W ubiegłym tygodniu Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo uzyskało trzy koncesje na poszukiwanie złóż na Morzu Norweskim. To kolejny krok przybliżający firmę do celu, jakim jest przesył surowca przez budowany właśnie gazociąg Baltic Pipe.

Wcześniej, pod koniec ubiegłego roku, PGNiG podpisało 20-letni kontrakt z amerykańską firmą Port Arthur LNG. Na jego mocy co roku kupi od Amerykanów 2 mln ton LNG (ok. 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji). W ciągu ostatnich czterech miesięcy zawarte zostały trzy takie kontrakty, co sprawia, że od 2023 r. PGNiG będzie mogło sprowadzić z USA co najmniej 7,45 mln ton gazu skroplonego, czyli ponad 10 mld m sześc. po regazyfikacji. Amerykanie zapewniają DGP, że ich terminale eksportowe będą gotowe na czas.

Podpisane do tej pory umowy oznaczają, że za cztery lata, kiedy przestanie już obowiązywać kontrakt jamalski z Gazpromem, będziemy mieli wystarczająco dużo możliwości, by nie sprowadzać błękitnego paliwa od Rosjan. Do 10 mld m sześc. gazu z USA trzeba doliczyć 4 mld m sześc. wydobycia z krajowych złóż i 10 mld m sześc., które dzięki Baltic Pipe dotrą do nas z Norwegii. Przedstawiciele polskiego rządu zapewniają, że przygotowania do budowy rurociągu idą zgodnie z harmonogramem i surowiec będzie mógł nim popłynąć już w 2022 r.

Obecne zużycie wynosi 16–17 mld m sześc. gazu rocznie. Z szacunków wynika więc, że możemy go mieć nawet więcej, niż będziemy potrzebować.

Chociaż gaz rosyjski jest zastępowany surowcem z USA i Morza Północnego, nie znaczy to, że nie możemy nadal go sprowadzać. Zawarte kontrakty zmieniają jednak energetyczny układ sił w regionie i w przypadku negocjacji z Rosją stawiają Polskę w zdecydowanie korzystniejszej sytuacji.

W piątek PGNiG poinformowało o uzyskaniu trzech kolejnych koncesji na poszukiwania surowca w Norwegii, a można oczekiwać, że będzie ich jeszcze przybywać. Inwestycje w Norwegii są fundamentem pod budowę energetycznej niezależności Polski. Trzy nowe koncesje na norweskim szelfie kontynentalnym to bardzo dobra wiadomość dla naszej firmy i szansa na duże odkrycia gazu ziemnego – powiedział Piotr Woźniak, szef spółki. To perspektywiczny rynek, na którym osiągamy dobre rezultaty i solidne stopy zwrotu z inwestycji. Działamy tam od ponad 11 lat i zamierzamy, tak jak już to czynią nasi zachodni sąsiedzi, od 2022 r. sprowadzać stamtąd surowiec bezpośrednim gazociągiem z własnych złóż - dodał.

Przedstawiciele polskiego rządu wskazują też, że przygotowania do budowy Baltic Pipe idą zgodnie z harmonogramem. Gazociąg w 2022 r. ma połączyć Polskę przez terytorium Danii ze złożami norweskiego surowca. Jego przepustowość wyniesie 10 mld m sześc. Jedną czwartą gazu PGNiG wydobędzie samo, resztę kupi na europejskim rynku. Równolegle trwa przetarg na rozbudowę terminala LNG w Świnoujściu. Jego obecna moc regazyfikacyjna to 5 mld m sześc. rocznie, po rozbudowie (czyli od 2021 r.) ma wzrosnąć do 7,5 mld. Już teraz do portu zawijają gazowce z Kataru, Norwegii i USA. W ostatnich miesiącach PGNiG podpisało nowe długoterminowe kontrakty na dostawy zza Atlantyku. Kontrahentami będą Cheniere Energy, Port Arthur LNG i Venture Global LNG.

Polskim planom w zakresie dywersyfikacji mocno sprzyja sytuacja na świecie. Stany Zjednoczone zbierają owoce rewolucji łupkowej i wchodzą w otwartą konkurencję o rynki zbytu z Rosją. Mówi się już nawet o rosyjsko-amerykańskiej wojnie gazowej, która rozgrywa się na terytorium Europy. Gazprom stara się rozwijać sprzedaż do UE i jedyną realną przeszkodą stają się statki z LNG z Ameryki. W Polsce tymczasem rośnie zapotrzebowanie na surowiec. Obecnie wynosi ok. 16–17 mld m sześc. Jeśli zsumować wszystkie projekty, które są na stole, łączne zaopatrzenie może przekroczyć krajowe potrzeby. To oznaczałoby dodatkowe możliwości obrotu gazem na światowych rynkach. W tym celu PGNiG otworzyło biuro w Londynie.

Możliwe są też warianty awaryjne, gdyby któraś z tych inwestycji się opóźniła. Pierwszy to zwiększenie importu z Zachodu, np. przez wirtualny rewers na gazociągu jamalskim, czyli odkupowanie od Niemców rosyjskiego surowca. Inny wariant to pływający gazoport. Można skorzystać z tego typu instalacji w litewskiej Kłajpedzie i sprowadzać błękitne paliwo od Litwinów lub nawet postawić własną instalację w porcie gdańskim. Ministerstwo Energii jeszcze kilka lat temu brało ten wariant pod uwagę. Dziś już tego nie rozpatruje, ale w razie potrzeby można do niego wrócić. Taki terminal uruchomili niedawno Rosjanie w Kaliningradzie; paradoksalnie ma stać na straży bezpieczeństwa energetycznego tej rosyjskiej eksklawy.

Wychodzenie z uzależnienia od Rosji jest ważne. Ale istotne jest też zwiększanie konkurencyjności rynku w Polsce. Obecnie pierwsze skrzypce gra na nim PGNiG. Ma on inwestować w kontrakty zagraniczne, ale w zamian dostaje przepisy, przez które ubywa mu konkurentów na rynku krajowym. Mam nadzieję, że będzie funkcjonował konkurencyjny rynek gazowy i nie utrzymamy monopolu jednej firmy. Umowy dają PGNiG możliwość handlowania na świecie paliwem z USA czy Norwegii. Jeśli trafią się przedsiębiorstwa, które sprowadzą surowiec z Rosji po konkurencyjnych cenach, nic nie stoi na przeszkodzie, by go tu ulokować - mówi Janusz Steinhoff, wicepremier w rządzie AWS-UW.

Pierwszą realną próbą dywersyfikacji dostaw do Polski był kontrakt norweski podpisany przez rząd Jerzego Buzka z Norwegią i firmą Statoil. Przewidywał - podobnie jak obecny projekt Baltic Pipe – zakup ze złóż na Morzu Północnym i budowę rurociągu do Polski. Jednak kolejny rząd Leszka Millera nie sfinalizował umowy i został przy kontrakcie z Rosjanami, argumentując, że paliwo z Norwegii byłoby droższe. Zdaniem Janusza Steinhoffa zostawiliśmy w ten sposób Rosjanom pozycję monopolisty. Mogliśmy wypowiedzieć kontrakt jamalski z powodu odmowy budowy Jamału II przez Rosjan. Ten polityczny błąd kosztował nas kilka miliardów dolarów w cenie gazu - komentuje były wicepremier.

Kolejną poważną próbą była budowa gazoportu. Decyzje zapadły w czasach pierwszego rządu PiS, przeprowadzenie inwestycji przypadło już na rząd PO-PSL, choć z powodu opóźnień w inwestycjach gazoport został uruchomiony już po kolejnych wyborach w 2015 r. Równolegle poprzednicy PiS rozbudowywali sieć gazową, w tym połączenia transgraniczne z Czechami, Niemcami i ze Słowacją, co zwiększyło liczbę opcji różnicowania dostaw. To także dzięki temu polskie firmy od kilku lat kupują gaz od Niemców w ramach rewersu

W 2022 r. dostarczymy do Polski pierwszy transport LNG

Justyna Piszczatowska: Dlaczego Polska i inne kraje Europy Środkowej i Wschodniej są atrakcyjne dla amerykańskiego dostawcy LNG?

Jessica Blake Wickett (wiceprezes ds. zagranicznych Venture Global LNG): Kraje regionu to rosnące gospodarki o dużym znaczeniu dla rozwoju globalnego rynku gazu. Na przestrzeni dekad Polska wyrobiła sobie opinię solidnego partnera w zakresie realizacji kontraktów i ma atrakcyjny profil kredytowy, co cenią nasi udziałowcy finansowi. W regionie pojawiły się terminale LNG służące do importu i regazyfikacji surowca, który może być wtłaczany do sieci gazociągów lub dystrybuowany cysternami LNG. Z punktu widzenia odległości i czasu dostawy Europa Środkowa i Wschodnia znajduje się też stosunkowo blisko amerykańskich terminali eksportowych.

Jakie są przewagi amerykańskiego LNG?

Główną przewagą Stanów Zjednoczonych są duże zasoby węglowodorów, co sprawia, że jesteśmy w stanie produkować niezwykle tani gaz przez wiele dekad. W przypadku amerykańskiego LNG dodatkową korzyścią dla nabywców jest elastyczna struktura długoterminowych kontraktów. Gdy ładunek LNG opuszcza Stany Zjednoczone, jego właściciel może wybrać miejsce docelowe ładunku zgodnie z własnymi potrzebami. Gaz może więc trafić do Polski lub na inny rynek Europy Środkowej i Wschodniej lub - jeśli jego nabywca uzna to za bardziej atrakcyjną opcję - może zostać odsprzedany gdzie indziej. W przeciwieństwie do innych źródeł LNG amerykańskie kontrakty nie przewidują obostrzeń w zakresie rynku przeznaczenia. Decyzja co do ostatecznego punktu odbioru zależy wyłącznie od nabywcy.

Od czego zależy cena amerykańskiego LNG?

Na rynku krajowym głównym wyznacznikiem cen jest indeks Henry Hub, który zmienia się pod wpływem sił popytu i podaży. Ceny na rynku US Henry Hub pozostają niskie, przejrzyste i są nadzorowane przez amerykańskie organy regulacyjne. Dodatkowo postęp technologiczny jest wspierany zarówno przez rewolucję w amerykańskim sektorze wydobycia ropy i gazu, jak i możliwości rynku kapitałowego. Ta kombinacja czynników doprowadziła do wzrostu wydajności, który zmniejsza koszty produkcji gazu i przyczynia się do stabilnej i niskiej ceny.

Venture Global LNG planuje budowę dwóch terminali eksportowych w Luizjanie nad Zatoką Meksykańską: Calcasieu Pass i Plaquemines LNG, które mają powstać odpowiednio w 2022 i 2023 r. Jak przebiegają prace nad ich budową?

Przygotowania idą zgodnie z planem i dostępnym budżetem. Jesteśmy dumni ze współpracy ze światowej klasy firmami inżynieryjnymi. Ostateczną decyzję inwestycyjną podejmiemy na początku 2019 r. Zgodnie z planem nasz pierwszy transport LNG dostarczymy do Polski w 2022 r.