Za gaz płacimy krocie

Ostatnie dwa tygodnie przyniosły gwałtowny wzrost cen błękitnego paliwa w Polsce i Europie. Mocno zwyżkowały także stawki na 2024 r. za przesył surowca krajowymi gazociągami. Powodem są planowane inwestycje infrastrukturalne.

W I połowie czerwca kurs gazu ziemnego na europejskich giełdach istotnie wzrósł. Na TGE w transakcjach natychmiastowych przekraczał pod koniec ubiegłego tygodnia 200 zł za 1 MWh (megawatogodzina), podczas gdy jeszcze kilkanaście dni temu był poniżej 120 zł. Podobna skala zwyżek ma miejsce na innych europejskich rynkach. Na holenderskim TTF kontraktami miesięcznymi handlowano w ostatnich dniach po ponad 40 euro, wobec niespełna 25 euro jeszcze kilkanaście dni temu. Tendencje wzrostowe widać również w przypadku kontraktów opiewających na dostawy jesienią czy nawet zimą. Ceny tych ostatnich to obecnie już ponad 50 euro.

Zwyżki cen mogą nieco dziwić, zważywszy na globalne spowolnienie gospodarcze i sezonowy spadek popytu na gaz. Analitycy zwracają jednak uwagę na pogarszającą się dostępność tego surowca na rynkach. Mówi się m.in. o problemach z infrastrukturą gazową i postojach remontowych w Norwegii, co powoduje ograniczenia w przesyle do Niemiec. Dodatkowo Holandia ma zamknąć największe w Europie złoże w pobliżu Groningen ze względu na ryzyko trzęsień ziemi. Spodziewany jest też wzrost dostaw LNG na rynki azjatyckie, co z kolei może je ograniczyć do Europy. Wreszcie należy wziąć pod uwagę upały, które zwiększają zużycie energii wykorzystywanej w różnego rodzaju urządzeniach chłodniczych i klimatyzacyjnych, a tym samym zapotrzebowanie na gaz.

849 projektów

W tym roku średni giełdowy kurs gazu w Polsce jest o co najmniej kilka procent wyższy niż na rynkach zachodnioeuropejskich. W naszym kraju końcowe ceny błękitnego paliwa dodatkowo będą jeszcze większe niż na Zachodzie ze względu na mocno rosnące w 2024 r. taryfy przesyłowe. Prezes URE niedawno zatwierdził je dla Gaz-Systemu. I tak w punktach wejścia do sieci zwyżkują o 33,4 proc. dla gazu wysokometanowego (jest stosowany przez zdecydowaną większość krajowych odbiorców) i 0,3 proc. dla gazu zaazotowanego (jest stosowany głównie w zachodniej Polsce), a w punktach wyjścia o 18,8 proc. dla gazu wysokometanowego i 18,3 proc. dla gazu zaazotowanego. URE zmiany stawek uzasadniło rosnącymi kosztami inwestycji realizowanych przez Gaz-System. Spółka precyzuje, że w ubiegłym roku zakończyła kilka projektów, które zostały uznane przez URE jako elementy podstawowej działalności operatora mogące być uwzględnione w taryfie. – Największymi pod względem nakładów finansowych są m.in.: Projekt Baltic Pipe (ok. 600 km gazociągów oraz budowa jednej tłoczni i rozbudowa dwóch tłoczni gazu), interkonektor z Litwą (343 km) oraz Słowacją (61 km), tłocznia w Kędzierzynie-Koźlu i węzeł gazowy w Strachocinie – informuje Iwona Dominiak, rzecznik Gaz-Systemu.

URE zatwierdziło też taryfy przesyłowe dla polskiego odcinka rurociągu Jamał-Europa. Ich wartość w 2024 r. wzrośnie o 16,9 proc. na wejściu i 14,1 proc. na wyjściu. W tym przypadku o zwyżce stawek decydują jednak nie inwestycje, a spadek rezerwacji przepustowości. Jak pokazują oba przypadki, w przyszłości bardzo prawdopodobny jest dalszy wzrost taryf przesyłowych, co pośrednio przyznaje Gaz-System. – Na wysokość stawek taryfowych mają wpływ uzasadnione koszty działalności operatora, w tym koszty wynikające z rozbudowy infrastruktury, takie jak amortyzacja czy podatki od nieruchomości, ale także poziom rezerwacji przepustowości w systemie przesyłowym – twierdzi Dominiak. Tymczasem Gaz-System, mimo zrealizowania już wielu kluczowych inwestycji, ma kolejne ambitne palny. Po pierwsze, chce do 2027/2028 wybudować w Polsce drugi gazoport. Tym razem ma to być terminal pływający FSRU w Gdańsku. W ramach tej inwestycji powstanie też 250 km nowych gazociągów lądowych i około 4 km gazociągu podmorskiego. Kolejne inwestycje to magistrala gazowa określona jako Korytarz Centrum-Wschód), połączenie gazociągu Jamał-Europa z krajowym system przesyłowym, Projekt Coal to Gas i Nowa Koncepcja Zasilania Warszawy. Istotne znaczenie będą też miały przedsięwzięcia związane z przyłączeniem do sieci przesyłowej nowych dużych odbiorców. Chodzi zwłaszcza o doprowadzenie surowca do powstających bloków energetycznych w EC Dolna Odra, Elektrowni Rybnik, EC Kozienice i Elektrowni Ostrołęka. Wszystkie te inwestycje związane są z rozwojem sieci gazu wysokometanowego.

Gaz-System planuje też inwestycje w sieć gazu zaazotowanego. Chodzi o budowę gazociągów Kotowice-Krzeczyn, Krzeczyn-Huta Miedzi Legnica, Nowe Tłoki-Sulechów i modernizację gazociągu Mchy-Radlin. Spółka pytana o wartość planowanych inwestycji odpowiada, że mają one charakter poufny i nie mogą być udostępnione publicznie. Wiadomo za to, że w ubiegłym roku wyniosły 5,1 mld zł, a liczba planowanych projektów w latach 2023–2025 obejmuje 849 różnych przedsięwzięć.

Dywersyfikacja dostaw

Rosnące taryfy będą miały wpływ m.in. na działalność firm zużywających duże ilości gazu. Orlen, największy nad Wisłą importer, konsument i sprzedawca tego paliwa, zauważa, że ustalane stawki są jednakowe dla wszystkich uczestników rynku. Ponadto nie są one dominującą pozycją w strukturze kosztów pozyskania surowca. Mimo to zmiany taryf przesyłowych mogą przekładać się na wartość importu gazu i jego zużycia. Orlen unika odpowiedzi na pytanie dotyczące ewentualnych dalszych wzrostów stawek przesyłowych. Bardziej skupia się nad tym, co w zamian uzyskuje rynek. „Wdrażanie nowych możliwości infrastrukturalnych pozwala optymalizować kluczowe koszty paliwa gazowego. Realizacja inwestycji infrastrukturalnych przyczynia się do poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski, przede wszystkim poprzez poszerzanie możliwości dywersyfikacji dostaw” – twierdzi zespół prasowy Orlenu. Dodaje, że popyt na gaz jest w istotnym stopniu związany ze zmianami cen tego surowca na europejskich rynkach. Przy ich obecnych poziomach koncern spodziewa się w Polsce stopniowej odbudowy popytu.

Mało do powiedzenia na temat nowych taryf mają Azoty, grupa, dla której błękitne paliwo jest najważniejszym surowcem w produkcji i od którego w decydującym stopniu zależy jej kondycja finansowa. Koncern ogranicza się do stwierdzeń, że nie komentuje działań URE ani decyzji inwestycyjnych, w których nie uczestniczy. Jednocześnie podaje, że o skali zużycia gazu w Azotach zadecydują w największym stopniu jego ceny i dostępność, zwłaszcza LNG.

Nieco więcej w sprawie gazowych inwestycji infrastrukturalnych i taryf ma do powiedzenia PGE, koncern, który inwestuje ogromne pieniądze w budowę energetycznych bloków opalanych tym surowcem. „Inwestycje w zakresie systemu przesyłowego gazu są niezbędne do utrzymania bezpieczeństwa energetycznego kraju. Jednak oczekujemy mniej drastycznych podwyżek taryf w przyszłości” – informuje biuro prasowe PGE. Dla grupy ważne są zwłaszcza te inwestycje infrastrukturalne, które podnoszą bezpieczeństwo dostaw do jej instalacji. Co więcej, koncern oczekuje kolejnych inwestycji w tym zakresie, zwłaszcza że planuje zwiększyć popyt na gaz. Ponadto uważa, że o jego poziomie w całym kraju w dużym stopniu będą decydować regulacje dotyczące możliwości spalania gazu jako paliwa.

Dwa rodzaje surowca

Tauron popiera wszystkie inwestycje zaplanowane na najbliższe dziesięć lat przez Gaz-System. Szczególnie ważne są dla niego te realizowane na południu kraju. Z tego powodu szczególną uwagę zwracał będzie na rozbudowę połączeń z Czechami i Słowacją. – Ważne jest zarówno zwiększenie liczby magazynów zlokalizowanych na terytorium Polski, jak i konsekwentna rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu i budowa planowanej jednostki pływającej FSRU w Zatoce Gdańskiej. To pozwoli na zwiększenie konkurencyjności cen importowanego surowca – uważa Łukasz Zimnoch, rzecznik Tauronu. Koncern prognozuje, że w długim terminie zapotrzebowanie na gaz będzie w naszym kraju rosło, do czego w dużym stopniu przyczyni się sektor energetyczny. Inwestycje w gazowe bloki planuje m.in. Enea. W Kozienicach planuje wybudować dwie tego typu instalacje. Z tego powodu zależy jej głównie na budowie gazociągu do tych obiektów.

Z punktu widzenia grupy Unimot najistotniejsze będą inwestycje związane z rozbudową terminalu w Świnoujściu, zwłaszcza w zakresie przeładunku skroplonego gazu na cysterny kołowe, kolejowe i kontenery ISO. Ważna jest też budowa drugiego terminalu LNG oraz nowych pojemności magazynowych i połączeń z krajami ościennymi.

Dla niektórych spółek inwestycje w infrastrukturę gazu wysokometanowego nie mają jednak na razie większego znaczenia. Chodzi m.in. o grupy KGHM i Ciech, które w działalności opierają się na surowcu zaazotowanym. Pierwsza z tych firm zauważa, że system gazu zaazotowanego jest systemem zamkniętym obszarowo, zasilanym z lokalnych złóż. W związku z tym, że w kolejnych latach złoża te mogą się wyczerpać, KGHM bierze pod uwagę konieczność przestawiania swoich instalacji na gaz wysokometanowy. W grupie Ciech z surowca zaazotowanego korzystają zależne firmy Ciech Vitrosilicon i Ciech Vitro posiadające zakłady w Iłowej (woj. lubuskie). Zgłaszany przez nie popyt prawdopodobnie będzie jednak spadał ze względu na planowane inwestycje dotyczące zmiany stosowanego paliwa i wzrost efektywności energetycznej.