Gaprom a PGNiG 13 Feb 2013

Gazprom a PGNiG 2011 – 2012
Piotr Syryczyński
1
Wstęp
Udokumentowane zasoby gazu w Polsce topnieją. Do tej sytuacji doprowadziły wysoka dywidenda
pobierana z PGNiG przez Skarb Państwa i polityka taryfowa URE. Struktura taryf ukrywa tzw.
subsydiowanie skrośne: osoby używające gazu do ogrzewania mieszkań płacą za niego o 25 gr za 1
m sześc. mniej, niż powinny.
W zeszłym roku [2011] Polska pozyskała 1,2 mld m sześc. nowych złóż gazu. Tymczasem wydobycie
sięgnęło 5,7 mld m sześc. W efekcie krajowe zasoby zmalały do 63 mld m sześc., choć jeszcze osiem
lat temu było ich aż o 20 mld m sześc. więcej. Dla porównania w Rosji Gazprom udostępnił w 2011 r.
720 mld m sześc. nowych złóż przy wydobyciu rzędu 513 mld m sześc. To ciekawe, bo skala
nakładów poszukiwawczych w 2011 r. w Gazpromie była niewiele wyższa niż w PGNiG – odpowiednio
158 km i 49,3 km wierceń. Gazprom uzyskał jednak przyrost zasobów i potrafi nadążyć z ich
odtwarzaniem; PGNiG – nie.
Rosjanie nieco zmienili politykę. Szefem poszukiwań w Gazpromie mianowano energicznego
bankowca, który wprowadził nowe zasady – inwestycje w obszary poszukiwawcze muszą być
sfinansowane wieloletnimi kontraktami typu take-or-pay zawartymi z odbiorcami (zapis kontraktowy,
według którego klienci, którzy nie odbiorą zamówionego gazu, i tak muszą za niego zapłacić). Tak
postępują koncerny.
A co z PGNiG? Dywidenda w 2011 r. wyniosła aż 708 mln zł. To 164 mln zł na każdy 1 mld metrów
sześc. wydobytego gazu. Dywidenda wypłacona przez rosyjskich gigantów Gazprom i Novatek to
razem 109,2 mld rubli, czyli ledwie 20 mln zł na 1 mld m sześc. wydobytego gazu. Skarb Państwa sam
ogałaca więc PGNiG z reszty środków. Dodatkowo spółka ponosi straty na polityce taryfowej
prowadzonej przez regulatora. Chodzi o dotowanie gazu importowanego z Rosji tanim gazem
krajowym, jak również zaniżone stawki taryfy dla podmiotów używających gazu do celów ogrzewania
zimą i to o przynajmniej 25 gr/m sześc.
Moim zdaniem trzeba dziś zacząć oszczędzać polskie złoża, a zachęcać do importu gazu,
przynajmniej do czasu, gdy będą pozyskane nowe zasoby. W XV wieku Polska była czołowym
państwem, w którym system regulacji górnictwa był wzorem dla innych krajów, a dochody z tego
źródła stanowiły podwalinę potęgi. 600 lat później jesteśmy dziwacznym kuriozum wobec światowego
sektora wydobywczego.
1
Wstęp do tego artykułu był opublikowany jako samodzielna wypowiedź w Dzienniku Gazecie
Prawnej z 21-11-12. Całość artykułu prezentowanego tutaj została przygotowana w oparciu o
publicznie dostępne dane, z których większość była [przed ich opublikowaniem przez dany
podmiot] weryfikowana przez renomowanych międzynarodowych audytorów. W sytuacji
wątpliwości lub własnych szacunków Autora jest to zaznaczane przy niektórych danych.
Jak powstał ten artykuł
W ostatnim czasie pojawia się wiele artykułów, których autorzy wypowiadają się o złożach gazu i
bezpieczeństwie energetycznym. W styczniu 2013 Prezes URE opublikował „Mapę drogową
uwolnienia cen gazu ziemnego”. Wiele z tych materiałów jest oderwanych od podstawowego faktu, iż
gaz ziemny to kopalina, która rządzi się swoimi prawami. Zasady związane ze złożami gazu nie są
takie same jak dla wielu innych kopalin (tak samo jak rynek granitu jest inny niż rynek bazaltu).
Starałem się zebrać w tym materiale dane, które pokażą iż sytuacja jest inna od tego co nam serwują
politycy i osoby mianowane na różne stanowiska lub osoby zatrudnione aby prezentować określone
poglądy. W wielu publikacjach prezentowane są wyłącznie fragmenty całości zagadnienia, które jest o
wiele bardziej skomplikowane niż to się powszechnie uważa.
Poważne problemy ma teraz w 2013 roku i Gazprom i PGNiG, obie te firmy mają wiele podobieństw
ale też wiele istotnych różnic. Obie te firmy są ofiarami systemów, które narzuciły im zachowania,
które są nieracjonalne z przyczyn makroekonomicznych. Obie te firmy dążą do maksymalizacji zysku i
dochodów akcjonariuszy ale w warunkach, w jakich działają daje to paradoksalne wyniki opisane
dalej. Spadek kursu Gazpromu jaki następuje od kilku lat jest ściśle związany z tym, że choć formalnie
odtwarza on zasoby gazu to ich uruchomienie i sprzedanie będzie kosztować znacznie więcej niż
cena, którą obecnie uzyskuje (w 2013 czy 2012 roku) od swoich klientów. Podobna sytuacja jest w
PGNiG.
Weryfikacja zasobów.
Światowy przemysł wydobywczy otwiera się coraz bardziej na niezależną weryfikację swoich zasobów
i postępowania ze złożami. Prezentowane liczby za rok 2011 i za 2012 są bardziej wiarygodne niż
dane i liczby, jakie prezentowano w końcu XX wieku. Wtedy także miało miejsce wiele transakcji po
cenach odbiegających od jakichkolwiek realiów rynkowych. Od wieków ilość kontrolowanych zasobów
i realne możliwości ich udostępnienia są podstawą przesłanką wyceny wartości firm wydobywczych.
KGHM, jeden z największych koncernów światowych w zakresie miedzi i srebra postępuje zgoła
inaczej. Pod linkiem http://www.kghm.pl/_files/File/Raport_Micon.pdf znajduje się jego dokładny raport
według wymogów międzynarodowych pokazujący prawdziwą sytuację w zakresie zasobów. Można
porównać go łatwo ze stanem z 1997 roku czyli prywatyzacji i dokonać własnego oszacowania. Nic
takiego nie prezentuje PGNiG a taki raport bez wątpienia byłby bardzo potrzebny jeśli sektor
energetyczny ma w jakikolwiek sposób inwestować w obiekty gazowe.
Według „publicznych” danych widzimy spadek zasobów w Polsce a ich wzrost w Rosji. W
rzeczywistości sprawa ta jest bardziej skomplikowana. W wielu publikacjach miesza się pojęcia
zasobów geologicznych, przemysłowych, potwierdzonych, prawdopodobnych, zsumowanych do
2
2
kategorii 3P (proven + possibile + probable) itd. itp. Z tego szumu informacyjnego wyekstrahowano w
tym materiale dane prezentowane w kilku następnych tabelach, z których wyciągane są wnioski.
Polska/PGNiG
Wydobycie w 2011
5,7 mld m3 co daje ok. 4,3 mld m3 w
przelicz na gaz wysokometanowy3
Dane zbiorcze do bilansu za Polska - zużycie w 2011 ok. 15,4 mld
2011
m3 z czego import ok. 10,9 mld m3
plus wydobycie krajowe 4,3 mld m3
w przeliczeniu na wysokometanowy7
2
Rosja/Gazprom + inni
Rosja : 513,2 mld m3 Gazprom4 + 53,5 mld
m3 Novatek + inni ok. 98 mld m3 = 665 mld
m356
Rosja [wydobycie 665 mld m3] + import z
Azji Centr [33 mld m38] = 698 mld m3 z
czego ok. 73,5 % kontroluje Gazprom,
Centr Azja to 5 % z 698 , Novatek to 7,7 %
Zasoby wyliczane różnymi systemami nie mają między sobą prostego przeliczenia gdyż procedury
ich obliczania opierają się na zupełnie innych założeniach. Sporo wyjaśnień w tym zakresie
można przeczytać np. w załączniku do prospektu emisyjnego PGE czy prospektach innych
spółek wydobywczych.
3
W 2012 też wydobycie było na poziomie 4,3 mld m3
4
Jest to 17 % światowego wydobycia, dodatkowo wydobył 32.3 millionów ton ropy oraz 12,1 miliona
ton kondensatu gazowego.
5
Przykładowo TNK-BP wydobył w 2011 14,1 mld m3 gazu ale większość została zutylizowana od
razu w obiektach energetyki gazowej. Warto pamiętać, iż z kwoty 513 mld m3 wydobytego gazu
przez Gazprom, ok. 45,8 mld m3 gazu zużyto na tłoczenie pozostałej ilości gazu w systemie (w
tym gazu innych podmiotów oraz gazu importowanego). W 2010 zużycie na tłoczenie wyniosło
43,6 mld m3.
6
Wydobycie Gazpromu w 2012 spadło znacznie do kwoty 478.8 mld m3 podczas gdy całość
wydobycia gazu w Rosji spadła tylko do kwoty to 655.0 mld m3. Oznacza to, że częściowo
spadek o 25 mld m3 Gazpromu skompensowali jego konkurenci (o 15 mld m3).
7
Str 15 sprawozdania zarządu PGNiG za rok 2011, W roku 2012 import wyniósł 11 mld m3 z czego 9
mld m3 z kierunku wschodniego.
8
Import z Azji Centralnej do Rosji wyniósł w 2011 tylko 33 mld m3 za to import do Chin z tego
3
samego rejonu przekroczył 40 mld m3
z 698 mld m3 a inni niezależni to pozostałe
13 - 14 % z 698 mld m39
Zużycie gazu w danym
kraju w 2011
14,5 mld m310
Rosja zużycie wewnętrzne szacunkowo 67
% z 698 mld m3 = 467 mld m3, wg
Gazpromu 473 mld m311
Nowo udostępnione lub
odkryte złoża w 2011 wg
rejestrów i danych
publicznych, zmiany stanu
zasobów
Trzy złoża o łącznych zasobach ok.
1,14 mld m3
Odkrycie pięciu nowych złóż w tym
Mynginskoe na Morzu Ochockim,
Novotatischevskoe w rejonie Orenburga,
Severo-Trassovoe i Myginskoe w rejonie
Tomska, Ignyalinskoe w rejonie Irkutska.
Gazprom - przyrost rezerw o prawie 1900
mld m3 z czego 720 mld m3 jako efekt
badań i inwestycji , 1804 mld m3 to efekt
„pozyskania licencji”12 a wydobycie
zmniejszyło to o 513 mld m3
Ubytek/przyrost zasobów w
roku 2011 w danym kraju
Ubytek ok. 2,5 mld m3 (bilansowych i
pozabilansowych)13
9
Ubytek około 4 mld m3
Przyrost co najmniej o 2800 mld m3
Kolejne podmioty to Rosneft, który w 2011 wydobył 12,8 mld m3 gazu oraz Itera, która w roku 2011
wydobyła ok. 12,6 mld m3 gazu a przesłała do odbiorców przez sieć Gazpromu ok. 23,4 mld m3
(czyli drugie tyle pochodzi od innych dostawców, też z importu z Azji). TNK-BP wydobył w
2011 14 mld m3 gazu „odpadowego”, który zużył do produkcji energii w ok. 83 % (elektrownie
zlokalizowane w centralnej Syberii) a ponadto wydobył ok. 3,3 mld m3 z innych złóż. Lukoil
wydobył w Rosji w 2011 ok. 17 mld m3 ale sprzedał tylko 13,8 mld m3 gdyż reszta poszła na
potrzeby własne w tym tłoczenie.
10
Sprzedaż gazu przez PGNiG w 2012 to 14,7 mld m3
11
Wewnętrzne zużycie w Rosji w roku 2011 jest szacowane w tym rejonie wartości. Sprzedaż gazu
przez Gazprom w roku 2011 to łącznie 519 mld m3 z czego 280,7 mld m3 w Rosji, 81,7 w krajach
byłego ZSRR i 156,6 mld m3 do Europy i innych krajów. W roku 2006 struktura sprzedaży była
podobna 316 mld m3 w Rosji, 101 mld m3 w krajach byłego ZSRR i 162 mld m3 do Europy i
innych krajów. Struktura cen w 2006 była tak samo zróżnicowana: 43, 76,4 i 192,6 USD za 1000
m3
12
„pozyskanie licencji” to zwykle zakup firm, które nie podołały inwestycjom w udostępnienie tych
złóż lub otrzymanie koncesji w różnych procedurach.
13
Realna sytuacja w zakresie złóż PGNiG nie jest w pełni znana gdyż ta spółka nie podaje publicznie
czy złoża podlegają podobnej weryfikacji jak złoża Gazpromu. Dane są pośrednio z tego co
4
publikuje Minister Środowiska i PIG.
Nakłady na poszukiwania
gazu (i ropy)
PGNiG 1,2 mld złotych w 2011 oraz
2,88 – 3,5 mld zł to nakłady innych
podmiotów
Gazprom 50,7 mld RUB w 2011 = 5 mld
PLN
Techniczny zakres badań w
2011
49,3 km wierceń, 973 km sejsmiki 2D
w kraju i 843 km 2 sejsmiki 3D w
kraju
Gazprom: 157,7 km wierceń, 2800 km
sejsmiki 2D w kraju i 8800 km2 sejsmiki 3D
w kraju14
Ilość gazu w poduszkach
magazynów gazu
6,48 mld m3
Ok. 160 mld m3 (szacunek)
Zasoby przemysłowe złóż
gazu ziemnego wg danych
rządowych na koniec 2011
roku
62,96 mld m3 całość Polski15
Gazprom 22.800 mld m31617 (wg PRMS do
raportu rocznego 31.12.2011) + 1321 mld
m3 Novatek + inni producenci około 2800
mld m3 (zasoby potwierdzone, szacunek
14
W 2008 roku ilość badań była podobna: 285 km wierceń, 124 km sejsmiki 2D w kraju i 6600 km2
sejsmiki 3D w kraju
15
Z tego część zasobów jest gazem w poduszkach magazynów a zatem realnie zasoby przemysłowe
dostępne do zużycia bez naruszenia systemu gazowego są jeszcze niższe.
16
Ta kwota prawdopodobnie zawiera w sobie zasoby złoża Shtokman, które będzie miało zasoby ok.
3900 mld m3 przy planowanym wydobyciu 70-90 mld m3 rocznie. W pierwszym etapie będzie
ten gaz sprzedawany jako LNG w ilości 30 milionów ton rocznie ale są propozycje aby to była
większa kwota tzn. aby wybudować większe zdolności do skraplania do LNG i w ogóle nie
tłoczyć do systemu gazowego. W 2013 będą gotowe dokumenty wg wymogów rosyjskich oraz
Front-end engineering and design (FEED) dla głównych urządzeń zlokalizowanych na morzu.
Koszty uruchomienia projektu są pomiędzy 12 a 20 mld USD i to w wersji gdy gaz będzie
oddany na ląd czyli dodatkowo trzeba będzie płacić za jego transport systemem rurociągów do
odbiorców.
17
Dane o zasobach kontrolowanych przez inne podmioty na terenie Federacji Rosyjskiej nie są w
pełni wiarygodne. Itera kontroluje 49% in OJSC Sibneftegaz [ok. 490 mld m3 zasobów], 49% w
CJSC Purga [ok. 216 mld m3 zasobów], 67% in CJSC Uralsevergaz-OGC co daje tej firmie
„kontrolowane” zasoby około 510 mld m3 ale jest to tylko zgrubne oszacowanie. Lukoil pokazał
całość swoich zasobów w kategorii „proven” na 31.12.2012 jako 17.3 mld baryłek (boe),w tym
660 mld m3 gazu [23.2 trillion cubic feet of gas = 3,87 miliarda boe] ale część poza Rosją.
Dodatkowo jeszcze posiada ok. 280 mld m3 gazu w zasobach probable. TNK-BP pokazał na
koniec 2011 zapasy gazu w wysokości ok. 495 mld m3 gazu [2,9 млрд барр. н. Э]. Rosneft
(przed połączeniem z TNK-BP) w styczniu 2011 miał zasoby gazu 791 mld m3 (proved) i jeszcze
ponad 430 mld m3 (probable). Inni mniejsi gracze nie publikują w pełni sprawdzalnych danych.
5
1 cubic foot = 0.0283 m3
własny)
Zasoby wydobywalne
ABC1 (dawne wg
kwalifikacji
„geologicznej”)
90 mld m3 ???
35.046 mld m3 Gazprom + Novatek 4.056
mld m3 + nie więcej niż 7.000 mld m3 u
innych podmiotów
Magazyny (pojemność) w
2011
1,3 mld m3 po odłączeniu ok. 1,7 mld
m3 pojemności zarezerwowanej dla
OGP Gaz-System i pojemności na cele
wydobywcze
66,7 mld m3 Rosja + 0,9 Białoruś ale użycie
tylko 47-48 mld m3 z tego 20 -30 % jest de
facto używane na cele wewnętrzne a ok. 80 70 % na cele eksportowe. Z tego Novatek
używa 1,2 mld m3 rocznie oficjalnie plus
„pośrednio”.
Wypłacona dywidenda w
roku 2011 (za rok 2010)
708 mln złotych = 164 mln PLN/1 mld
m3 wydobytego gazu
91 mld rubli Gazprom + 18,2 mld rubli
Novatek (*0,104 RUB kurs do PLN) = 11,36
mld PLN = 20 mln PLN/1 mld m3
wydobytego gazu
Dochody z magazynowania
gazu w 2011
31,5 mln zł
Brak danych – ukryte w dochodach ze
sprzedaży gazu w okresie zimowym18
Teoretyczne dochody z
magazynowania gazu
gdyby stosować ceny z
Europy Zachodniej (55-60
USD/1000 m3 za sezon)
PGNiG 2 mld m3 * 55 USD/1000 m3
= 110 mln USD = 374 mln złotych
Gazprom 48 mld m3 * 55 USD/ 1000 m3 =
2,64 mld USD
Dla utrzymania systemu gazowniczego Rosji zapewniono w 2006 ustawowy monopol Gazpromu.
Ustawa z 18 lipca 2006 No.117-FZ daje Gazpromowi lub jego spółkom-córkom, w których ma 100 %
udziałów wyłączne prawo do eksportu gazu lub LNG wyprodukowanych na jakimkolwiek polu
wydobywczym w Rosji. Jak pokazano dalej jest to podstawowy klocek piramidy, bez którego ten
system byłby niespójny.
Stan koncesji PGNiG 2011 – 2012
Sytuacja w zakresie bezpieczeństwa energetycznego Polski w tej części jaka zależna jest od złóż
konwencjonalnych gazu ziemnego w PGNiG nastąpiła pogorszeniu w okresie 2011 – 2012. Widać to
wyraźnie w dokumentach publikowanych przez Ministra Środowiska i Państwowy Instytut
Geologiczny. Aktualnie procedowane są tylko trzy (!) wnioski dot. poszukiwania i/lub rozpoznawania
18
W wielu kontraktach nie ma wprost określonej ceny za magazynowanie ale „wypadkowa” cena
ukrywa ten koszt po stronie dostawcy. Z tego powodu cena dla odbiorcy, który ma własne
6
magazyny (np. Łotwa) jest de facto ceną wyłącznie za dostawy gazu w okresie letnim.
złóż gazu ziemnego i (ew.) ropy naftowej to projekty w toku wg stanu na 01 stycznia 2013: obszar
Sochaczew-Kampinos wniosek o dot. ropy naftowej i gazu ziemnego, Puck wniosek o dot. ropy
naftowej i gazu ziemnego (obszar na lądzie przylegający do linii brzegu), Ostrów Lubelski wniosek o
dot. ropy naftowej i gazu ziemnego.
Otrzymane przez PGNiG koncesje na poszukiwanie i/lub rozpoznawanie w okresie 2011- 2012 to tylko
siedem projektów: Szczecin luty 2012, Cisna – Stuposiany grudzień 2011, Glinnik wrzesień 2011, Sól
sierpień 2011, Tomaszów Lubelski kwiecień 2011, Milicz marzec 2011, Stara Kiszewa styczeń 2011.
Aktualnie procedowane wnioski o koncesje na wydobywanie dotyczą tylko złoża Markowice i złoża
Grodzisk – 26 [stan na 01 stycznia 2013] o niewielkich zasobach.
•
Markowice miejsc. Majdan Nowy i inne powiat biłgorajski, dokumentacja złoża z 2010 roku, nr
14324 GZ, 2695 m wierceń 3 szt, nie wykonano (?) sejsmiki 3-D, zasoby wydobywane
bilansowe ok. 74 mln m3.
•
Grodzisk-26, miejsc Ptaszkowo, Kotowo, dokumentacja złoża z 2010 roku, nr 14594 GZ, b.d.
m wierceń b.d. szt, b.d. (?) sejsmiki 3-D. Złoże ma mikroskopijne zasoby wydobywane
bilansowe 2,36 mln m3 gazu
Otrzymane koncesje na wydobycie w okresie 2011-2012 przez PGNiG to zaledwie:
•
Winna Góra czerwiec 2012, miejsc. Białe Piątkowo, powiat średzki i wrzesiński, dokumentacja
złoża z 2010 roku, nr 14324 GZ, 3650 m wierceń, 226 km2 sejsmiki 3-D, zasoby wydobywane
bilansowe 203,9 mln m3, przemysłowe b.d. prawdopodobnie ok. 150 mln m3.
•
Załęże listopad 2011, miejsc. Rzeszów Trzebownisko, dokumentacja złoża z 2009 roku, nr
12478 GZ, 5155 m wierceń 2 szt, 142 km2 sejsmiki 3-D zasoby przemysłowe tylko 134,7 mln
m3
•
Pogwizdów listopad 2011 miejsc. Czarna, Medynia Łańcucka i inne, dokumentacja złoża z
2008 roku, nr 13691 GZ, 7120 m wierceń 4 szt, nie wykonano (?) sejsmiki 3-D, zasoby
przemysłowe tylko 54,8 mln m3.
•
Nowosielec czerwiec 2011 miejsc. Groble, Rudnik, dokumentacja złoża z 2009 roku, nr 13696
GZ, 2198 m wierceń 3 szt, nie wykonano (?) sejsmiki 3-D, zasoby przemysłowe tylko 39 mln
m3
•
Sławoborze kwiecień 2011 miejsc. Sławoborze gmina Świdwin, dokumentacja złoża z 2009
roku, nr 13325 GZ, b.d m wierceń b.d. szt, b.danych sejsmiki 3-D, zasoby przemysłowe tylko
123,2 mln m3
•
Lubliniec – Cieszanów kwiecień 2011 miejsc. Stary Lubliniec Folwarki, dokumentacja złoża z
2009 roku, nr 13702 GZ, b.d. m wierceń b.d. szt, b.d. sejsmiki 3-D, zasoby przemysłowe tylko
103,8 mln m3
Zatem suma zasobów przemysłowych w złożach gdzie otrzymano koncesje na wydobycie w latach
2011 – 2012 wyniosła zaledwie:
150 + 135 + 55 + 39 + 123 + 104 = 606 mln m3
Jeśli dodatkowo policzyć, iż w złożu Winna Góra PGNiG posiada tylko 51 % udziałów to suma
zasobów w obszarach gdzie potrzymano koncesje jest jeszcze niższa (ok. 530 mln m3). Otrzymane
koncesje na wydobycie mają zatem zasoby będące 16-krotnie niższą kwotą niż wydobycie
zrealizowane przez PGNiG w latach 2011 – 2012. To jest szokujący wynik i gdyby miał miejsce w
7
typowej światowej firmie wydobywczej czystki kadrowe byłyby poważne.
W nowym etapie przydzielania koncesji na Morzu Norweskim PGNiG Norway nie otrzymał nic gdyż po
prostu jego oferta była jedną z najsłabszych też pod względem możliwości finansowania inwestycji.
Rząd norweski analizuje bowiem realne możliwości i działania podmiotów a PGNiG nie jest
postrzegany jako realny światowy gracz.
Nawet jeśli dodać do ww. cyfr fakt, że PGNiG Norway uruchomił w grudniu 2012 jako udziałowiec
złoże Skarv (udział 11,9 % w zasobach ok. 43 mld m3 gazu) to nadal jest to zbyt mało aby uznać, iż
19
ma miejsce odtwarzanie zasobów . Trudno sobie wyobrazić, aby PGNiG poniósł koszty transportu
gazu do Polski, jego rozładunku i chciał go sprzedawać po opisanej dalej niskiej cenie regulowanej
przez władze polskie. Gaz ten zatem i tak trafi na rynki międzynarodowe po cenach tam
obowiązujących a Polska może sobie sprowadzić ten czy inny gaz po cenie rynkowej.
Liczby te pokazują, iż ma miejsce spadek w PGNiG nie tylko szybkości odtwarzania złóż tzn
dokumentowania i nie nadąża on za wydobyciem ale co więcej narasta opóźnienie w samym
zagospodarowaniu już odkrytych złóż i uzyskiwaniu koncesji na wydobycie. Dotyczy to obszaru
Polski. To drugie opóźnienie, opisane dalej, wynika prawdopodobnie z kłopotów środowiskowych i
koszcie infrastruktury. Oba te procesy spowodowały łącznie opisywane opóźnienie, które jest realne i
ma wymiar strategiczny jeśli mówimy o bezpieczeństwie energetycznym kraju. Ponadto ta sytuacja
podważa bezpieczeństwo projektów w energetyce gazowej, gdyby miały ruszyć na dużą skalę.
Spada też wydobycie ropy naftowej i kondensatu realizowane przez PGNiG z ok. 619 tys ton w 2006
do już tylko 468 tys ton w 2011 i prawdopodobnie jeszcze mniej w 2012. Oznacza to, iż małe złoża w
południowej Polsce powoli kończą swoją produkcję a nowych złóż ropy nie odkryto.
Wydobycie w przeliczeniu na gaz wysokometanowy było ponad 8 mld m3 w ciągu tych dwóch lat.
Zatem realnie nastąpił ubytek zasobów. Nastąpił też ubytek znacznej części kadry znającej najlepiej
realia geologiczne i złoża, gdyż kadra ta w znacznej mierze przeszła do nowych podmiotów
zajmujących się gazem łupkowym.
Przyrosty zasobów przemysłowych w roku 2011 dotyczyły tylko jednego istotnego złoża : Jarocin ze
170,7 do 285,3 mln m3
Pojawiły się w 2011 nowe złoża w bilansie: Kamień Mały 129,8 mln m3 eksploatacja próbna oraz
Lisewo, powiat jarociński i wrzesiński o zasobach bilansowych 989,5 mln 3 rozpoznane wstępnie w C.
(Lisewo to projekt 51 % PGNiG i 49 % innego podmiotu).
W 2012 sporo informacji w sierpniu 2012 dotyczyło złoża Komorze w Wielkopolsce, gmina Pyzdry
gdzie prawdopodobnie zasoby są ok. 1 mld m3 ale PGNiG ma tam udział tylko 51 %.
19
8
Spółki rosyjskie utrzymują odnawianie zasobów na poziomie od 105 do 140 % rocznie.
Porównawczo sytuacja w PGNIG w poprzednim dwuleciu tj. w latach 2009 – 2010 była znacząco
lepsza. W 2010 udało się uzyskać przyrost zasobów w kilku złożach m.in. Żuchlów do wartości 1,93
mld m3 zasobów przemysłowych. W końcu 2009 r. stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego
wynosił 149 057 mln m3 i w porównaniu z rokiem poprzednim [2008] nastąpił przyrost zasobów o 6
243 mln m3. Przyrost zasobów powstał w wyniku udokumentowania nowych złóż oraz lepszego
rozpoznania złóż już udokumentowanych. Udokumentowano następujące nowe złoża: LubliniecCieszanów (udokumentowane zasoby wydobywalne – 188,39 mln m3), Nowosielec (83,00 mln m3),
Kromolice (319,00 mln m3), Załęże (152,31 mln m3), Kromolice S (570,00 mln m3), Sławoborze
(152,05 mln m3), Środa Wielkopolska (285,00 mln m3), Pogwizdów (82,00 mln m3). Największy
przyrost zasobów wydobywalnych (o 8 329,32 mln m3) nastąpił w złożu Brońsko.
Zasoby wydobywalne zagospodarowanych złóż gazu ziemnego wynosiły na koniec 2009 120,50 mld
m3, co stanowiło 81 % ogólnej ilości zasobów wydobywalnych. W 2009 r. wydobycie gazu ziemnego
ze złóż o zasobach udokumentowanych wynosiło 5 839,15 mln m3 i było o 742,73 mln m3 większe niż
w roku 2008.
Dwulecie 2011 – 2012 to okres radykalnego obniżenia wysiłków nad odtwarzaniem zasobów złóż:
W 2011 r. stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego wynosił 144,881 mld m3 (zasoby bilansowe i
pozabilansowe) i w porównaniu z rokiem poprzednim zasoby zmniejszyły się o 2,51 mld m3. W
grudniu 2000 roku (11 lat temu!) stan zasobów wydobywalnych też wynosił 142 mld m3 ale w
stosunku do sytuacji gospodarczej i zużycia gazu było to procentowo więcej [!].
W grudniu 2000 stan zasobów przemysłowych gazu w Polsce był 73,5 mld m3 a w grudniu 2011
tylko 63 mld m3 a dodatkowo więcej z tego gazu (o przynajmniej 2 mld m3) było poduszkami w
magazynach gazu oraz część gazu to gaz w złożach innych podmiotów niż PGNiG. Zatem w
stosunku do rozwoju gospodarczego przez 11 lat nastąpił realny regres.
Ubytek zasobów powstał głównie w wyniku wydobycia. W 2011 roku udokumentowano następujące
nowe złoża: Lisewo (udokumentowane zasoby wydobywalne – 989,50 mln m3), Gajewo (18,30 mln
m3), Kamień Mały (129,84 mln m3).
Zasoby wydobywalne zagospodarowanych złóż gazu ziemnego wynoszą na koniec 2011 tylko 120,24
mld m3, co stanowi 83 % ogólnej ilości zasobów wydobywalnych. Zatem jest to identyczna liczba z
liczbą podawaną w końcu 2009. Ale dotyczy to całości Polski ale warto pamiętać, że realnie zasoby
20
przemysłowe złóż gazu ziemnego w 2011 r. wyniosły zaledwie 62,96 mld m3 . Na koniec 2010 było to
65 mld m3 a zatem zasoby przemysłowe zmalały w skali całej Polski o 2 mld m3. Spadek ten jest
20
PGNiG w swoim raporcie za rok 2011 podaje jeden akapit: Całkowity stan zasobów gazu ziemnego
i ropy naftowej na koniec 2011 roku wynosił łącznie 748 mln boe, z czego 594 mln boe (92 mld m³) to gaz
ziemny, a 154 mln boe (21,1 mln ton) to ropa naftowa łącznie z kondensatem. Wskaźnik R/P obrazujący
całkowite rezerwy do wielkości produkcji wyniósł w 2011 roku 24,3. Jednak nie jest wyjaśnione, że są
to zasoby wydobywane bilansowe a nie przemysłowe i nie są to wielkości wg klasyfikacji
9
międzynarodowej np. w kategorii „proven”.
jeszcze szybszy w roku 2012, za który nie ma pełnych danych ale szacuję, iż mamy tu spadek o
kolejne 3 mld m3 do poziomu 60 mld m3.
W bilansie ujęto również zasoby gazu ze złóż wyłączonych z eksploatacji, a przeznaczonych na
podziemne magazyny gazu ziemnego, pozostałe w nich zasoby gazu są traktowane jako poduszka
gazowa (pojemność buforowa) i nie będą wydobyte w okresie istnienia magazynu. Na magazyny
podziemne przeznaczono złoża Brzeźnica (45,59 mln m3), Daszewo (27,72 mln m3), Husów (372,88
mln m3), Strachocina (121,50 mln m3), Swarzów (28,80 mln m3) i Wierzchowice (5557,12 mln m3). W
grudniu 2010 r. nastąpiło oficjalne otwarcie Podziemnego Magazynu Gazu Bonikowo (328,63 mln m3).
Łączne zasoby gazu w poduszkach buforowych wynoszą 6,48 mld m3. Magazyny gazu buduje się
także w złożach soli (PMG Mogilno II, PMG Kosakowo) i węgla kamiennego (PMG Nowa Ruda).
Aktualnie czynny jest jeden magazyn gazu „Mogilno II”, a magazyn „Kosakowo” jest w trakcie budowy.
Istniejący w złożu soli - magazyn „Góra” służy do przechowywania ropy naftowej i paliw płynnych.
W 2011 r. wydobycie w Polsce gazu ziemnego ze złóż o zasobach udokumentowanych (tabela 2)
wynosiło 5,646 mld m3 i było o 0,15 mld m3 większe niż w roku 2010.
Jest jeszcze jedna mniej znana sprawa polegająca na tym, że pewna ilość złóż wykazywanych w
bilansie jest trudna do uruchomienia lub szanse na to są niemal zerowe - łatwo jest je zidentyfikować
porównując np. bilans za rok 2000 i bilans za rok 2011. Te podejrzane złoża gdzie wydobycie
praktycznie nie ruszyło lub jest minimalne a zasoby wydobywane bilansowe są nadal podobne do tych
11 lat temu to złoża : Gorlice (31), Lachowice – Stryszawa (240), Rej. Grabownica Wieś (84), Słopnice
(83), Dębina (190), Kandlewo (239), Kargowa (2650), Kąkolewo (240), Podrzewie (346 ale
przemysłowe tylko 8,46 !!!), Rawicz – dolomit gł (240), Rawicz – wap. podst (475), Różańsko (2367),
Ujazd (105 ale przemysłowe tylko 7,3), Wilcze – czerw spopąg (499), Wrzosowo (600), Zakrzewo
(210), Zbąszyń (2400), Żakowo (2150), Chotyniec (40), Jadowniki (330), Lipnica – Dzikowiec (154),
Łazy (28). Suma takich „martwych przez 11 lat” złóż to w zakresie zasobów wydobywanych
21
bilansowych ok. 13,7 mld m3. Jest też wiele złóż, gdzie mimo sporych zasobów eksploatacja jest
niewielka, tak, jakby ich realne zasoby były mniejsze od wykazywanych w bilansie. Można postawić
tezę, iż są to złoża, których eksploatacja jest nieopłacalna przy obecnych niskich cenach gazu na
rynku wewnętrznym lub są to wręcz złoża, w których zbyt optymistycznie je udokumentowano a
istnieją inne np. środowiskowe uwarunkowania utrudniające wydobycie.
Przedstawione liczby i dane wskazują na to, iż program gazu łupkowego w Polsce nie jest „ekstra”
sprawą, która ewentualnie będzie lub nie będzie realizowana. Bez tego programu w ciągu 10
najbliższych lat PGNiG z realnego gracza na rynku złóż w Polsce zmieni się w zwykłego dystrybutora
gazu importowanego. Przedstawione liczby pokazują, iż według stanu na luty 2013 PGNiG nie może
zagwarantować polskiej energetyce wieloletnich kontraktów na dostawy gazu z polskich złóż
bo po prostu tych złóż nie ma w swoim portfelu tzn. w postaci złóż odkrytych i
udostępnionych. Z tego powodu kilka projektów elektrowni gazowych jest zawieszonych. Jeśli
21
Jeśli od 11 lat złoże nie przechodzi do etapu koncesji na wydobycie to oznacza jakieś poważne
ukryte problemy typu jakość gazu w tym złożu, zbyt mała wydajność, zbyt wysoki koszt
infrastruktury lub opór społeczności lokalnej. Możliwe jest także to, że dokumenty są zbyt
10
optymistyczne co do wielkości zasobów.
miałyby one być realizowane na bazie gazu rosyjskiego to być może lepiej bezpośrednio negocjować
z dostawcą, bez pośrednika.
Jeśli sytuacja dalej tak będzie postępować jak przez ostatnie 11 lat to za jakieś 8 – 10 lat trzeba
będzie zmienić nazwę PGNiG na Gazprom – Polska. Proponuję aby miasto stołeczne Warszawa
odkupiło w takiej sytuacji od PGNiG tereny zabytkowej gazowni na Woli i udostępniło je
„prawdziwemu” koncernowi gazowemu lub najlepiej tym wszystkim firmom, które realnie robią coś w
Polsce w zakresie wydobycia gazu (konwencjonalnego i łupkowego). Uważam jako warszawiak, że
nie byłoby zasadne aby ten cenny warszawski zabytek miał zajmować handlarz importowanym
gazem.
Dotacja biednych do bogatych
Dzięki polityce kolejnych kilku rządów wytworzono sytuację dotacji w Polsce do zamożniejszej części
społeczeństwa czyli tej, która używa gazu do ogrzewania w okresie zimowym. Komercyjne koszty
magazynowania gazu w Europie to 60 USD za 1000 m3 za sezon ale opłaca się tam budowa nowych
magazynów. Formą magazynu jest także terminal LNG, który umożliwia de facto i pewne
magazynowanie gazu ale także odbieranie gazu głównie w okresie zimowym. W Polsce cena za
magazynowanie gazu jest sztucznie zaniżona do kwoty ok. 5 USD za 1000 m3 – dwunastokrotnie
poniżej tego ile powinna wynosić [decyzje taryfowe Prezesa URE]. Skutki są znane: PSE Operator nie
zamierza budować gazowych mocy szczytowych gdyż m.in. nie ma potrzebnych na ten cel
magazynów gazu.
Urealnienie cen wymagałoby dużej podwyżki dla podmiotów używających gazu do celów ogrzewania
zimą o przynajmniej 25 gr za m3 gdyż obecnie ta grupa odbiorców jest beneficjentem tego ukrytego
subsydiowania. Taka podwyżka, łatwa do wprowadzenia po montażu inteligentnych liczników,
natychmiast spowodowałaby przełączanie się na ciepło sieciowe co także byłoby czynnikiem
obniżającym zużycie gazu w okresie zimowym. Dotacja „zimowa” w skali PGNiG to minimum kwota
120 mln USD (2 mln * 60 USD). Obecnie wprowadzenie innej „wyższej” ceny w okresie zimowym nie
jest w ogóle problemem technicznym a politycznym.
Analogiczną dotację ma ukrytą Gazprom w swojej gospodarce gazem. Liczne rosyjskie
przedsiębiorstwa metalurgiczne, rafineryjne, zbrojeniowe czy innych branż przemysłu dostają gaz po
nierealnie niskiej cenie. Dzięki temu firmy te mają nadprzeciętne zyski, które wypłacają swoim
właścicielom. Liczyć tu należy też energetykę rosyjską, która dostaje gaz po niskiej cenie a następnie
sprzedaje też tym samym firmom tani prąd. Gdyby Gazprom mógł swoich odbiorców obciążać realnym
kosztem pozyskania zasobów to musiałby przynajmniej 200 mld m3 ze sprzedaży na rynku
wewnętrznym sprzedawać po cenie 220 USD za 1000 m3 w okresie niegrzewczym i przynajmniej o 40
USD więcej w okresie grzewczym. Cena 220 USD za 1000 m3 to koszt (szacunkowy, minimalny !)
obecnie pozyskiwanych NOWYCH zasobów.
Zatem średnia cena na wewnętrznym rynku rosyjskim w okresie „letnim” powinna być minimum 220
USD dla odbiorców przemysłowych a 250 – 260 USD w okresie „zimowym” czyli przez prawie 220 dni.
A teraz jest to zaledwie ok. 90 USD w roku 2012. Jest to ukryta dotacja do oligarchów posiadających
inne przemysły w Rosji w kwocie minimum 200 mln * 150 USD = 15 mld USD rocznie.
11
„Średnie ceny” a realia ekonomiczne
22
W 2011 Gazprom eksportował gaz po średniej cenie 383 USD za 1000 m3 . Polska płaciła w roku
2011 prawdopodobnie ok 422 USD za 1000 m3 co wyliczono w sposób opisany dalej. Na stronie 44
sprawozdania skonsolidowanego PGNiG za rok 2011 można przeczytać, że koszt sprzedawanego
gazu wyniósł w roku 2011 13,35 mld zł (wzrost z wartości 11,00 mld zł w roku 2010 czyli o 20 %). Na
stronie 86 sprawozdania zarządu PGNiG za rok 2011 ujawniono, że sprzedaż segmentu wydobycie
wyniosła dla innych segmentów tylko 1,2 mld PLN. Zatem za importowany gaz zapłacono (bez usług
przesyłowych) kwotę rzędu 12,15 mld złotych. Ponieważ zakupiono z importu łącznie (nie tylko od
Gazpromu) ok. 10.9 mld m3 to daje to średnią cenę zakupu z importu rzędu 1115 PLN za 1000 m3.
Można założyć (w oparciu o publiczne wypowiedzi osób związanych z tymi kwestiami), że cena z
Gazpromu była wyższa od średniej i wyniosła prawdopodobnie rzędu 1250 PLN za 1000 m3 co przy
23
kursie 2,96 PLN/USD daje szacunkową cenę rzędu 422 USD za 1000 m3.
Wydobycie w Polsce realizowane przez PGNiG w 2005, 2006 i 2007 było 4,3 mld m3 w przeliczeniu
na gaz wysokometanowy. Wydobycie w roku 2011 było także tylko 4,3 mld m3. Gdy rząd polski
zaczynał proces prywatyzacji PGNiG, politycy opowiadali, iż ma ona służyć m.in. zwiększeniu
bezpieczeństwa energetycznego, pozyskaniu nowych zasobów, budowie nowych magazynów gazu
itd. itp. Jak było naprawdę pokazują następne grupy liczb.
Jeśli założymy (optymistycznie), iż cały zysk PGNiG za 2011 wynikł z posiadania „tanich własnych
złóż” to jeśli doliczymy go do ww. ceny ze sprzedaży wewnętrznej pokazywanej w sprawozdaniu
spółki to mamy realnie cenę za gaz na poziomie ok. 2,8 mld PLN za 4,3 mld m3 czyli 220 USD za
1000 m3 (kurs 2,96 PLN/USD). Jeśli jednak przyjąć, iż część zysku PGNiG tworzona jest w obszarze
dystrybucji i usług dla innych podmiotów to realna cena gazu z polskich złóż jest nawet poniżej 200
USD za 1000 m3 w roku 2011. Zatem gaz z polskich złóż jest wyceniony na poniżej 50 % wartości
gazu z importu. Oznacza to prowadzenie dotacji majątkiem należącym do wszystkich obywateli Polski
do importowanego gazu po to aby więcej go sprzedawać i po to, aby odbiorcy używający gaz mieli
lepszą sytuację.
Wniosek: zasoby przemysłowe gazu w Polsce spadają bo wynika to z nierealnej ceny za gaz z
polskich złóż stosowanej od około roku 2000.
22
Dane z raportu rocznego ale de facto jest to cena z uwzględnieniem cen dla takich odbiorców,
którzy odbierają gaz tylko w okresie letnim.
23
Według CIRE z 06.02.13 Izwiestia plasuje średnią cenę dla Europy w 2012 roku na poziomie 413,1
USD, według innych danych było to 402 USD. Najwięcej płaciły Macedonia (564 dolary) i Polska (525
dolarów). Według cytowanego dziennika Gazprom planuje zwiększyć sprzedaż dzięki spadkowi cen..
12
Gdyby pozwolono spółce PGNiG S.A. na sprzedawanie gazu po cenie nie niższej niż 90 % ceny gazu
z importu automatycznie spadłoby zużycie gazu w Polsce o 1 lub nawet 2,5 mld m3. W ten sposób
dochody Gazpromu zmalałyby o nawet 800 mln USD ze sprzedaży do Polski a dochody (i zyski)
PGNiG wzrosły znacznie czyli nawet o 1,89 mld PLN rocznie [4 mld m3 * [380-220] USD/1000 m3 *
2,96 PLN/USD]. Ilość gazu sprzedawanego przez PGNiG nie uległaby w ogóle zmianie bo najpierw z
rynku usunięto by część najdroższego gazu i byłby to gaz ze wschodu !. A część odbiorców musiałaby
szukać innego tańszego źródła energii.
Odrębnym zagadnieniem byłby wywołany tą sytuacją gwałtowny wzrost kursu akcji PGNiG i dyskusja
kto jest winny tej sytuacji (sprywatyzowania spółki przy zaniżonej cenie za gaz). To jedna z przyczyn,
dla której kolejne rządy wstrzymują się z rozwiązaniem powstałej sytuacji ale można to zagadnienie
rozwiązać – pomysł zaprezentowany jest dalej.
Nigdy nie było aktu rangi ustawy, który by zezwalał prezesowi URE na utrzymywanie poprzez taryfy
dotowania w ten sposób gazu rosyjskiego. Dotowanie to, początkowo w niewielkiej skali, zaczęło się
jakieś 13 lat temu i jego ewidentnym skutkiem jest to, że polska gospodarka kupuje zbyt dużo gazu z
importu a nie próbuje się uniezależnić szukając konkurencyjnych dostawców lub inwestując w inne
źródła energii (węgiel brunatny, energię jądrową, energię ze źródeł odnawialnych itd. itp.).
W roku 1999 zatrzymano propozycję takiej restrukturyzacji PGNiG, która zakładała wydzielenie
najpierw z tej spółki części wydobywczej, poddanie jej normalnym zasadom rynkowym, a dopiero
potem prywatyzowanie reszty. Całkowicie wbrew logice światowego przemysłu wydobywczego uznaje
się od 2000 roku za koszt uzasadniony dla celów taryf jakąś hipotetyczna cenę, która wynika z zasad
ochrony odbiorców.
Można podziwiać spółkę, która od lat, mimo zaniżenia cen wydobywanej kopaliny o ponad 50 %
procent utrzymuje jej wydobycie na niezmienionym poziomie a nawet inwestuje – aczkolwiek właśnie
inwestuje zbyt mało a zasoby spadają i widać już w tunelu światło nadjeżdżającej lokomotywy.
Koszty pozyskania nowych zasobów
W Rosji zasoby gazu są zwiększane ale koszt ich pozyskania jest o wiele wyższy niż w przeszłości. W
Gazpromie jest nowe podejście, iż ważne jest nie to ile się wierci kilometrów ale to czy te wiercenia
mają sens ekonomiczny. W roku 2011 przyrost zasobów w kategoriach ABC1w Gazpromie był o 2000
mld m3 gazu [z 33052 mld m3 do 35047 mld m3] z czego tylko 207 mld 3 to różnica między
udostępnionymi złożami a wydobyciem ale aż ok. 1800 mld m3 to pozyskane od innych podmiotów lub
od rządu prawa do obszarów wydobywczych. Inwestycje w te nowe obszary muszą być sfinansowane
wieloletnimi kontraktami typu take-or-pay zawartymi z odbiorcami a zatem budowa trzeciej nitki Nord
Stream jest oczywista. Tak postępuje każdy koncern – podobnie BHP z Olympic Dam w Australii
[miedż i uran] i kopalnia Bogdanka, która buduje Stefanów [węgiel].
Kosztem pozyskania zasobów dla Gazpromu nie jest jednak samo poszukiwanie gazu (tabela
pokazuje, że Gazprom niewielkie kwoty wydaje na same poszukiwanie i dokumentowanie złóż) ale
olbrzymim kosztem jest wybudowanie i utrzymanie infrastruktury służącej do jej przesyłu. Pouczający
jest tu przykład ropociągu przez Alaskę, w którym przesył ropy zaczyna spadać co grozi wzrostem
kosztów eksploatacji w przeliczeniu na tonę ropy. Ponieważ ropociąg ten jest jedyną drogę eksportu to
13
w razie braku zgody nowej-starej administracji prezydenta Obamy na rozszerzenie złóż na tereny
wokół brzegów Alaski za 3 – 5 lat koncerny wydobywające tam ropę mogą nawet w ogóle wstrzymać
jej wydobycie ze względu na zbyt duże koszty transportu. Z podobnych przyczyn nie ma zgody na
sfinansowanie za 6 mld USD gazociągu przez Alaskę [1100 km] gdyż w warunkach otwartego rynku
jest on po prostu za drogi. Skutkiem tego już od roku 2015 zacznie brakować gazu w zamieszkałych
rejonach Alaski na cele grzewcze i wytwarzania energii elektrycznej. Jedynym rozwiązaniem jest jak
najszybsza budowa terminalu LNG do rozładunku gazu wożonego z południa USA lub od innych
dostawców. W przeciwnym wypadku za 5-7 lat południowa Alaska zamarznie z braku prądu i gazu
choć 1100 km na północ czekają złoża. Miła skądinąd p. gubernator Alaski zrezygnowała z tej funkcji
bo zobaczyła zagrożenie.
Zatem piętą achillesową Gazpromu jest kosztowna utrzymaniu i bardzo duża infrastruktura przesyłowa
a nie są nimi złoża. Politycy i dziennikarze, którzy zachwycają się tym, że o to Novatek, Itera czy
Rosnieft będą konkurentami Gazpromu są jak dzieci we mgle bo nie dociera do nich fakt, że po prostu
ten „konkurencyjny” gaz od „konkurentów” Gazpromu musi zostać przetransportowany do Europy tymi
sami gazociągami a zatem ich koszty techniczne ktoś musi zapłacić.
24
Gazprom jest właścicielem największego na świecie systemu rurociągów o długości 160.000 km . Ale
tylko 63 % tej sieci ma wiek niższy niż 30 lat. Sieć ta przetransportowała w roku 2011 ok. 680 mld m3
gazu z czego „konkurenci” Gazpromu przesłali 81,5 mld m3 (w tym Novatek 29,3 mld m3 i Itera 22 mld
m3). Utrzymanie tej sieci to zużycie roczne 45 mld m3 gazu na tłoczenie – tylko przy cenach
rosyjskich to kwota rzędu 4 mld USD a wcenach rynkowych trzy razy więcej. W roku 2011 tylko 2,5 tys
km nowych gazociągów oddano do użytku a 432 km zrekonstruowano a zatem daje to odtworzenie
sieci jedynie z szybkością raz na 64 - 70 lat. To oznacza, iż nawet obecne nakłady nie są
wystarczające do utrzymania struktury wiekowej sieci bez zmian.
Ogólne nakłady inwestycyjne związane z transportem gazu w roku 2011 wyniosły 900 mld rubli i
wzrosły w stosunku do roku 2010 o 400 mld rubli. To oznacza, że koszt 1 km nowego gazociągu
magistralnego wraz z pompowniami i całości dodatkowego wyposażenia wyniósł nawet 320 mln rubli
za km [800 mld/2,5 tys km] a to oznacza koszt rzędu 10 mln USD za km.
Gdyby (teoretycznie) Gazprom chciał utrzymać średni wiek gazociągów tylko 45 lat to musiałby
rocznie budować nawet 3550 km magistralnych sieci rocznie co oznaczałoby konieczność ponoszenia
wydatków o 40 % większych czyli musiałby znaleźć dodatkowe 360 mld rubli w swoim budżecie. W
roku 2011 (dzięki decyzjom politycznym o podwyżkach cen gazu na rynek wewnętrzny) Gazprom
zdołał zwiększyć program inwestycyjny z 500 mld rubli (2010) do 900 mld (2011). Jednak są duże
wątpliwości czy politycy pozwolą Gazpromowi na dalsze zwiększanie rocznego poziomu inwestycji.
W moim oszacowaniu dopiero wydając 1260 mld rubli rocznie na inwestycje odtwarzające nie miałoby
miejsca starzenie się sieci, która jest krwiobiegiem całej gospodarki Federacji Rosyjskiej.
Pierwszy dowodem na to, że Gazprom nie ma zgody na ten wysoki poziom inwestycji jest informacja o
tym, że w 2013 ograniczono plany inwestycyjne Gazpromu do kwoty 22,6 mld USD (705,4 mld rubli).
24
158.200 km rurociągów na koniec 2011
14
Obejmują one przede wszystkim inwestycje na podłączenie zasobów pola Bovanenkovo na półwyspie
Yamal do systemu gazociągów tj. budowa rurociągu do Ukhta a potem dalej do Torzhok. Ponadto
planowana jest budowa gazociągu Gryazovets – Vyborg aby umożliwić rozbudowę Nord Stream.
Wyliczenie jaki jest minimalny koszt pozyskania nowych zasobów u Gazpromu jest znacznie
trudniejsze niż można sądzić. Należy tutaj doliczyć odpowiednio wysoką część kosztów odtworzenia
systemu gazowniczego w zakresie umożliwiającym eksploatację danego złoża np. przez średnio 15 –
18 lat. Jeśli zatem założymy, iż w uproszczeniu sieć 160.000 km gazociągów wymaga rocznych
nakładów odtworzeniowych w wysokości 1260 mld rubli a pozwala na przetłoczenie łącznie 660 mld
m3 gazu to koszt pozyskania jednego złoża, które eksploatowane będzie np. 15 lat w ilości np. 20 mld
m3 rocznie wynosić co najmniej:
koszty badań i inwestycji na samym złożu + 1260 mld rubli * (20 / 660) * 15 lat + koszty finansowe
procesu przygotowania do eksploatacji + opłaty za otrzymanie koncesji + łapówki jeśli są wymagane +
inne koszty itd. + dodatkowe wartości gazu i inne koszty tłoczenia przez 15 lat (co najmniej 45 mld m3
gazu dla przetłoczenia 660 mld m3) oraz koszty remontów i koszty odtworzenia systemu pompowania
policzone wcześniej.
Prosty szacunek tylko elementu związanego z kosztami systemu rurociągów pokazuje, że m3 gazu
eksportowanego czy sprzedawanego w Rosji z takiego przykładowego złoża poprzez system
rurociągów nie może kosztować mniej niż:
[(1 + 45/660) * ( 1260 mld rubli * (20/660) * 15 ) / (15 * 20 mld m3)] * 1000 = 2040 rubli na 1000 m3
gazu przy założeniu, iż cena nie zawiera w sobie w ogóle zwrotu z kapitału (wartości całego systemu
gazociągów) a jedynie utrzymanie go w sprawności. Jeśli jednak przyjąć, iż Rosja (w tym Gazprom,
tutaj to nie jest istotne do kogo trafią te kwoty!) ma prawo uzyskiwać zwrot np. w ciągu 35 lat z kapitału
jakim jest wartość tego systemu gazociągów to rocznie powinien on dodatkowo obciążać każdy 1000
m3 gazu tłoczonego systemem gazociągów kwotą minimum:
(1/35) * 160.000 km * 320 mln rubli /km / 660 mln m3 = 2216 rubli na 1000 m3
Suma ww. dwóch wartości daje minimalne koszty „rurociągowe” w cenie gazu z Rosji na
poziomie 4256 rubli czyli (przy kursie 30,4 rubla za USD) 140 USD za 1000 m3.
To nie jest polityka, to są realia ekonomiczne. Dla dowolnego producenta kopaliny ponoszenie tego
typu wydatków na utrzymanie tras transportu kopaliny do klienta ma sens ekonomiczny tylko w
sytuacji gdy ten klient lub podmiot tranzytujący gaz zgadza się na podpisanie umowy typu take-or-pay.
Co więcej fakt eksportowania rocznie 268 mld m3 gazu powoduje, że de facto koszty utrzymania sieci
są pokrywane wyłącznie przez odbiorców zagranicznych – widać to po strukturze cen w Rosji.
Jeśli w centrum Unii Europejskiej znaleziono by duże zasoby gazu łupkowego pozwalające nawet na
wydobycie i sprzedaż rocznie tylko 30 mld m3 (lub zaimportowano dodatkowe ilości LNG) to
automatycznie ceny na wewnętrznym rynku Rosji musiałby wzrosnąć o kolejne 25 USD za metr
sześcienny gazu czyli o dodatkowe 27 %. Dlaczego ? To proste, te 30 mld m3 daje przychód 12 mld
15
USD (30 * 400 USD) i trzeba by tę samą kwotę przerzucić na ceny gazu sprzedawanego na rynku
wewnętrznym czyli na te 470 mld m3 [jako dodatkowa opłata za odtworzenie stanu sieci płacona przez
dowolnego odbiorcę gazu] co daje dodatkowo 25,5 USD za 1000 m3. Zatem konkurencja na rynku
europejskim i spadek cen odbija się natychmiast na wewnętrznym rynku rosyjskim i zmusza władze
Federacji Rosyjskiej do podnoszenia cen dla klientów wewnątrz Rosji.
To są mechanizmy makroekonomiczne, które nie mają nic wspólnego z polityką czy demokracją w
danym kraju. Utrzymanie sieci gazociągów mającej 160.000 km kosztuje bez względu na to czy na
Kremlu jest car, prezydent, I sekretarz partii, naczelny imam czy też wybrana w pełni
demokratyczna władza. Każdy rząd mający tak dużą infrastrukturę, która wymaga stałych kosztów
staje się jej zakładnikiem – albo ją utrzymuje albo rozpada się ona z powodu bankructwa.
Dodatkowym ukrytym kosztem jest także pilnowanie tych gazociągów przed atakiem terrorystycznym i
prawdopodobnie można by przypisać na ten cel z 10 % całego budżetu sił specjalnych w Rosji.
Zasilanie gazem olimpiady w Sochi zrealizowano ponad 200 km podwodnym rurociągiem bo tylko
takie rozwiązanie jest w miarę odporne na te zagrożenia. 160.000 km gazociągów musi być dzień i
noc pilnowane a ewentualni terroryści muszą być neutralizowani zawczasu co w obecnej sytuacji
politycznej na południu Rosji staje się to coraz większym zagadnieniem kosztowym. Szacunkowo
koszt tego pilnowania to co najmniej 10 USD na każde 1000 m3 tłoczonego gazu ale ponosi go w
zasadzie nie Gazprom ale budżet Federacji Rosyjskiej.
Niezależni eksperci rosyjski mają wątpliwości czy Gazprom podoła inwestycjom na Wschodniej Syberii
gdzie powinien wydać ponad 140 mld USD przy budżecie rocznym na inwestycje tak małym jak w
roku 2013 (planowane tylko 23 mld USD na wszystkie potrzeby w Rosji plus South Stream). Jeśli
zacznie je realizować to minimalne koszty „rurociągowe” zbliżą się do 200 USD za 1000 m3.
Podobnie jest z polskim PKP, które w roku 1989 było przynajmniej dwa razy za duże pod względem
infrastruktury gdyż po prostu była to zapasowa infrastruktura na wypadek trzeciej wojny światowej
zbudowana na polecenie Układu Warszawskiego łącznie ze szpitalami kolejowymi i licznymi
zakładami naprawy taboru. Tak samo polski rząd nie potrafi sobie poradzić z tym systemem.
Warto też pamiętać, ze każda nowo budowana infrastruktura np. rurociągi Sakhalin – Khabarovsk –
Vladivostok wymagają dodatkowych inwestycji w złoża aby mogła być w pełni wykorzystana. Nie
opłaca się na takie odległości budować „małych” gazociągów i tłoczyć nimi np. 10 mld m3 gazu. Tutaj
była sytuacja, która groziła uruchomieniem rurociągu bez złóż bo dawne kierownictwo Gazpromu
zaczęło te inwestycje nie mając zapewnionych złóż do jej wykorzystania. W trybie awaryjnym kilka lat
temu „przydzielono” Gazpromowi nowe złoża bez przetargu bo groziła klapa polityczna z tą
inwestycją. Pomimo tego jest to inwestycja chybiona, gdyż zaprojektowano ją na eksport gazu do Chin
ale zbudowano bez kontraktu typu Take-or-pay. Teraz Chiny proponują cenę tylko rzędu 220 USD za
1000 m3 i taka cena pokryje tylko ułamek kosztów inwestycji w ten gazociąg. Z tego powodu
rozważana jest budowa terminalu LNG na końcu tej rury. Podobny błąd popełnił w przeszłości
Gazprom budując gazociąg z Kaukazu do Turcji, gdzie zaryzykował jego budowę bez kontraktu typu
Take-or-pay. Stąd okresowo nie jest on w pełni wykorzystany. Przez kilka lat po uruchomieniu
rurociągu Turcja brała gaz z Turkmenistanu poprzez Iran, dopóki „nieznane przyczyny” nie
spowodowały awarii głównej pompowni w Turkmenistanie. Po tej awarii eksport do Iranu spadł
16
dokładnie o połowę, czyli do poziomu potrzeb Teheranu i jego okolic. Obie te inwestycje Gazprom
musiał wykonać na polecenie „grupy trzymającej władzę” ale te sytuacje już nie będą powtórzone bo
po prostu brak już środków aby je popełnić.
Istnieje szansa, że Federacja Rosyjska zgodzi się za kilka lat aby używać ich systemu gazowego do
tranzytu gazu ale oczywiście koszt takiego tranzytu byłby ustalony na co najmniej 150 a może nawet
180 USD za 1000 m3 plus koszty techniczne transportu i ew. magazynowania „po drodze”. Gdyby
taką możliwość stworzono i byłyby odpowiednie gwarancje polityczne można by część gazu do Polski
sprowadzać negocjując wprost z rządami Centralnej Azji. Obie strony miałyby pożytek ekonomiczny
ale jest to jeszcze daleka przyszłość. Federacja Rosyjska uzyskałaby w ten sposób dodatkowe środki
na utrzymanie systemu gazowego, których zaczyna tam brakować.
Fikcja „zasobów”
W zestawienia złóż w posiadaniu obu spółek i PGNiG i Gazpromu są złoża, których eksploatacja
będzie znacznie droższa niż obecne ceny rynkowe. Są to co prawda złoża „potwierdzone” ale można
mieć wątpliwości czy i kiedy zostaną uruchomione.
Zatem podane w tabelach powyżej liczby są jak zwykle tylko pewnym przybliżeniem realnej sytuacji.
Najlepszym przykładem jak cena kopaliny powoduje istnienie lub nieistnienie zasobów jest złoże pod
Trzebinią mające 227 mln ton węgla. W 2000, przy ówczesnych cenach węgla uznano je za
nieekonomiczne i zlikwidowano kopalnię. Odpisano zasoby z przemysłowych do nieprzemysłowych
(skreślono je w ogóle z zasobów „proven” i „probable”). Teraz, przy cenach w roku 2013 te zasoby są
na tyle dobre, że złoże ponownie może stać się zasobami przemysłowymi.
Inwestorzy finansowi są coraz bardziej zaniepokojeni nie tym czy Gazprom odtwarza zasoby (bo je
odtwarza) ale tym czy nowo pozyskiwane zasoby dadzą przy obecnych cenach gazu i kosztach
transportu zysk dla akcjonariuszy.
Na rynku uranu panuje najbardziej przejrzysta sytuacja gdyż każdy podmiot, który chce pozyskać
finansowanie, pokazuje dokładnie ile jakich zasobów posiada z rozbiciem na różne przedziały cenowe
kosztów (w USD za funt). Można to przeczytać np. na www.sedar.com czyli portalu giełdy w Toronto.
Cła i podatki
Kolejny problem Gazpromu to fakt, iż eksportowany gaz jest obłożony cłem a także podatkami od
wydobycia – według raportu rocznego Gazpromu zapłacił on łącznie tych podatków 382 mld rubli z
czego szacunkowo 280 mld rubli w odniesieniu do gazu eksportowanego czyli średnio 1,04 rubla za
m3 (268,3 mld m3 eksportu wg raportu rocznego = suma eksportu do Europy i krajów byłego ZSRR)
co oznacza ok. 0,11 PLN w każdym metrze sześciennym gazu. Jako polscy odbiorcy możemy zatem
powiedzieć, iż w każdym metrze sześciennym gazu, który zużywamy ok. 11 groszy to cło i inne
podatki jakie nakłada na gaz rząd rosyjski i dodatkowo 2 gr to dywidenda dla właścicieli Gazpromu lub
16 groszy to dywidenda, którą Minister Skarbu Państwa zabiera z PGNiG. Tak wysoką dywidendę
właściciel PGNiG może zabierać gdyż inne organy rządowe od lat robią wszystko aby utrzymać
17
monopol tej firmy na rynku wewnętrznym. Dodatkowo także płacimy w Polsce polski VAT jeśli
jesteśmy indywidualnymi odbiorcami, którzy nie mogą sobie go odliczyć (szacunkowo 38 gr w 1 m3
podatku jakim obłożony jest gaz). Sumarycznie w Polsce z Zatem obie władze [Polski i Rosji]
podobnie zasilają się z rynku gazu na bardzo zbliżonym poziomie (16 gr) w przeliczeniu na 1
m3 czyli około 50 USD na 1000 m3 (bez wpływów z podatku VAT).
System podatkowy w Rosji będzie ulegał zmianie, pierwszy etap obowiązuje od 1 października 2011 a
drugi ma (teoretycznie) obowiązywać będzie już od 2015 roku. Także od stycznia 2012 nieco
zmodyfikowano tzw. podatek od wydobycia kopalin i obecnie (koniec 2011 roku) wynosi on 509 rubli
za 1000 m3 dla Gazpromu (622 w roku 2014), dla innych podmiotów wynosi 49 % stawek płaconych
przez Gazprom.
Uprzywilejowani odbiorcy
Gazprom ma także inne kłopoty i to poważne - jeden to nie płacący odbiorcy. Największym
politycznym problemem jest Mołdawia gdzie zaległości przekroczyły 4 mld USD za gaz zużyty głownie
przez elektrownię w Nadniestrzu, która w ponad 80 % energii zasila Mołdawię. Teoretycznie można po
prostu odciąć niepłacącego klienta ale w ten sposób otworzyłaby się puszka Pandory – całe
Nadniestrze po prostu stałoby się jednym wielkim bankrutem a ponadto znaczna część Mołdawii także
musiałby ograniczyć się do prymitywnej gospodarki. A poprzez Mołdawię (i Nadniestrze) idzie tranzyt
gazu do Bułgarii i Turcji. Ten geograficzny układ wykorzystuje z całą bezwzględnością grupa osób
sprawująca władzę w tzw. Republice Naddniestrza, która uważa, ze gaz im się należy (za darmo lub
po cenie „rosyjskiej”) gdyż po prostu jest to gaz z dawnego ZSRR, którego oni nadal są częścią (taka
jest ich ideologia). Gdyby Gazprom zostawił te prawie 0,5 mln rosyjskojęzycznych mieszkańców tego
obszaru bez gazu i energii elektrycznej to ataki nacjonalistów na rząd na Kremlu mogłyby znacząco
zmienić rosyjską scenę polityczną.
Opisywany przez polskie media konflikt z Białorusią już wygasł, po uporządkowaniu spraw
własnościowych Gazprom zamierza zainwestować i podnieść tranzyt przez ten kraj, może nawet o 15
mld m3 w ciągu kilku lat co dobrze wróży dla Polski. Zwiększony tranzyt przez Polskę to szansa na
normalne dogadywanie się co do cen i ilości bez obustronnego potrząsania szabelką.
Limit ceny gazu dla rynku wewnętrznego
Spółki rosyjskie mają obowiązek aby pozostawiać ok. 67 % gazu na rynku krajowym stąd gospodarka
Rosji ma dostawy gazu po stosunkowo niskich cenach – w roku 2011 zużyto 473 mld m3. Powoduje to
nieefektywność energetyczną – w użyciu są nawet bloki energetyczne zużywające o 40 % więcej gazu
niż nowoczesne obiekty.
18
Szacunkowa cena po jakiej PGNiG jest
zmuszany przez ograniczenia polityczne
Szacunkowa cena po jakiej Gazprom jest
>
do sprzedaży na rynek wewnętrzny to 180
- 200 USD
25
za 1000 m3
zmuszany przez ograniczenia polityczne
do sprzedaży na rynek wewnętrzny to 89,5
26
USD za 1000 m3
Z puli 473 mld m3 gazu jakie trafia na rosyjski rynek wewnętrzny kwotę ok. 280 mld m3 dostarcza
Gazprom a resztę inni dostawcy, wobec których ten przymus sprzedaży także jest stosowany.
Egzekutorem tego obowiązku jest właśnie Gazprom bo on ma monopol na ewentualną sprzedaż
eksportową.
Średnia cena sprzedaży przez Gazprom dla krajów dawnego ZSRR w roku 2011 to 289,5 USD za
1000 m3. Ale tak jak każda „średnia” nie pokazuje ona pełnego zróżnicowania. Obowiązuje tu prosta
zasada, jeśli można od kogoś ściągnąć więcej to takie są stawiane żądania. I nie ma polityki ale jest
bezwzględny biznes bo bez środków z eksportu cały system mógłby zawalić się jak domek z kart.
27
Za 9 miesięcy 2012 roku średnie ceny stosowane przez Gazprom kształtowały się w sposób
następujący:
•
Europa i inne kraje 11781 RUB za 1000 m3 , sprzedaż 111,4 mld m3 (za 9 miesięcy 2011
było 10816 i 114,8)
•
Kraje dawnego ZSRR 9531 RUB za 1000 m3, sprzedaż 47.9 mld m3 (za 9 miesięcy 2011 było
•
Rosja 2776,5 RUB za 1000 m3, sprzedaż 183 mld m3 (za 9 miesięcy 2011 było 2583 i 194,5)
7943 i 62,5)
Dane te wskazują na pewne zmiany:
•
nie pozwolono Gazpromowi na wzrost cen na rynku wewnętrznym w 2012 powyżej inflacji a
cena licząc po kursie 30,4 rubla za USD wynosi średnio tylko ok. 91 USD.
•
średnia cena w roku 2012 dla odbiorców europejskich wyniosła ok. 387 USD ale jak każda
średnia nie oddaje to zróżnicowania ze względu na porę roku i warunki dostawy.
•
przyrost cen dla krajów dawnego ZSRR był znaczny (o ok. 1600 rubli na 1000 m3 i znacznie
wyższy niż dla krajów europejskich (tylko ok. 960 rubli). Jeśli uwzględnić, że wśród krajów
dawnego ZSRR jest Białoruś o bardzo korzystnej cenie to praktycznie reszta krajów dawnego
ZSRR dostaje po cenach średnich podobnych do europejskich.
•
skutkiem ww. sytuacji rynkowej wzrosło zadłużenie Gazpromu aż o 12 % czyli o 122,8 mld
rubli do kwoty 1157,8 mld rubli na koniec września 2012.
25
Cena jest wyliczona według metodologii opisanej wcześniej tzn z doliczeniem zysku całej grupy
PGNiG jako tworzonego przez eksploatowany gaz.
26
27
Str 20 sprawozdania rocznego Gazpromu za 2011, w roku 2010 było to 75,6 USD za 1000 m3
Według Służby Celnej Federacji Rosyjskiej za cały 2012 eksport gazu wyniósł 178,7 mld m3 za
prawie 63 mld USD (średnio 352 USD za 1000 m3) oraz 21,4 mln m3 LNG za kwotę 4,7 mld USD.
19
Zatem wydobycie Gazpromu spadło o około 5-6 %.
A zatem i Kreml (prezydent Rosji) i ulica Chłodna w Warszawie (prezes Urzędu Regulacji Energetyki)
postępują jednakowo – zmuszają i zmuszali w przeszłości swojego głównego gracza na rynku gazu do
sztucznego utrzymywania cen na rynku wewnętrznym na poziomie nie pozwalającym na odtwarzanie
zasobów. Zamiast inwestować w nowe złoża w Polsce dotuje się rynek wewnętrzny i co gorsza
zwiększa zadłużenie. Różnica jest tylko jedna - gdyby nie eksport i zyski z tej działalności to w Rosji
nie byłoby możliwe sfinansowanie udostępnienia nowych złóż.
Warto pamiętać, że potępiany przez polskich polityków rurociąg Nord Stream nie daje żadnych
„nowych” dostaw gazu do Europy. Jest to tylko nowa infrastruktura zastępująca stare trasy bo
poprzednimi trasami producent gazu nie miał gwarancji, iż będzie mógł mieć kontrakty typu take-orpay. Ponadto „stare” trasy są zużyte technicznie a ich modernizacja wymagałaby współpracy wielu
krajów, które na to nie mają ochoty lub nie chcą za to zapłacić. Właśnie Nord Stream stał się
narzędziem wyegzekwowania ceny „rynkowej” od Ukrainy. Jeśli Ukraina rzeczywiście zmieni
dostawców gazu i urealni ceny na rynku wewnętrznym to z kolei połowa produkcji przemysłowej
wschodniej Ukrainy stanie się mało konkurencyjna w stosunku do fabryk rosyjskich. Widać to już w
roku 2012. Wschodnia Ukraina płaci duża cenę za swoją próbę uniezależnienia się od Rosji, można
przyjąć, iż produkcja przemysłowa spadnie a firmy ukraińskie przestaną być konkurencyjne wobec
rosyjskich np. na rynkach Centralnej Azji.
Program gazu łupkowego w Polsce pokazuje, że pierwsze optymistyczne szacunki zakładają
pozyskanie np. 2 mld m3 gazu przez okres np. 15 lat poprzez zainwestowanie minimum 5 mld PLN w
same wiercenia [150 odwiertów po 35 mln PLN] i pewnie z 2 mld PLN w dalsze prace. Przy
spodziewanych kosztach finansowych musi dać cenę gazu na poziomie min. 12 mld PLN (4 mld USD)
za 30 mld m3 czyli minimum 130 USD za 1000 m3 bez kosztów finansowych, zysku i wielu innych
składników ceny. To jest bardzo optymistyczne założenie bo może się okazać, iż będzie to większa
cena bo geologia jest nieprzewidywalna. Tu powstaje podstawowe pytanie – czy cena na gaz łupkowy
będzie także sztucznie ograniczana przez Prezesa URE i postanowienia ustawowe ? Jeśli tak to nigdy
tego gazu nie zobaczymy w realnych ekonomicznie ilościach.
Z drugiej jednak strony można wyobrazić sobie sytuację , że w obrocie na rynku będą w roku 2020
cztery rodzaje gazu – jeden po cenie 200 USD (ten ze złóż konwencjonalnych PGNiG ), drugi gaz
łupkowy po cenie np. 300 USD za 1000 m3, trzeci tj. gaz z importu ze wschodu po cenie 400 USD za
1000 m3 oraz czwarty czyli importowany gaz LNG po cenach zmiennych zależnych od rynku
światowego. W takiej sytuacji korupcja związana z otrzymaniem kontraktu na „dobry” gaz będzie
niezwykle duża. Prawdopodobnie będzie potrzebny system talonów i przydziałów na tańsze gatunki
gazu. Czy tak ma wyglądać rynek w świetle nowego Prawa gazowego aż do roku 2022 ? Jak w takich
warunkach można normalnie zaplanować poważną inwestycję w sektorze elektroenergetycznym ?
Odpowiedzialność konstytucyjna za zaniżoną cenę gazu.
W przypadku Rosji całość „dotowania” lokalnego rynku gazu jest w pełni dopracowana prawnie.
Poszczególne ograniczenia na taryfy wynikają z jasnych aktów prawnych. Można je jasno przeczytać
w prospektach emisyjnych a inwestorzy rozumieją, iż tak naprawdę mają do dyspozycji tylko część
zasobów.
20
W Polsce nie ma aktu prawnego zezwalającego Prezesowi URE na arbitralne ograniczanie cen gazu z
polskich złóż w kalkulacji taryf. Podobno istnieje jakiś dokument z posiedzenia Rady Ministrów ale nie
jest on chyba publicznie dostępny. Dopiero projekt nowego Prawa gazowego daje taką możliwość tak,
jakby ustawodawca wreszcie zrozumiał, iż to co dotąd się działo było poza prawem.
Rząd polski jest oskarżony o naruszenie dyrektywy 2003/55/WE z powodu utrzymywania taryf dla
odbiorców komercyjnych. Jednak Prezes URE nie może zastosować art. 49 ustawy Prawo
energetyczne (zwolnienie z obowiązku przedkładania taryf do zatwierdzenia) gdyż rynek nie posiada
cech właściwych dla rynku konkurencyjnego. Zamiast tego od maja 2012 Prezes URE forsuje pomysł
aby 70 % gazu było obowiązkowo przedmiotem obrotu na giełdzie. Jest to jednak kolejny absurd.
Oczywistym jest, iż każdy poważny kontrakt na dostawy gazu musi być w formule Take-or-pay.
Rynek jest niekonkurencyjny bo dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski, rząd musiał
zgodzić się na kontrakt typu Take-or-pay. Nawet jeśli znajdziemy stopniowo innych dostawców to też
to w znacznej mierze będą dostawy typu Take-or-pay.
Dyrektywa nie nakazuje obrotu giełdowego bo jej twórcy rozumieli tę cechę rynku gazu. Polska
gospodarka nie może być postawiona wobec ryzyka, że nagle 70 % rynku gazu dla odbiorców w
Polsce bazujące de facto na spotowym rynku gazu będzie miało ceny wahające się bez ograniczeń a
tak wygląda właśnie rynek spot. Rząd powinien stworzyć mechanizmy pośrednie tzn. takie, które nie
złamią już istniejących kontraktów ale stopniowo zamienią jeden „duży” kontrakt typu Take-or-pay na
kilka mniejszych od konkurencyjnych dostawców z różnych krajów i różnymi trasami dostaw ale też
typu Take-or-pay na przynajmniej 70 % volumenu zakupu.
Przyjęcie pomysłu Prezesa URE to prosta droga do sytuacji, w której PGNiG nie wypełni swoich
zobowiązań kontraktowych i zapłaci corocznie olbrzymią karę za nieodebrany gaz (prawdopodobnie
wprowadzenie tego typu systemu to kara za jakieś 2 mld m3 nieodebranego gazu czyli kwota nawet
500 - 800 mln USD). Umowy jakie zawarł PGNiG są umowami kluczowymi dla bezpieczeństwa
energetycznego kraju a to, iż zostały zawarte z mało przyjemnym dostawcą jest zupełnie nieistotne.
Są to umowy typu Take-or-pay bo takie się zawiera na całym świecie. To rząd polski negocjując
wejście Polski do Unii Europejskiej a potem w momencie przyjmowania dyrektyw unijnych popełnił
błąd i nie można doprowadzić do bankructwa PGNiG tylko dlatego, że jakiś ambitny urzędnik
państwowy chce wykonać w 100 % polecenia Komisji Europejskiej.
Trzeba powoli zmienić system, na końcu materiału proponuję konkretne rozwiązania. Szach Iranu też
chciał gwałtownie zmodernizować Iran i mamy tego dotkliwy rezultat.
Zarządzanie złożami
W szeregu rosyjskich przedsiębiorstw kierownicze stanowiska zaczynają zajmować stosunkowo
młode osoby, które rozumieją realia rynkowe, a przy tym są dobrze wykształcone w przemyśle
wydobywczym. Nowe projekty kopalń są przygotowane o klasę lepiej niż podobne projekty w Polsce.
Przykładowo w każdym projekcie starannie analizuje się wszelkie możliwe ryzyka i wycenia koszty
dodatkowe, tworzy prawidłowo rezerwy na przyszłe zamykanie kopalń, i precyzyjnie szacuje
strumienie przychodów. A podstawowy warunek to żelazna zasada, iż każdy nowo uruchamiany
projekt musi być oparty o wieloletnie kontrakty z odbiorcami.
21
Rosyjski koncern Rosneft dla zarządzania program gazu łupkowego na zachodniej Syberii wziął na
wiceprezesa doświadczonego eksperta z USA. Metoda „Zosi samosi”, którą widzimy w wykonaniu
polskich polityków i rozpaczliwe pomysły organizowania wszystkiego „polskimi” rękami to nie jest
dobre podejście dla programów wydobywczych tej klasy.
W Norwegii przez dziesiątki lat większość decyzji o systemie uruchamiania i opodatkowania złóż
została wypracowana przez zespół pod kierunkiem osoby, która pochodziła z rodziny królewskiej i nie
mogła odziedziczyć tronu tylko dlatego, że jej babka nie była mężczyzną. Norweski system dał
stabilne warunki dla wszystkich inwestorów a naruszenie tych warunków jest karane surowo a ci
inwestorzy, którzy popełnili tam błędy gorzko to odczuli.
Gdy Indie i Chiny nie chciały zaakceptować poziomu cen na miedź i uran to koncern BHP zawiesił
projekt rozszerzenia kopalni Olympic Dam. Ta akurat decyzja pomaga firmie KGHM, która miałaby
sporo kłopotów na rynku gdyby tak duże złoże miedzi i uranu ruszyło. Odbiorcy chińscy zorientowali
się bowiem, że mogą wygrywać różnych dostawców lepiej bo jest konkurencja, także z Polski
względem tego co żąda Australia. Te same Chiny zręcznie niemal zmonopolizowały rynek metali ziem
rzadkich potrzebnych dla elektroniki. Poza ich kontrolą zostały tylko niewielkie złożą w Kanadzie i
USA, na Grenlandii i w Afganistanie. Polska przegapiła jak zwykle swoją szanse bo w prowincji
Ghazni znajdują się jedne z najlepszych światowych złóż litu, którego eksploatacja mogłaby być
opłacalna. Ale o tym kto dostanie to złoże będzie decydował już niedługo nowy rząd talibów. Od tego
jak zręcznie ten nowy rząd talibów zagra na tym rynku może zależeć produkcja laptopów.
Jeśli polski rząd sztucznie ograniczy prawo koncesjonariuszy do zawierania wieloletnich kontraktów
typu Take-or-pay to utrudni finansowanie inwestycji w gaz łupkowy ale także uniemożliwi finansowanie
wysokosprawnych elektrowni opartych na blokach CCGT. Jeśli polski rząd będzie się wtrącał do
zarządzania projektami wydobywczymi i nakładał nierealne żądania np. sprzedaży tylko na giełdzie
gdzie odbiorcami będą jedynie spółki mające taryfy to cały system będzie działał wadliwie.
Kryptokomunizm przy formułowaniu prawa.
W XV wieku Polska opracowała doskonały (jak na ówczesne czasy) system negocjacji z niezależnymi
grupami gwarków. Eksploatacja soli, srebra, ołowiu, talu i innych cennych metali przynosiła dochody
skarbowi. Polskie prawo i zasady tych kontraktów były pierwowzorem światowego prawa w tym
zakresie i do dziś są one podstawą tysięcy inwestycji. Ale 600 lat później Polska ma kuriozalny
system, który będzie odstraszał poważnych inwestorów. Jest to chory i nielogiczny system, w którym
decyzja urzędnika z ulicy Chłodnej ograniczyć może każdemu inwestorowi cenę sprzedaży gazu do
200 USD za 1000 m3.
W wersji projektu ustawy Prawo gazowe z X 2012 widzimy zapisy:
•
definicja przedsiębiorstwa gazowniczego obejmuje też przedsiębiorstwo zajmujące się
wydobyciem gazu;
•
każdy inwestor w złoża gazu (łupkowego czy konwencjonalnego) będzie musiał sprzedawać
70 % gazu poprzez giełdę czyli de facto nie może podpisać umów wieloletnich typu Take-orpay z energetyką czy innymi odbiorcami, które gwarantowałyby mu opłacalność wydobycia
22
poprzez kontrakt;
•
art. 99 ust 2 nakazuje również przedsiębiorstwu wydobywającemu gaz poddanie się rygorom
stanu kryzysowego, o którym mowa w art. 82. Zatem w szczególnych wypadkach właściciel
złoża może w ogóle zostać pozbawiony praw np. odmowy jego uruchomienia o ile cena jest
zbyt niska
•
od art. 107 są opisane różne nierynkowe środki zapewnienia bezpieczeństwa;
•
Prezes URE w określonych wypadkach może wręcz zastąpić cenę sprzedaży gazu w taryfie
niepodlegającej zatwierdzenia, ceną określoną przez Prezesa URE;
•
Art. 166 daje szansę przedsiębiorstwu wydobywczemu aby być zwolnione z obowiązku
przedłożenia taryfy do zatwierdzenia ale nie jest to z mocy ustawy ale decyzja uznaniowa
Prezesa URE. Nie ma również tut zapisu, iż można by uzyskać taką decyzję „z góry”: przed
pierwszym odwiertem poszukiwawczym w poszukiwaniu gazu (czyli na wiele lat wcześniej
przed sprzedażą gazu).
Komunizm to „wspólna własność środków produkcji, dystrybucja przychodów w zależności od potrzeb
i pozycji socjalnej, zarządzanie poprzez rady i obowiązkowe dostawy”. Przedstawiona propozycja
traktowania złóż gazu spełnia praktycznie wszystkie definicje jakimi teoretycy określają założenia
gospodarcze komunizmu. Dodatkowo propagowanie komunizmu jest karalne a tutaj mamy to wprost w
propozycji ustawy. W tej sytuacji trudno oczekiwać aby nawet najbardziej przychylni Polsce inwestorzy
zainwestowali poważne środki gdy z góry wyznacza im się określone tak warunki.
W Rosji jest podobna sytuacja ale nie identyczna. Panuje zasada, iż ok. 65 % - 67 % gazu ma być
sprzedawane po niskich cenach na rynku wewnętrznym. Pozostałą ilość produkcji można eksportować
po cenach „rynkowych”. Czyli od początku każdy inwestor zna warunki gry.
Projekty LNG Gazpromu – krecia robota ?
Budowa zdolności do skraplania LNG jest kosztowna. Nowy projekt Queensland GLNG będzie
kosztował 1000 USD za tonę LNG zdolności do skraplania (ceny 2011).
W roku 2011 przetransportowano na rynkach światowych 240,8 mln ton [532,35 mld m3] LNG co
stanowi wzrost aż o 9,4 % z czego aż 61,2 mln ton było na kontraktach spot lub krótkoterminowych co
stanowi wzrost aż o 50 %. Jedną z przyczyn było przesunięcie dostaw do Japonii po trzęsieniu ziemi.
89 terminali LNG do regazyfikacji ma wydajność aż 690 mln ton rocznie na koniec 2011 co oznacza
średnie wykorzystanie terminali jedynie w 35 %. Natomiast terminale do skraplania LNG miały
zdolność 278 milionów ton co daje wykorzystanie prawie ponad 95 % (niektóre były oddane do użytku
w samym 2011 roku).
Rosja w 2011 wyeksportowała tylko 23,4 mld m3 gazu w postaci LNG ale zamierza istotnie zwiększyć
eksport za kilka lat o prawie 100 mld m3 (projekty Yamal LNG i Vladivostok LNG). Jeśli tendencja
utrzyma się to za 10-15 lat nastąpią istotne zmiany.
Jednocześnie rusza kilkanaście projektów LNG w Australii, siedem z nich osiągnęło już etap
ostatecznej decyzji o realizacji (“FID stage”), są to Gorgon, Prelude, Wheatstone, Ichthys, Queensland
23
Curtis LNG (QCLNG), Gladstone LNG (GLNG) oraz Australia Pacific LNG (APLNG) i te projekty
prawie na pewno wejdą na rynek w 2018. Dodatkowo osiem następnych jest na etapie przygotowania
i planowania.
Na razie realnie koszty utrzymania i modernizacji istniejącej sieci gazociągów w Rosji ponoszone są
de facto przez klientów odbierających gaz w Europie. 30 mld USD (900 mld rubli) zużyte na inwestycje
w roku 2011 to de facto po ok. 141 USD/1000 m3 od każdego z 212 mld m3 gazu wyeksportowanego
do „dobrych” klientów. Zatem Europa płaci za utrzymanie na minimalnym poziomie zdolności całego
systemu gazowniczego Rosji. Jeśli sytuacja ekonomiczna Europy pogorszy się a dodatkowo znajdą
się na jej terenie jakieś istotne złożą gazu łupkowego to natychmiast ciężar utrzymania sieci
gazociągów będzie w większym stopniu musiał ponieść klient rosyjski. Jeśli Gazprom oraz inne
podmioty rozwijać będą dodatkowo też eksport gazu LNG to automatycznie same sobie podetną
dochody z transportu gazu „rurociągowego” i nie jest jasne kto będzie wykładał spore środki na sieć
gazociągów wewnętrznych.
Mam wątpliwości czy władze na Kremlu rozumieją co im szykuje zarząd Gazpromu (a także inne
spółki, które chcą budować terminale LNG w Rosji). Nieubłagane są prawa dot. ekonomii
infrastruktury. Albo płaci się na utrzymanie infrastruktury w całości albo w pewnym momencie
przestaje ona działać całkowicie. Zezwolenie na eksport poprzez LNG z Yamalu czy z całości złoża
Shtokman czy z Władywostoku to będzie początek rozpadu jednolitego systemu gazu w Federacji
Rosyjskiej. Gazprom poprosił w styczniu 2013 o ulgi podatkowe na cele inwestycji w złoże Shtokman i
w duży terminal LNG. Novatek próbuje uzyskać zgodę na własny import przez terminal LNG z
Yamalu. Inne firmy też naciskają w tej sprawie. System trzeszczy i grozi mu poważny kryzys.
Również dla zysku Gazprom zamierza skierować na eksport złoże Chayanda o zasobach rzędu 1300
mld m3 po realizacji inwestycji za co najmniej 38 mld USD. I to złoże będzie eksportowane jako LNG
(poprzez dedykowany tej tylko inwestycji gazociąg) a więc nie doda środków na utrzymanie
jednolitego systemu gazowniczego.
Jeśli Gazprom wyda na budowę zdolności eksportowych 100 mld m3 LNG kwotę rzędu 45,2 mld USD
[1000 USD/tonę * 100 mld m3/ 2,2107 mldm3/milion ton LNG] to praktycznie zdejmie tę kwotę z
inwestycji w gazociągi wewnętrzne w Rosji. Podobnie z jego konkurentami, którzy też zbudują takie
terminale.
Nie można już podnieść cen dla Europy bo tu już jest „ściana”. Ponadto jak widać z ww. przeliczeń
dostawienie do światowego rynku LNG nowych linii do skraplania gazu jest działaniem globalnie
hamującym wzrost cen na tym rynku. A w tym samym momencie pogarsza to dochody Gazpromu i
innych podmiotów ze sprzedaży gazu ”rurociągowego”. Te zdarzenia zmuszą za parę lat władze Rosji
do drastycznych podwyżek cen gazu na rynku wewnętrznym (ze względu na koszty przesyłu).
Ponadto ze względu na niskie ceny na rynkach LNG gracze w Rosji zaczynają wypychać na te rynki
najlepsze części posiadanych złóż a zatem średnia koszt/zasoby dla pozostałych złóż w Rosji zacznie
rosnąć chyba, że odkryje się nowe zasobne złoża a to jest mało prawdopodobne. Przypuszczam, że
władze na Kremlu widzą co szykuje im ich najważniejsza spółka pod względem makroekonomicznym i
świadczą o tym różne półoficjalne informacje.
24
Jest to klasyczna sytuacja, iż opłacalna ekonomicznie dla danego podmiotu inwestycja może
być nieopłacalna gdy rozpatrywać ją w skali całego kraju, uzależnionego w swych dochodach
od istnienia określonej infrastruktury. Jeszcze kilka lat temu w Gazpromie dominowały projekty
nieopłacalne ekonomicznie ale opłacalne z przyczyn politycznych. Teraz jest odwrotna sytuacja tzn.
nowe projekty Gazpromu rozbijają podstawy istniejącego systemu, gdyż spółka walczy o zyski dla
swoich akcjonariuszy. Teoretycznie można sobie wyobrazić, iż władze Rosji nałożą dodatkową opłatę
rzędu 80 - 110 USD od każdego eksportowanego 1000 m3 gazu jako LNG na pokrycie kosztów
utrzymania systemu gazowniczego w Rosji ale to nie jest realne ekonomicznie przy aktualnych cenach
na rynku LNG.
Projekty PGNiG – krecia robota ?
11 stycznia 2012 roku PGNiG podpisał umowę zakupu praktycznie 100 % akcji Vatenfall Heat Poland
za cenę 3,017 mld PLN. Przy ówczesnym kursie PLN/USD jest to kwota 859 mln USD [3.492
PLN/USD]. Inwestycja jest być może opłacalna (przy tej cenie) dla PGNiG. Jest to jednak inwestycja
szkodliwa z punktu widzenia makroekonomicznego Polski. Zamiast inwestować w nowe złoża (w
Polsce gazu łupkowego lub za granicą w złoża konwencjonalne i/lub wykupić prawo do skraplania
gazu w którymś z terminali nowo planowanych np. Queensland LNG czy ośmiu nowych planowanych
w Australii gdzie bez trudu można wejść jako udziałowiec projektu jeśli ktoś ma realną gotówkę) to
kontrolowana przez Państwo spółka wydała środki po to, aby inwestor państwowy (szwedzki) uzyskał
dobrą stopę zwrotu z kapitału z projektu prywatyzacyjnego, w którym ugrzązł z powodu swojej
nieudolności. Środki te miała z taryf zatwierdzonych przez Prezesa URE.
Przy cenach budowy terminali do załadunku LNG jakie były w 2010-2011 za ww cenę można było
uzyskać prawo do załadunku minimum 0,5 mld m3 gazu LNG przez okres kilkudziesięciu lat.
Alternatywnie kwota ta była wystarczająca do wejścia inne dochodowe projekty gazowe, nawet w
rejonie Europy, północnej Afryki czy Azji.
Poziom inwestycji PGNiG w roku 2012 jest niewielki jeśli chodzi o kwestie wydobywcze. Struktura
inwestycji (bez ww. zakupu „złomu energetycznego”) jest następująca: 1,3 mld zł to inwestycje w
gazociągi dystrybucyjne, 600 mln zł w budowę podziemnych magazynów gazu, a 1,1 mld zł na
poszukiwania ropy i gazu w Polsce i za granicą. Około 1 mld zł wyniosą z kolei inwestycje dotyczące
wydobycia ropy i gazu, z czego większość pochłonie budowa kopalni Lubiatów-Międzychód-Grotów.
Kluczowy polski koncern „wydobywczy” inwestuje de facto tylko 2,1 mld zł w złoża a znacznie więcej
wydaje na to, aby „biedni” szwedzcy obywatele mieli dobry zwrot z kapitału. Za środki pozyskane ze
sprzedaży rząd szwedzki zintensyfikuje inwestycje w swój sektor energetyczny i poprawi
bezpieczeństwo energetyczne, które jest zagrożone z powodu zamykania elektrowni jądrowych.
System ekologicznego zarządzania
W 2011 roku Gazprom osiągnął certyfikat ISO 14001:2004. PGNiG Oddział w Zielonej Górze też
posiada ten certyfikat w zakresie poszukiwania, zagospodarowania, oraz eksploatacji złóż,
bezzbiornikowego magazynowania w górotworze itp. Brak danych w jakim stopniu reszta spółki
PGNiG zamierza pozyskać certyfikację.
25
Polityka kadrowa
W grudniu 2012 Gazprom ogłosił, że nowym szefem całości poszukiwań gazu będzie młody
energiczny absolwent z Taszkientu. Życiorys tego nowego dyrektora [Prospective Development
Department] http://www.gazprom.com/press/news/2012/december/article153500/ pokazuje publicznie,
że jest on 28 lat związany z analizą złóż. Co ciekawe nie jest to Rosjanin ale przedstawiciel innej
narodowości. Jest to typowe, że gdy potrzeba osoby do strategicznego myślenia poszukuje się jej
spośród innych narodowości dawnego imperium rosyjskiego. Ponadto młodego bankowca,
urodzonego w Tiumeniu w rodzinie „naftowej”, który przez wiele lat prowadził sprawy kredytów dla firm
naftowych, postawiono na czele zespołu, który ma decydować o kierunkach inwestycji. Ta polityka
kadrowa pokazuje, iż spółka zamierza aktywnie walczyć z opisanymi wyżej problemami.
PGNiG – nie podaje publicznie życiorysu swojego szefa poszukiwań (dyrektora ?). Nie posiada
obecnie wiceprezesa ds. złóż co jest kuriozum w skali światowej dla koncernu tej klasy. Podejmowane
decyzje o inwestycjach są delikatnie mówiąc, mało optymalne biznesowo. Być może właściciel kiedyś
to zrozumie i będzie chciał mieć tutaj, jak to jest w Gazpromie czy KGHM, prawdziwych menedżerów.
Ale byłoby bardzo trudno wytłumaczyć osobie z doświadczeniem międzynarodowym, że ma odkrywać
jak najmniej złóż bo ich wydobycie pogorszyłoby wyniki ekonomiczne spółki.
Rekomendacje
Należy oszczędzać obecnie polskie złoża a zachęcać do importu gazu, przynajmniej do czasu gdy
będą pozyskane nowe zasoby. Obecnie politycy nawołują aby zwiększyć wydobycie tu i teraz jak
najszybciej – to błędna strategia !. Należy także jak najszybciej ograniczyć ukrytą dotację polegająca
na zaniżaniu ceny z polskich złóż po to aby ich nie zużywać tak dużo bo zaczyna to być już
niebezpieczne. Wprowadzony w Polsce od 1.10.2012 podwyższony limit obowiązkowego zapasu gazu
(do 30 dni) powoduje, że będzie mniej pojemności magazynowej dla konkurencyjnych importerów.
Rozwikłanie „dotacji” do rosyjskiego gazu można zrobić na kilka sposobów. Ale bez rozwikłania tego
supełka NAJPIERW mówienie o jakiejkolwiek „Mapie drogowej uwolnienia cen gazu ziemnego” jest to
fantastyka polityczno-ekonomiczna. Uwolnienie cen jest możliwe ale dopiero gdy posprzątamy bagno,
w którym polskie złoża tkwią od kilkunastu lat. Jeśli zrobimy to za wcześnie to będziemy mieć na
własną prośbę poważne kłopoty.
Pierwsza metoda:
Można w nowym prawie gazowym przewidzieć zapłatę przez PGNiG (np. od 2014) roku nowego
podatku w wysokości 80 - 90 % nadwyżki nad kwotę 220 USD za 1000 m3 wartości sprzedanego
gazu ze złóż krajowych. Wtedy PGNiG mógłby (bez wywoływania zaburzeń na rynku akcji)
utrzymywać ceny swojego gazu na poziomie 90-95 % ceny gazu rosyjskiego a cały rynek uległby
normalizacji. Bez takiej normalizacji planowanie dużych nakładów na gaz łupkowy jest zaprzeczeniem
sensu ekonomicznego. Jednocześnie z momentem wprowadzenia ww. podatku należy ustawowo
pozbawić Prezesa URE prawa decydowania o cenie gazu z polskich złóż po to, aby inwestorzy w
sektorze gazu łupkowego mieli pewność, iż ten topór nie zostanie nigdy użyty ponownie.
26
Druga metoda:
Można nakłonić „politycznie” Prezesa URE aby zmienił swoje postępowanie i np. ogłosił, że np. w
ciągu pięciu lat rocznie będzie zbliżał o 1/5 cenę gazu z polskich złóż do ceny światowej. Czyli
powinien przyznać publicznie, że zmienia swoje w ten sposób swoje dotychczasowe pozaprawne
postępowanie.
W ten sposób rynek stopniowo się uporządkuje, pochowane („zachomikowane”) złoża lub złoża
obecnie nieekonomiczne, stopniowo wejdą na rynek. Jednocześnie znormalizuje się sytuacja w
zakresie tego, że otworzy się swoboda konkurencji w imporcie gazu. Oczywiście odpowiednio
należałoby ustalić wzrost obowiązku obrotu przez giełdę ale zawsze nie może to być więcej niż np. 25
% czyli powinien ten obowiązek wzrastać co 5 % rocznie przez ww. siedem lat.
Ta druga metoda to niestety natychmiastowy wzrost wartości PGNiG i kursu jego akcji a zatem
zarobią Ci, którzy wcześniej będą wiedzieć o takiej decyzji. Pierwsza metoda jest lepsza bo
neutralna wobec giełdy i inwestorów. Obie są bolesne dla odbiorcy gazu.
Niezależnie od wyboru metody będzie trzeba wprowadzić wyższą o 25 gr/m3 cenę w okresie
największego zużycia tzn. wtedy gdy Polska musi używać gaz z magazynów lub gdy musi kupować
gaz po cenie wyższej. Nie należy ukrywać, iż de facto w umowie PGNiG – Gazprom jest „zaszyta”
cena za magazynowanie w okresie zimowym tzn. umowa składa się jakby z dwóch części o różnych
cenach w zależności od tego czy gaz jest odbierany w sezonie grzewczym czy nie. Nie można zatem
porównywać cen jakie płaci np. Łotwa mająca magazyn gazu o pojemności większej niż całe zimowe
zużycie z ceną, jaką płaci Polska bo to zupełnie inne warunki zakupu.
Takie podniesienie cen w okresach zimowych spowoduje szybkie przechodzenie do ciepła sieciowego
i da realną możliwość budowy bloków parowo-gazowych. Ponadto stanie się opłacalne budowanie
nowych magazynów gazu oraz zwiększy się tranzyt przez Polskę. Dość szybko okaże się zasadnym
budowa drugiego terminalu LNG bo być może będzie to opłacalne. A także wielu odbiorców szybko
zacznie montować inteligentne liczniki dla gazu bo nie bardzo będą chcieli biegać z odczytami stanu
licznika.
Jeśli Polsce się uda udokumentować istotne złoża gazu łupkowego to należałoby skopiować wiele
elementów polityki gazowej Rosji:
•
trzeba w nowym prawie wprowadzić monopol na ewentualny eksport gazu,
•
należy utrzymywać ceny dla odbiorców zewnętrznych na poziomie zbliżonym do konkurencji
(Rosji czy Norwegii),
•
powinno się finansować całość infrastruktury z jednego źródła przychodów,
•
należy domagać się od każdego dużego odbiorcy wieloletnich kontraktów typu take-or-pay,
•
trzeba wprowadzić czytelny system opodatkowania itd. itp.
Rozliczenie kosztów inwestycji w infrastrukturę przesyłową i w zapewniające bezpieczeństwo (dwa lub
trzy terminale przeładunku LNG) powinno mieć miejsce przez jedno konto i jeden podmiot powinien
mieć prawo do takiej opłaty nałożonej na rynek jako całość. Ponadto rząd powinien zmusić wszystkie
27
podmioty działające na rynku gazu do publikowania corocznie stanu zasobów ale zweryfikowanego
według reguł międzynarodowych (tak jak robi to Gazprom, KGHM, Novatek, Rosneft i inne czołowe
światowe podmioty wydobywcze) – jak to osiągnąć ? to proste: Główny Geolog Kraju powinien wpisać
to jako obowiązek dla posiadacza koncesji !. Ponadto istotny jest tzw. stopień zastąpienia zasobów
czyli ich odtwarzania. W stosunku do zasobów potwierdzonych („proven”) powinny one być minimum
15-krotnie większe niż roczne wydobycie.
Ponadto trzeba odwrócić poglądy obecnie dominujące – należy wydobywać naszego gazu
stosunkowo niedużo tak, aby zawsze te zasoby były gwarancją lepszych negocjacji i pozycji w
przyszłości. Podobnie postępował rząd Saddama Husajna, który mając doradztwo szeregu dobrych
ekspertów ograniczał wydobycie i inwestycje aby nie doprowadzić do zbicia ceny na ropę. Z tego
powodu Irak ma ciągle jedne z największych zasobów ropy naftowej i zaczyna ją eksploatować ale
robi to oszczędnie. Podobnie jest na rynku ropy naftowej w Rosji gdzie konsolidacja TNK BP z
Rosneftem ma na celu przede wszystkim zablokowanie konkurencji rosyjsko-rosyjskiej na światowym
rynku ropy naftowej. Na rynku diamentów Rosja i właściciele firmy kontrolującej resztę rynku dogadali
się i pilnują aby nie za dużo kamieni trafiło na rynek.
Dla obserwatorów sceny gospodarczej jest jasne, że los polskiej energetyki jest teraz w rękach
nielicznej grupy w Polsce, która będzie decydować o tym co naprawdę będzie robione. Uważam, że
kierunek przyjęty przez „grupę trzymającą władzę” w polskim sektorze gazu jest częściowo błędny
merytorycznie w kilku istotnych elementach. Z tego co się orientuję to ta „grupa trzymająca władzę”
nie znajduje się w ogóle w PGNIG bo ta spółka po prostu działa w zewnętrznym systemie, którego
sama nie może zmienić. Zarząd PGNiG, tak jak widzę to z zewnątrz, jest ubezwłasnowolniony w tej
kluczowej kwestii i czeka na decyzje władz politycznych.
Zobaczymy co urodzi się jako wynik prac nad Prawem gazowym oraz nad ustawą o gazie
niekonwencjonalnym ale podejrzewam, iż będzie to kolejny potworek jak na filmach grozy.
13 luty 2013
28