Spis treści
W życie weszło embargo na przywóz do Polski i tranzyt przez polskie terytorium rosyjskiego węgla. Jak zadziałają w praktyce nowe przepisy, i czy będą próby ich obejścia dopiero zobaczymy. Do sezonu zakupów zapasów na zimę jeszcze trochę czasu zostało.
Przy okazji Senat zaproponował do ustawy z sankcjami poprawkę, przewidującą zakaz importu rosyjskiego gazu płynnego LPG. Pomysł Sejm odrzucił zaledwie kilkoma głosami, a rząd – ustami wicepremiera Jacka Sasina – stwierdził, że takie embargo byłoby zbyt „okrutne” dla polskich konsumentów. Mimo to premier Morawiecki zapowiedział, choć oczywiście bez żadnych szczegółów, że do końca roku „zrezygnujemy” z rosyjskiego LPG.
Nic dziwnego, że rząd raczej będzie się starał trochę ten temat rozwodnić, ponieważ embargo na LPG z Rosji miałoby natychmiastowe i drastyczne efekty. Import z tego kraju to około połowy polskiego zużycia i chociaż teoretycznie możliwości importu z innych kierunków są, to wpływ na ceny autogazu czy popularnych 11-kilogramowych butli byłby olbrzymi.
Aby uzmysłowić skalę problemu, możemy przytoczyć kilka wielkości. Jak ustaliliśmy, LPG z Zachodu w kontraktach terminowych polskich importerów jest prawie o 50% droższy od rosyjskiego. A gdyby kupować teraz na spocie z Zachodu, byłoby równo dwa razy drożej. Autogaz po 6 albo i 8 złotych za litr nie przyczyniłby się do wzrostu popularności partii rządzących przed jesiennymi wyborami samorządowymi. Stąd rząd woli poczekać, a na szczegóły „najbardziej radykalnego planu odejścia od węglowodorów z Rosji”, jaki – według premiera Morawieckiego – jakoby Polska przyjęła, musimy poczekać także i my.
Europa załatwia gaz gdzie się da
Najwięksi europejscy odbiorcy rosyjskiego gazu – Niemcy i Włochy aktywnie szukają alternatywy.
Niemiecki rząd podobno „załatwił” już leasing trzech pływających terminali FSRU do odbioru LNG, a negocjacje co do czwartego są na finiszu. Operatorami – z rządowym wsparciem finansowym – miałyby być RWE i Uniper.
Największym problemem są terminy, ponieważ dotychczas mówiło się, że FSRU mogłyby zacumować w niemieckich portach nie wcześniej niż jesienią przyszłego roku. Jednak minister energii i środowiska Dolnej Saksonii wygadał się, że trwają intensywne prace i wiele wskazuje, że pierwszy pływający terminal w porcie Wilhelmshaven stanie już tej jesieni. Można zarzucić Niemcom, że długo się wahają przed podejmowaniem decyzji, ale jak już je podejmą, to prą do przodu niczym czołg Leopard.
Nie próżnują także Włosi. Premier Mario Draghi poleciał do Algierii, by osobiście asystować przy podpisaniu przez prezesów Eni i algierskiego Sonatrachu umowy na dodatkowy gaz. Dostawy gazociągiem TransMed mają stopniowo rosnąć, aby jesienią przyszłego roku cała przepustowość rury – 30 mld m sześc. rocznie – była wykorzystywana. W zeszłym roku Włosi sprowadzili tamtędy ok. 20 mld m sześć. Eni zobowiązało się też do inwestycji w algierską infrastrukturę wydobywczą i przesyłową.
Zasoby ropy i gazu Algierii są nieprzebrane. Pierwszy na świecie duży terminal eksportowy LNG uruchomiono właśnie w Algierii, już w połowie lat 60. Od lat jednak eksport kuleje ze względu na niedoinwestowaną infrastrukturę, ale także i przez działalność zbrojnych i wywrotowych ruchów. Być może dopiero rosyjska napaść na Ukrainę przypomni Europie, zwłaszcza południowej, jakie bogactwa leżą pod piaskami algierskiej pustyni.
ZE PAK jeszcze szybciej pożegna się z węglem
Brak wsparcia w postaci rynku mocy dla jednostek węglowych od 2025 roku – to główny powód dla którego ZE PAK zamierza przyspieszyć o 6 lat zamknięcie swojego ostatniego bloku na węgiel brunatny.
Kontrolowany przez Zygmunta Solorza koncern miał definitywnie pożegnać się z węglem w 2030 roku, zamykając wtedy 474 MW blok dawnej Elektrowni Pątnów II. Wcześniej, z końcem 2024 zamknięte miały być trzy działające jeszcze bloki elektrowni Pątnów.
Jednak po przeprowadzeniu testów na utratę wartości aktywów firmie wyszło, że bez wsparcia z rynku mocy od 2025 roku działanie ostatniej jednostki węglowej nie ma ekonomicznego uzasadnienia.
Jednocześnie ZE PAK zastrzegł, że gdyby jakiś mechanizm wsparcia się pojawił i miałby dla firmy „satysfakcjonujący” kształt, to jej aktywa węglowe mogą popracować dłużej.
Na razie jednak rząd, mimo, że z satysfakcją przyjmuje zmianę podejścia do węgla w UE, nie wystąpił z żadnym pomysłem przedłużenia wsparcia z rynku mocy dla jednostek węglowych od 2025 roku. Według informacji portalu WysokieNapiecie.pl poinformował Brukselę o chęci zmiany unijnego rozporządzenia, wprowadzającego tzw. standard emisji 550 g na 2025 r. ale nie widać jakiejś ofensywy dyplomatycznej rządu w tej sprawie. Prezes PGE Wojciech Dąbrowski mówił w poniedziałek, że nie trzeba się z tym spieszyć.
USA szykują grunt pod większe wydobycie ropy i gazu
Administracja USA zamierza odblokować przydzielanie koncesji na wydobycie ropy i gazu na terenach należących do rządu federalnego. Zgodnie z ostatnimi deklaracjami administracji prezydenta Joe Bidena, w najbliższych dniach zaoferuje firmom wydobywczym nowe tereny pod ich działalność. Ma to być 144 tys. akrów, czyli niecałe 600 km kw., około 80% powierzchni, którą podobno pierwotnie rozważano oddać pod nowe wiercenia. Oznacza to całkowity odwrót od wyborczych deklaracji Joe Bidena.
Celem ma być doprowadzenie do spadku cen gazu, jednak szacuje się, że dodatkowe ilości gazu z nowych odwiertów trafią na rynek najwcześniej za pół roku, a być może dopiero za rok.
O ile udostępnienie nowych terenów to ukłon w stronę Republikanów, od dawna żądających zwiększenia produkcji, to jednocześnie administracja Bidena podniesie na nowych terenach rentę surowcową, płaconą przez firmy wydobywcze. Ma wzrosnąć o połowę. To z kolei ukłon w stronę tych, którzy uważali, że podatki płacone przez nafciarzy są za niskie w stosunku do ich zysków.
W Ameryce praktycznie przez całą poprzednią dekadę ceny spot na Henry Hub zawierały się między 2 a 3$ za mmBtu. Wyraźny trend rosnący zarysował się od połowy 2020 roku, ostatnio ceny spot są na poziomie 5$ za mmBtu.
