PGNiG przekazało do Urzędu Regulacij Energetyki swój pomysł na „socjalizację” kosztów użytkowania terminala LNG w Świnoujściu. Spółka, przynajmniej na razie, będzie ponosiła całkowite koszty funkcjonowania gazoportu, choć wykorzysta tylko jedną trzecią jego możliwości i dlatego oczekuje rekompensaty. URE nie mówi „nie”.
PGNiG przekazało do Urzędu Regulacij Energetyki swój pomysł na „socjalizację” kosztów użytkowania terminala LNG w Świnoujściu. Spółka, przynajmniej na razie, będzie ponosiła całkowite koszty funkcjonowania gazoportu, choć wykorzysta tylko jedną trzecią jego możliwości i dlatego oczekuje rekompensaty. URE nie mówi „nie”.
Terminal w Świnoujściu będzie mógł przyjmować 5 mld m sześc. gazu w formie LNG rocznie, tymczasem na mocy kontraktu z Qatargasem PGNiG ma odbierać tylko ok. 1,5 mld m sześc. Będzie więc płacić za utrzymywanie infrastruktury, której w większej części nie potrzebuje, ale realizuje politykę państwa, polegającą na dywersyfikacji kierunków dostaw gazu.
„PGNiG obciążają dwa długoterminowe kontrakty na dostawy gazu z rosyjskim Gazpromem i katarską spółką Qatargas. Przy podpisywaniu umów PGNiG realizowało bowiem politykę państwa i kierowało się przede wszystkim względami bezpieczeństwa, nie biorąc pod uwagę jedynie realiów ekonomicznych” – przypomina spółka.
Budowa gazoportu była więc elementem polityki, a podstawą przedsięwzięcia stały się kontrakty PGNiG – na dostawy z Kataru i regazyfikację. Dodatkową niekorzystną dla PGNiG okolicznością jest fakt, że przy dzisiejszych cenach gazu kontrakt z Katarczykami nie jest atrakcyjny. Dywersyfikacja i bezpieczeństwo np. pod postacią terminala i gazu z Kataru kosztują, a przy dzisiejszym stanie koszty te ponosi tylko i wyłącznie PGNiG. Inne podmioty na takim kształcie rynku wyłącznie korzystają.
Co zatem proponuje PGNiG? W założeniu pomysł ma rozłożyć koszty użytkowania gazoportu w taki sposób, by każdy jego użytkownik wziął na siebie ich część, a „socjalizacja” powinna mieć formę odszkodowania, wypłacanego przez Urząd Regulacji Energetyki – wyjaśniła spółka, podkreślając, że podobne rozwiązanie zastosowano wcześniej w przypadku sektora energii elektrycznej. Zapewne chodzi więc o analogię do pokrywania kosztów osieroconych po rozwiązaniu KDT w energetyce.
Prezes PGNiG Mariusz Zawisza na Forum Ekonomicznym w Krynicy zapowiedział przygotowanie odpowiedniej propozycji i przedstawienie jej Prezesowi URE. Urząd potwierdził nam, że propozycja wpłynęła i że Prezes URE „kierunkowo popiera ten sposób podejścia”.
Jak zatem „socjalizacja” może wyglądać w praktyce? Wszyscy korzystający z gazu, korzystają też z infrastruktury przesyłowej Gaz-Systemu, zatem jeśli odpowiednia opłata zostanie „zaszyta” w taryfach operatora przesyłowego, to będzie powszechna. Prezes Gaz-Systemu Jan Chadam twierdzi jednak, że rozłożenie kosztów nie powinno być zbytnio odczuwalne dla odbiorców. Nasza taryfa nie wzrosła mimo inwestycji w sieć rzędu 4,5 mld zł, a dzięki nim cena gazu wręcz spadła – mówił ostatnio Chadam, dodając, że również przy rozłożeniu na odbiorców 70 proc. kosztów terminala taryfa nie wzrośnie „radykalnie”. A jeśli dzięki takiemu czy innemu wpływowi terminala cena gazu spadnie, to klienci w ogóle niczego nie odczują.
Przy czym, zdaniem Chadama, nie należy się zbytnio spieszyć, bo przez 2016 r. terminal jest w stanie funkcjonować jeszcze bez docelowych rozwiązań. Dlatego optymalne byłoby wprowadzenie nowego systemu od 2017 r.
Na pewno musi być on mocno elastyczny, bo PGNiG ponosi całe koszty utrzymania terminala tylko wtedy, gdy jest jego jedynym klientem. Jeżeli jakiś inny podmiot sprowadzi LNG, to opłaty na rzecz terminala pokryją część kosztów funkcjonowania. PGNiG będzie musiało dołożyc odpowienio mniej, więc i „składka” od odbiorców będzie odpowiednio niższa. Ustalanie jej wysokości nie będzie wielkim problemem, bo Komisja Europejska dopuszcza mechanizm podobnych rekompensat jedynie, gdy są one wypłacane ex post, a nie z góry. Czyli np. na koniec roku gazowego policzy się, kto ile komu jest winien i nastąią odpowiednie transfery.
A problem w ogóle znika, gdyby terminal był wykorzystany w 100 proc., bo wtedy każdy z kupujących LNG zapłaci gazoportowi swoją część. Teoretycznie więc cała docelowa „socjalizacja” może okazać się niepotrzebna, jeśli terminal będzie pracował pełna parą. To co prawda tylko hipotetyczna sytuacja, ale jak mówił nam jeden ze znaczących uczestników rynku gazu, w Polsce da się sprzedać praktycznie każdą rozsądną ilość surowca, o ile cena będzie odpowiednio atrakcyjna.
Nie lada kłopot zaczyna się za to, gdy sytuację polskiego terminala chcieć porównać z innym europejskim obiektem tego typu. Większość z nich już się spłaciło i nawet jeśli nie wykorzystują swoich zdolności w całości, to taryfy za użytkowanie pozwalają pokryć koszty operacyjne. Spora część znalazła źródło dochodów w opłatach za reeksport LNG, co jest dziś dość popularnym procederem, w którym przoduje Hiszpania. Są też przypadki, gdy operatorem terminala jest firma energetyczna i wtedy koszty własnego gazoportu to tylko i wyłącznie jej problem. Dla nowego francuskiego terminala w Dunkierce, którego budowa jest na finiszu, głowni udziałowcy – EDF i Total – wywalczyli wyłączenie spod zasady TPA do określonego poziomu. Czyli sami sprowadzają LNG, regazyfikują i sprzedają, kalkulując końcową cenę w sobie wiadomy sposób. Tylko trzeci udziałowiec – belgijski OSP Fluxys – udostępni infrastrukturę za odpowiednią opłatą stronom trzecim. Ale to dotyczy jedynie 3 z 13 mld m sześc. gazu, jakie rocznie będzie mogła przyjmować Dunkierka. Zresztą Fluxys zamierza rozbudować swój terminal Zeebrugge na zasadach wyłącznie rynkowych – czyli tylko wtedy, jeśli zgromadzi od klientów odpowieni portfel zamówień, gwarantujący opłacalność. Ale dla Belgów – w odróżnieniu od Polski – to już nie jest paląca kwestia bezpieczeństwa i dywersyfikacji, tylko czysty biznes.
Rada nadzorcza spółki zwołała walne na 15 października. Chce ograniczyć akcjonariuszom prawo głosowania. Manewr z pozoru sprytny, pytanie czy skuteczny z punktu widzenia celu funduszy, którym jest zmuszenie Enei do podwyższenia oferty i kupna wszystkich akcji?
