powinien z powodzeniem umożliwić rezygnację z dostaw rosyjskiej ropy.
Proces zmniejszania uzależnienia od rosyjskiej ropy zaczął się już kilka lat temu. O ile w 2013 r. ponad 95 proc. importu ropy do Polski (bez produktów rafinacji) pochodziło z kierunku rosyjskiego, o tyle w 2020 r. było to już tylko 72 proc. Polskie koncerny naftowe zapowiedziały jednocześnie całkowitą rezygnację z importu rosyjskiej ropy wraz z zakończeniem bieżących kontraktów długoterminowych z końcem 2022 i 2024 r., deklarując jednocześnie, że po rosyjskiej agresji zbrojnej przeciw Ukrainie zdecydowana większość sprowadzanej ropy naftowej pochodzi już ze źródeł nierosyjskich. Następstwem tej decyzji może być jednak wzrost kosztów zakupów ropy, szczególnie obecnie, gdy tzw. dyferencjał, czyli różnica pomiędzy ceną rosyjskiej ropy Urals i europejskiej Brent, jest rekordowo wysoki i sięga nawet 30 USD/b.
Również uniezależnienie się Polski od rosyjskiego gazu z końcem 2022 r. jest wysoce prawdopodobnym scenariuszem. Sprzyja temu zbliżający się termin wygaśnięcia kontraktu jamalskiego, w ramach którego Polska importowała z Rosji ok. 10 mld m3 surowca rocznie.
W jego miejsce nastąpi uruchomienie przesyłu gazu rurociągiem Baltic Pipe, ze złóż norweskich w podobnej skali. Pozostałą część zapotrzebowania Polski będzie pokrywać krajowe wydobycie (ok. 4,0 mld m3) oraz import LNG przez gazoport w Świnoujściu o mocach przeładunkowych rzędu 6 mld m3. Moce te mają po 2023 roku zostać dodatkowo zwiększone do 8,3 mld m3 rocznie.
Ropa Brent natychmiast
- Max 74,20
- Min 72,48
- Stopa zwrotu - 1T 1,76%
- Stopa zwrotu - 1M 3,22%
- Stopa zwrotu - 3M -0,58%
- Stopa zwrotu - 6M -13,12%
- Stopa zwrotu - 1R -4,68%
- Stopa zwrotu - 2R -7,51%
W perspektywie wieloletniej bezpieczeństwo energetyczne ma zwiększyć również rozbudowa istniejących magazynów gazu ziemnego (ich pojemność wynosi obecnie ok. 3 mld m3, a więc ok. 15-18 proc. rocznego zużycia) oraz inwestycje w pływającą jednostkę regazyfikującą w Gdańsku. Koszt dywersyfikacji jest trudny do określenia, ale per saldo niekonieczne musi być wysoki. Dostawcy LNG ze Stanów Zjednoczonych zdecydowanie preferują długoterminowe kontrakty umożliwiające bezpieczne finansowanie inwestycji. Z tego tytułu poziom cen wynegocjowany w ramach tych umów jest obecnie prawdopodobnie wysoce konkurencyjny względem rynku europejskiego spot, pomimo konieczności importu surowca drogą morską i jego regazyfikacji.
W przypadku węgla Polska zaspokaja większość krajowego popytu własną produkcją, podczas gdy ok. 9,4 mln t z około 62,6 mln t całkowitego zużycia w 2020 r. importowano z Rosji, głównie na potrzeby ciepłownictwa oraz odbiorców indywidualnych. Zwiększenie krajowego wydobycia w skali kompensującej wielkość importu jest mało prawdopodobne ze względu na brak możliwości szybkiego zwiększenia wydobycia, a także brak występowania w Polsce złóż węgla o odpowiednich parametrach, w tym węgla o niskiej zawartości siarki czy jego grubych odmian. Lukę rynkową trzeba będzie zatem uzupełnić droższym importem tego surowca drogą morską z takich krajów jak Australia, RPA, Stany Zjednoczone czy Kolumbia.
Wzmocnienie suwerenności energetycznej w perspektywie wieloletniej może być również osiągnięte przez dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii. Plany polskiego rządu zostały przedstawione między innymi w ramach proponowanej rewizji Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. Z jednej strony jednym z kluczowych założeń jest dalszy rozwój zwłaszcza instalacji fotowoltaicznych oraz inwestycji w morskie i lądowe farmy wiatrowe, choć te ostatnie pilnie wymagają zmian tzw. ustawy odległościowej. Stabilna część czystej energii ma również pochodzić z elektrowni jądrowych, zarówno tych wielkoskalowych, jak i małych reaktorów modułowych. Z drugiej strony, według najnowszych zapowiedzi rządu, to energetyka węglowa, a więc wysokoemisyjna, ma być stabilizatorem systemu energetycznego, również po 2049 r. Rola gazu ziemnego, jako paliwa przejściowego i znacznie mniej emisyjnego, w transformacji energetycznej Polski będzie zapewne znacznie mniejsza niż pierwotnie oczekiwano.
Koszt tych planów jest jednak ogromny. Szacunki Urzędu Regulacji Energetyki dotyczące wyłącznie podłączenia mocy ok. 46,5 GW z OZE do 2030 r. (porównywalnej do obecnej mocy całego systemu energetycznego w kraju, czyli ok. 50 GW) dla PSE i operatorów systemów dystrybucyjnych sięgają astronomicznej kwoty 100 mld zł.
Dla porównania, w 2020 r. przyłączenie nowych instalacji fotowoltaicznych i wiatrowych o mocy łącznie ok. 1 GW wygenerowało koszt rzędu 2,6 mld zł. Oprócz tego należy zatem uwzględnić nakłady inwestycyjne na farmy wiatrowe onshore i offshore, instalacje fotowoltaiczne, elektrownie jądrowe, rozwój infrastruktury gazowej, poprawę efektywności energetycznej oraz konieczność modernizacji istniejących jednostek wytwórczych energii. Wszystkie te działania pochłoną setki miliardów złotych, ale bezpieczeństwo energetyczne musi kosztować. Pocieszające jest to, że już obecnie, dzięki wieloletnim działaniom, to bezpieczeństwo mamy zapewnione w znacznie większym stopniu, niż w wielu innych krajach UE. Nie powinniśmy jednak teraz spocząć na laurach.
Karol Szafranek, doradca ekonomiczny kierujący Wydziałem Inflacji i Cen w Departamencie Analiz i Badań Ekonomicznych NBP
Autor wyraża własne opinie, a nie oficjalne stanowisko NBP.
