Spis treści
Trasa przesyłu ma ruszyć 1 października 2022. Sam gazociąg nie będzie jeszcze skończony ze względu na opóźnienia budowy w Danii. Duńczycy udostępnią jednak fragmenty swojego systemu przesyłowego, tak, że gaz będzie można przesyłać, w wolumenach odpowiadających 2-3 mld m sześc. rocznie, co oznacza, że przez 3 ostatnie miesiące tego roku będzie to jakieś 750 mln m sześc.
To o tyle mało znaczące, że do końca grudnia PGNiG będzie jeszcze odbierać ostatnie wolumeny z kontraktu jamalskiego. Dodatkowo planowane na 2022 rok wydobycie własne w Norwegii ma wynosić 2,6 mld m sześc. więc z przesłaniem do Polski urobku ostatnich trzech miesięcy nie będzie problemu.
Prawdziwa zmiana sytuacji nastąpi z początkiem 2023, czyli już za rok. Przy założeniu odejścia od zakupów ze Wschodu, znika ok. 9 mld m sześc., które w ostatnich latach PGNiG kupowało od Gazpromu. Ubytek ten w założeniu miały zastąpić i to z okładem przesył Baltic Pipe i import LNG. PGNiG zabukowało w Baltic Pipe na wiele lat przesył właśnie ok. 9 mld m sześc. rocznie. Co może się złożyć na ten wolumen?
Gazu trzeba będzie dodać
Po pierwsze powinno to być wydobycie własne PGNiG na norweskim szelfie. Według komunikatu giełdowego spółki ma to być 2,4 mld m sześc. Przyjmijmy, że tyle popłynie, bo od kilku lat narodowy czempion stawia sobie to wyraźnie za punkt honoru.
Drugi znaczący wolumen ma pochodzić z kontraktu z Ørstedem na gaz z duńskiego pola Tyra na Morzu Północnym. Ørsted ma długoterminowe kontrakty na zakup gazu z tego pola i m.in. odsprzedał go polskiemu koncernowi. Umowa ze spółką-córką PGNiG – PST opiewa na ok. 6,4 mld m sześc. od początku 2023 do 1 października 2028, ale już wiadomo, że nie do końca tak to będzie wyglądać. Koronawirus opóźnił bowiem prace i operator Tyry Total wznowi wydobycie nie w połowie 2022, ale dopiero w połowie 2023 roku. Tymczasem gaz dla PGNiG miał stamtąd płynąć od początku 2023 roku. Zakładając równe rozłożenie wolumenów w czasie, to już w 2023 r. PGNiG miałoby stamtąd ok. 1,1 mld m sześc. gazu rocznie. Ørsted, który w tym kontrakcie jest tylko traderem, nie odpowiedział jasno na nasze pytanie, czy zacznie dostarczać gaz już od początku przyszłego roku, ograniczając się do stwierdzenia, że kontrakt z PST przewiduje scenariusz opóźnienia wydobycia na polu Tyra. Nie dowiedzieliśmy się jednak, w jaki sposób przewiduje. Z kolei nasz rozmówca w PGNiG twierdzi, że Duńczycy muszą gaz dostarczyć w terminie.
Trzecim czynnikiem powinien być gaz z norweskich złóż Lotosu, który od 2019 PGNiG kupuje na pniu i w całości. W 2020 roku Lotos Norge raportował wydobycie rzędu 600 mln m sześć., a ponieważ na razie nie zapowiada się na większe zmiany w aktywności tej spółki, przyjmijmy wartość z 2020.
W sumie mamy już więc w całym 2023 roku 4,1 mld m sześc., czyli około połowę zdolności przesyłowych Baltic Pipe. Pytanie skąd wziąć resztę?
Spot czy kontrakt długoterminowy?
Po pierwsze PGNiG może zawrzeć kontrakt długo-, albo średnioterminowy na zakup gazu na szelfie. Nauczka ostatnich miesięcy na rynku jest mniej więcej taka, że kto miał kontrakt długoterminowy, spał trochę spokojniej. Wyjście takie wydaje się najbardziej bezpieczne. Czy taki kontrakt się ziści? Nie wiemy. Jeśli nawet polski koncern negocjuje z kimś, to rokowania spowite są mgłą tajemnicy. Możemy jedynie gdybać, że negocjowanie dostaw w bliskim, i dość gardłowym terminie, a w dodatku w warunkach wysokiego popytu może nie być takie proste.
Po drugie, z nożem terminu na gardle można zdecydować się na zakupy spotowe. Tu kupującego powinien przejść dreszcz przerażenia, bo kupowanie przy skokach wzwyż i huśtawce cen spot nie jest ostatnio zajęciem relaksującym. Powiedzmy sobie wprost: upchnięcie w Baltic Pipe 4 mld m sześc. gazu z rynku spot w dzisiejszych czasach to ekspozycja na gigantyczne ryzyko. Całą imprezę będzie wtedy można śmiało nazwać Rurą Wysokiego Ryzyka. Bez dwóch zdań, powinna to być ostateczność. No chyba, że spot posłuży na wykorzystanie jakiejś resztki wolnej przepustowości.
Swap czyli gaz za ropę
Jest wreszcie trzecia możliwość – swap. Jak mówi nam osoba doskonale orientująca się w stosunkach między szelfowymi partnerami, istnieje praktyka wymiany wydobycia w rodzaju „my wam ropę, wy nam gaz”. Najczęściej dochodzi do takich swapów w ramach jednej koncesji, między jej udziałowcami. Oczywiście, trzeba wynegocjować przelicznik i inne parametry, ale jest to jak najbardziej do zrobienia. Czyli teoretycznie PGNiG może wyswapować gaz w zamian za ropę czy kondensat.
Udziałów w koncesjach spółka córka polskiego koncernu ma ponad 60 i teoretycznie jest pole do manewru. Weźmy chociaż pole Ormen Lange, na którym PGNiG ma 14% udziałów. Według ostatnich dostępnych danych norweskiego Oljedirektoratet produkcja tego pola to ok. 12 mld m sześc. gazu rocznie. Odliczając udział polskiej firmy, to do wzięcia byłoby ok. 10 mld, co załatwiłoby problem z zapasem.
Z pó, które będą produkować w 2023 r. można wskazać jeszcze np. Marulk z 30% udziałem PGNiG i roczną produkcją rzędu 0,6 mld m sześc., czy Alve z odpowiednio – 15% i 0,4 mld m sześc. rocznie.
Koncesji, jak wspomnieliśmy jest już ponad 60, więc uciułanie brakującego wolumenu może okazać się możliwe.
Przyszłość Jamału w Sejmie
EuRoPol Gaz czyli operator gazociągu, ma koncesję na przesyłanie gazu do końca 2025 roku. Projekt ustawy, który wyszedł spod ręki ministra Piotra Naimskiego zakłada, że to Gaz-System, a nie właściciel polskiego odcinka Jamału EuRoPol Gaz będzie wnioskował o zatwierdzenie taryf przesyłowych.
Projekt przewiduje, że nową koncesję na przesył może dostać jedynie operator ze 100% udziałem Skarby Państwa – czyli Gaz-System. I to operator będzie sporządzał plany rozwoju i budował nowe przyłącza do Jamału. Obecnie są trzy połączenia, zgodnie z 10-letnim planem rozwoju Gaz-Systemu do 203, ma ich być pięć. Jest to zgodne z koncepcją włączenia polskiego odcinka gazociągu jamalskiego w krajowy system przesyłowy, Jamał ma służyć więc także jako „zwykły” fragment krajowego systemu i służyć do przesyłania gazu także z punktu A do punktu B na terytorium Polski.
Projekt przewiduje określenie majątku (i pracowników), niezbędnych Gaz-Systemowi do pełnienia funkcji i zasady korzystania z nich. Mało tego, jeśli taryfa nie pokryje kosztów działalności, to właściciel, czyli EuRoPol Gaz ma pokryć różnicę, a na poczet tego złożyć odpowiednie zabezpieczenie majątkowe.
Co z przesyłem ze Wschodu?
Jednym z możliwych scenariuszy po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego jest sprowadzanie Jamałem z kierunku wschodniego gazu i sprzedawanie go w Polsce, czy to przez Gazprom, czy to przez podmiot, który od Gazpromu gaz kupi. Czy regulacja dąży do zablokowania takiego rozwoju sytuacji? Od 1 stycznia 2023 praktycznie wyłączony zostanie gazociąg prowadzący do Polski z Białorusi przez punkt Wysokoje – jeden z punktów odbioru gazu z kontraktu jamalskiego. Gaz-System jakiś czas temu ogłosił, że nie zaoferuje tam żadnych przepustowości z powodu braku od 2023 jakiegokolwiek kontraktu, uzasadniającego przesył gazu. Być może na Jamale ma być podobnie – brak kontraktów równa się brak oferowanej przepustowości, czyli w praktyce zamknięcie gazociągu od Wschodu.
A być może jest to próba zmuszenia Gazpromu do pokazania kart odpowiednio wcześniej.
