„Sukces zmącony geopolityką”. Niezależny Operator GTS Ukrainy [ANALIZA]

Długie narodziny

Przebieg procesu tworzenia niezależnego operatora GTS Ukrainy (OGTS) to historia wzlotów i upadków, postępów i ich imitacji, współpracy środowisk gazowych oraz obstrukcji ze strony przeciwników przemian. A wszystkiemu towarzyszyło bardzo istotne tło, jakim były relacje gazowe Ukrainy z Rosją i zobowiązania wynikające z kontraktów gazowych 2009 roku, których kres dobiegł 1 stycznia 2020 roku.

Serial „unbundling po ukraińsku” de facto rozpoczął się jeszcze za rządów Wiktora Janukowycza. We wrześniu 2010 roku zakończono negocjacje o przyłączeniu się Ukrainy do Umowy o Stworzeniu Wspólnoty Energetycznej (weszła w życie 1 lutego 2011 roku). To wówczas formalnie Kijów po raz pierwszy wziął na siebie zobowiązania dotyczące tworzenia rynku gazu w zgodzie z przepisami obowiązującymi w UE. Kolejny etap to podpisanie we wrześniu 2014 roku Umowy stowarzyszeniowej Ukraina-UE, zapisy której potwierdzały zobowiązania Ukrainy w zakresie reform sektora gazowego.     

W kwietniu 2015 roku Rada Najwyższa Ukrainy przegłosowała fundamentalny dla losów operatora dokument – ustawę „O rynku gazu ziemnego”. Należy jednak zaznaczyć, że kulturę tworzenia prawa nad Dnieprem charakteryzuje „ramowy styl” ustaw pozostawiający bardzo dużą część „napełnienia” treścią aktom wykonawczym. Dlatego najtrudniejszym etapem była implementacja ustawy.   

Mimo, że jeszcze w drugiej połowie 2016 roku Gabinet Ministrów Ukrainy zatwierdził rozporządzeniami plany działań dotyczące wyodrębnieniu działalności przesyłowej i magazynowania gazu ziemnego, dokumenty te bardzo długo pozostawały na papierze. De facto zadanie polegało na stworzeniu niezależnej spółki poprzez wyodrębnienie ze struktury Naftohazu (jego spółki córki Ukrtranshaz) operatora sieci przesyłowej. Wszystko to wiązało się z koniecznością uregulowania szeregu kwestii o charakterze technicznym. Podział majątku i kolektywu pracowniczego, wyzwania związane z osobnym funkcjonowaniem GTS i przechowalni, brak stosownych regulacji w Kodeksie GTS – każdy z tych etapów był drogą przez mękę. Na trudności formalne nałożył się czynnik polityczny – konflikt na linii rząd-Naftohaz. Wreszcie, ostateczny wyrok Trybunału Arbitrażowego w Sztokholmie dotyczący kontraktów gazowych Naftohazu z Gazpromem z lutego 2018 roku uzależnił utworzenie operatora od dobrej woli Gazpromu, co oznaczało, że mógł rozpocząć pracę najwcześniej 1 stycznia 2020 roku, czyli po wygaśnięciu kontraktów.

Do pierwszej połowy 2019 roku Naftohaz zajmował się, zatem wyłącznie pracami przygotowawczymi, choć miały one znaczenie bardzo istotne. Praktycznie przygotowano zaplecze techniczne do unbundling, co pozwoliło (po resecie politycznym w 2019 roku) wyjść na ostatnią prostą tworzenia operatora w drugiej połowie roku. Finisz był o tyle nerwowy, że toczył się na tle negocjacji z Gazpromem dotyczących dalszych losów przesyłu rosyjskiego gazu do krajów UE i Turcji przez terytorium Ukrainy. W ciągu zaledwie kilku miesięcy władzom ukraińskim udało się zmienić model rozdziału właścicielskiego z OU na ISO, przegłosować pakiet zmian do kilkunastu ustaw i wreszcie w grudniu 2019 roku uzyskać certyfikat regulatora ukraińskiego, a potem europejskiego (ACER).  W efekcie tych wysiłków, a także podpisanych 30 grudnia nowych kontraktów, 1 stycznia 2020 roku OGTS rozpoczął pracę. Zwieńczenie procesu otworzyło nowy rozdział w historii sektora gazowego Ukrainy.

Go West!  

Nowe umowy tranzytowe całkowicie rozwiązały ręce OGTS w zakresie integracji z gazowymi rynkami Europy Środkowej. Działalność operatora w tym roku pokazuje, jak szybko OGTS zdołał pogłębić integrację z operatorami państw sąsiadujących z Ukrainą od Zachodu. Można tu wymienić trzy ściśle ze sobą związane aspekty.

Po pierwsze, po upływie 9 miesięcy br. OGTS przyjął 15 mld m3 gazu z kierunku europejskiego, czyli aż o 28% więcej niż przed rokiem, gdy i tak „na potęgę” napełniano magazyny gazu obawiając się kolejnej wojny gazowej z FR. Przy czym z tych wolumenów import stanowi tylko 30% - reszta, to gaz kompanii europejskich tłoczony do ukraińskich magazynów w trybie tzw. składu celnego. Ukrtranshaz (obecny operator przechowalni gazu na Ukrainie) zwolnił firmy zagraniczne z opłat celnych i pobiera standardowe opłaty za przechowywany gaz. Tak atrakcyjna oferta cieszy się sporym zainteresowaniem firm zachodnich. Zyskuje na tym OGTS, który tłoczy w jedną bądź drugą stronę więcej surowca. Według danych na 1 października w trybie składu celnego przechowywanych jest 11 mld m3 gazu, z czego gaz firm zagranicznych stanowi 9,7 mld m3.

Po drugie, OGTS zastosował dodatkowe i dopełniające argumenty zachęcające firmy zachodnie do tłoczenia gazu do ukraińskich przechowalni. Najważniejszy z nich to uruchomienie usługi short-haul – atrakcyjnej pod względem wysokości taryfy usługi oferowanej przez OGTS, pozwalającej na przesył gazu przez terytorium Ukrainy między państwami ościennymi Europy Środkowej (Polski, Słowacji, Węgier i Rumunii), w tym z wykorzystaniem przechowalni gazu w trybie składu celnego – bez opłat celnych. O skuteczności oferty OGTS świadczy fakt, że według stanu na początek października na mocy tej usługi przesłano 5,9 mld m3. Skorzystało z niej 29 firm, w większości zagranicznych. Przy czym korzystanie z short-haul miało w ciągu roku stałą tendencję wzrostową. Jeśli w pierwszym kwartale przesłano w ramach usługi tylko 70 mln m3 gazu, a w drugim 1,7 mld m3, to w trzecim kwartale wolumeny te wzrosły do 4,2 mld m3.

Po trzecie, udało się uruchomić wirtualne punkty odbioru gazu. Z 15 mld m3 gazu zatłoczonych zza zachodniej granicy, 6,8 mld m3 (46%) stanowił gaz pozyskany dzięki tzw. wirtualnemu rewersowi (backhaul). Stosowne umowy podpisano z operatorami systemów w Polsce, Słowacji i na Węgrzech. Ten czynnik wzmacnia elastyczność i ułatwia współpracę OGTS z operatorami systemów środkowoeuropejskich. W połączeniu z pozostałymi wymienionymi wyżej elementami sprzyja postępom integracji ukraińskiego rynku gazu z europejskim. Symbolicznym tego potwierdzeniem jest pozyskanie przez OGTS w kwietniu 2020 roku statusu członka-obserwatora w ENTSOG, a także podpisanie w październiku 2020 roku wspólnego Memorandum między WE, ukraińskim regulatorem i OGTS o współpracy w tworzeniu, rozwoju i poprawie płynności rynku gazowego na Ukrainie.  

Zredukowany tranzyt

Na mocy nowego kontraktu tranzytowego podpisanego 30 stycznia 2019 roku OGTS ma zapewniony dochód niezależnie od rzeczywistego przesyłu rosyjskiego gazu do Europy za 65 mld m3 gazu w 2020 roku (ze sztywnym wolumenem dobowym – 178 mln m3) i po 40 mld UAH w latach 2021–24 (110 mln m3 na dobę). W okresie styczeń-wrzesień rzeczywiste wolumeny przesłanego gazu z Rosji na zachód były jednak niższe i stanowiły 39,5 mld m3, czyli 81% od zakładanych w kontraktach. To mniej niż w roku ubiegłym o 40%.

Jednocześnie od 1 października jest obserwowany tranzyt rosyjskiego gazu zgodnie z założeniami kontraktu lub nawet z niewielką nawiązką. Zanosi się na to, że co najmniej w przyszłym roku dochody OGTS z tranzytu będą wyższe od zagwarantowanych w kontrakcie. W świetle trudności z zakończeniem NS2 i europejskimi odnogami TurkStreamu Gazprom może potrzebować znacznie większych przepustowości ukraińskiej GTS niż zakontraktowane 40 mld m3. A za nadwyżkowe wolumeny będzie płacił znacznie drożej – zgodnie z taryfą wyznaczoną przez ukraińskiego regulatora. Wielkość tych wolumenów zależy od terminu oddania do eksploatacji drugiej nitki TurkStream na pełną przepustowość. Wydaje się, że w 2021 roku Gazprom będzie zmuszony skierować na kierunek ukraiński około 50 mld m3. To dodatkowe dochody dla OGTS.

Warto jednak zaznaczyć, że są to zaledwie taktyczne korzyści. Na skutek pięcioletnich kontraktów na tranzyt, Kijów zaprzepaścił szanse na długoterminowy sukces tranzytu przystając na przesył wolumenów gazu satysfakcjonujących Gazprom. Oczywiście ostateczne oceny będą możliwe dopiero po wyjaśnieniu niewiadomych związanych z dokończeniem i funkcjonowaniem TS i NS2, ale teraz Ukraina już nie ma wpływu na losy tych gazociągów https://www.energetyka24.com/porozumienia-gazowe-rosji-i-ukrainy-remis-czy-odlozona-porazka-analiza . 

Wszystko to osłabiło interes firm zachodnich do inwestowania w ukraińską GTS, co mogłoby służyć jako ważny element zachowujący duże wolumeny tranzytowe. Zaledwie pięcioletnia perspektywa ujęta w kontraktach i malejące wolumeny nie sprzyjają zachęceniu inwestorów. Ponadto udział w tranzycie, obok OGTS, Naftohazu, dodatkowo odstrasza potencjalnych graczy.    

Co dalej?

OGTS operuje gazociągami o łącznej długości 33 tys. km., 57 stacjami kompresorowymi i prawie 1 400 stacji dystrybucji gazu. Zatrudnia 11 tys. pracowników. W świetle zredukowanego tranzytu oraz niejasnych jego perspektyw na okres po 2024 roku, aktualności nabiera kwestia zmniejszenia mocy przesyłowych GTS. Może ona obecnie służyć do tranzytu 146 mld m3 gazu. Poza wszelką wątpliwością jest fakt, że tranzyt nie wróci do skali obserwowanej np. w 2019 roku (90 mld m3). Tak duża ilość stacji kompresorowych i gazociągów będzie zatem zbędna, a w przypadku realizacji scenariuszy niekorzystnych dla Ukrainy przewidujących ukończenie budowy i eksploatację TS i NS2 redukcja mocy przesyłowych powinna być jeszcze większa. Dlatego bardzo interesującym jest to, czy i jak OGTS szykuje się do rzeczywistości po 2024 roku.  

W marcu 2020 roku ukraiński regulator zatwierdził „Plan Rozwoju GTS Ukrainy na lata 2020-2029” (TYNDP). Zgodnie z ustawą „O rynku gazu ziemnego”, operator jest zobowiązany do jego corocznego przedkładania regulatorowi.  Dokument był w znacznej mierze współtworzony przez Ukrtranshaz i OGTS (jeszcze w statusie filii UTH) w okresie, gdy niejasnym były parametry tranzytu po 2019 roku. Dokument jest jeszcze echem lat ubiegłych, co odnajduje odzwierciedlenie w proponowanych pracach modernizacyjnych.

Po pierwsze, głównym wnioskiem wypływającym z analizy treści dokumentu jest zdecydowane dążenie OGTS do pogłębienia integracji z krajami Europy Środkowej przy jednoczesnym zwiększeniu elastyczności ukraińskiej GTS. Pierwszym kierunkiem rekonstrukcji systemu jest określona kreacja możliwości przesyłu gazu na kierunku transbałkańskim – „do” i „z” Bułgarii i Rumunii. Istniejące na tym szlaku gazociągi w związku z zakładaną całkowitą realizacją Turk Streamu mają być bezużyteczne dla przesyłu rosyjskiego gazu w kierunku południowym. Dlatego planowany jest przesył tym szlakiem nierosyjskiego gazu w obydwu kierunkach – z południa na północ i odwrotnie. Końcowym rezultatem ma być osiągnięcie przepustowości gazociągu w obydwu kierunkach sięgającej 20 mld m3 rocznie. Projekt ma pozwolić na uzyskanie możliwości dostarczania gazu do konsumentów w Europie Środkowej lub Południowej w zależności od koniunktury. Dotyczy to np. dostępu rynku ukraińskiego do gazu z regionu Morza Kaspijskiego. Obecnie możliwości przesyłu w obydwu kierunkach sięgają 5 mld m3 rocznie. Pod koniec sierpnia br. OGTS przyjął pierwszy gaz z Gazociągu Transbałkańskiego.

Ponadto OGTS planuje zwiększenie możliwości przesyłowych w innych punktach z Rumunią (Siret-Chotyń o przepustowości 7,7 mld m3 rocznie w kierunku Rumunii i 5,1 mld m3 w kierunku Ukrainy) oraz Węgrami (zwiększenie możliwości do 19,5 mld m3 rocznie). Jednak w pierwszym przypadku projekt jest na etapie badania potencjalnego popytu, a w drugim decyzji o inwestycji nie podjął operator węgierskiego systemu FGSZ LTD.    

TYNDP wymienia także projekty rekonstrukcji 5 stacji kompresorowych, z których tylko jeden został rozpoczęty (Bar w obwodzie winnickim), a drugi ma wystartować w najbliższym czasie (Jahotyn na Kijowszczyźnie). Trzy inne stacje czekają na ostateczne decyzje o inwestycjach. Zakładana jest także rekonstrukcja gazociągu Szebełynka-Słowiańsk służącego do przesyłu gazu rodzimego wydobycia. Te plany pozwalają na wysnucie drugiego wniosku, że Ukraina modernizuje infrastrukturę, która i tak pozostanie w użyciu niezależnie od losów tranzytu. 

W kontekście redukcji tranzytu znacznie ciekawsze są założenia projektu aktualizowanego TYNDP na lata 2021–2030. Są w nim wyraźnie dostrzegalne elementy przygotowań do nowej rzeczywistości. Jest to zresztą odzwierciedlone w tekście, który zawiera kilka ciekawych parametrów:

• Konsumpcja gazu na Ukrainie w 2035 roku ma się wahać od 26,7 mld m3 do 31,4 mld m3 rocznie, a scenariusz bazowy zakłada potrzeby na poziomie 29,4 mld m3 rocznie;
• Tranzyt w zakresie ujętym w kontraktach z grudnia 2019 roku (65 mld m3 w 2020 roku, a w latach 2021–2024 roku – 40 mld m3 rocznie)
• Realizacja Turk Stream (europejskich odnóg) pod koniec 2020 roku i Nord Stream-2 w 2022 roku
• Tranzyt rosyjskiego gazu w trzech scenariuszach (w zależności od sukcesów gazociągów omijających) po 2024 roku: Optymistyczny, zakładający zwiększenie wolumenów do 65 mld m3 rocznie; umiarkowany – z obniżką do 35 mld m3 rocznie i pesymistyczny – całkowity brak tranzytu.

Projekt zaktualizowanego TYNDP wymienia działania modernizacyjne o łącznej wartości 39 mld UAH (około 1,5 mld USD). Oprócz tego, że do 5 stacji kompresorowych przewidzianych do rekonstrukcji dodano jeszcze 4, Makohon zapowiada, że OGTS stopniowo będzie rezygnować z 60–70% mocy stacji kompresorowych. Z przedstawionych w TYNDP planów wynika, że 16 stacji kompresorowych ma zostać zakonserwowana, a moce kolejnych 13 mają być ograniczone co najmniej w połowie (przy czym część z nich ma pozostać w rezerwie tak, jak kolejnych 15 stacji). Przy czym warto dodać, że z 57 istniejących stacji kompresorowych 15 i tak podlega całkowitej wymianie ze względu na stan techniczny, a kolejnych 7 wymaga remontu kapitalnego. Oznacza to, że część z nich i tak byłaby zakonserwowana – niezależnie od wolumenów tranzytu po 2024 roku. Z ilości i usytuowania stacji zaplanowanych do konserwacji wynika trzeci wniosek: Kijów pozostawia sobie furtkę do tranzytu maksymalnie 65 mld m3 gazu. De facto, zatem OGTS, z jednej strony nie wyklucza całkowitego braku tranzytu po roku 2024 i buduje wstępne plany na taką ewentualność, a z drugiej nie traktuje tego, jako faktu obserwując rozwój wydarzeń.

Wnioski

Stworzenie i początek działalności (sprawnej) operatora sieci przesyłowej Ukrainy to historia sukcesu. Nowy podmiot wpisał się bez problemu w trudną architekturę gazową w Europie Środkowo-Wschodniej, a także zdołał opracować i wdrożyć procedury wewnętrzne pozwalające na płynne funkcjonowanie. Biorąc pod uwagę rozmiary GTS Ukrainy oraz formalne rozdzielenie GTS i magazynów gazu kreujące wyzwania technologiczne, a także moment na jaki przypadł start pracy OGTS (negocjacje tranzytowe z FR), to spory sukces.

OGTS w ciągu zaledwie dziewięciu miesięcy zdołał istotnie pogłębić integrację ukraińskiego systemu z systemami państw ościennych na granicach zachodnich Ukrainy. Dokumenty strategiczne operatora nie pozostawiają wątpliwości – zamierza on w dalszym ciągu dążyć do integracji rynku ukraińskiego z rynkami państw położonych na zachód od Ukrainy.

Nowe warunki kontraktów tranzytowych de facto uprzedmiatawiają OGTS. Jeśli do końca 2019 roku Ukraina miała w ręku poważny atut (długoterminowy kontrakt na przesył rosyjskiego gazu), to od stycznia br. wolumeny przewidziane w kontraktach odzwierciedlają życzenie Kremla. Ponadto, udział w tranzycie nie tylko OGTS, ale też Naftohazu dodatkowo osłabia (jeśli nie przekreśla) szanse na pozyskanie inwestora zachodniego do ukraińskiego operatora, o którego zabiegano w ostatnich kilku latach. Znaczenie geopolityczne operatora ukraińskiej sieci przesyłowej uległo znaczącej redukcji, a na jego utrzymanie na obecnym poziomie (czyli fiasko gazociągów omijających) Kijów praktycznie nie ma już wpływu i musi liczyć na skuteczność Waszyngtonu, Warszawy oraz innych przeciwników NS2 i TS.

Plany strategiczne OGTS biorą pod uwagę te uwarunkowania. Operator rozpisuje scenariusze działań w trzech głównych wariantach: zachowaniu tranzytu na tegorocznym poziomie (czyli fiaska NS2 i drugiej nitki TS), redukcji do poziomu 40 mld m3 rocznie i całkowitego zaprzestania tranzytu. Przy czym uruchomiono realizację planów, których końcowym celem będzie odzwierciedlenie brak perspektyw na tranzyt przekraczający 60 mld m3 rocznie.