Bezpieczeństwo dostaw gazu do Polski

W 2012 r. roczne polskie zapotrzebowanie na gaz wyniosło 15,8 mld m3. Wydobycie krajowe błękitnego paliwa oscylowało wokół 4,4 mld m3. Struktura importu przedstawiała się natomiast następująco: z kierunku wschodniego pobieraliśmy 9 mld m3 surowca (punkty dostępowe Tietierowka, Kondratki, Wysokoje, Hrubieszów, Drozdowicze), z Niemiec w ramach umów rynku unijnego 1,7 mld m3 (połączenie w Lasowie, Bornicka-Police), a z Czech 555,7 mln m3 (interkonektor w Cieszynie).

Polska posiada kilka narzędzi antykryzysowych na wypadek wybuchu konfliktu gazowego i możliwości zakłócenia dostaw realizowanych z terytorium Białorusi i Ukrainy. Przede wszystkim w magazynach gazowych co roku przechowywane jest do 2,7 mld m3 gazu (Mogilno, Wierzchowice, Daszewo, Bonikowo, Kosakowo, Swarzów, Brzeźnica, Strachocina, Husów). Mogłyby one wraz z dostawami z Zachodu stabilizować niedobór surowca w razie gdyby wstrzymano dostawy od strony ukraińskiej (2,65 mld m3 jest presyłane przez Drozdowicze). Jeżeli natomiast konflikt gazowy objąłby również Gazociąg Jamalski biegnący przez obszar białoruski można byłoby skorzystać z tzw. fizycznego rewersu tej rury. Innymi słowy odwrócono by ciąg dostaw, z tym że w takim trybie przepustowość wynosiłaby około 5,5 mld m3. Wraz z dużym wydobyciem krajowym narzędzia antykryzysowe dają więc Polsce teoretycznie duży zapas komfortu.

Kluczowe zmiany w branży gazowej w 2015 i 2016 r.

Niestety w ubiegłym roku spółka Gaz System poinformowała, że dostawy gazu od strony Niemiec do Polski mogą być zagrożone w momencie wystąpienia przerw w imporcie surowca rosyjskiego. Niemieckie prawodawstwo dało bowiem pierwszeństwo działaniom służącym napełnianiu gazem lokalnych magazynów (w większości kontrolowanych przez Gazprom na mocy wymiany aktywów tego koncernu ze spółką BASF). Dopiero w drugiej kolejności realizowany będzie przesył do krajów ościennych. Sprawa ta jest obecnie dyskutowana w Polsce.

Rewolucją w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski jest bliskie już oddanie do komercyjnego użytku terminala LNG w Świnoujściu. Jego zdolności regazyfikacyjne będą wynosić 5 mld m3 gazu. Jednak żadna tego typu infrastruktura na świecie nie wykorzystuje więcej niż 20-30% swoich mocy (wynika to z faktu niskiego zakontraktowania tego typu instalacji). Nadużyciem jest więc twierdzenie, że zapewni on 1/3 potrzebnego Polsce gazu. Poza tym zastosowana w nim technologia powoduje, że przekształcenie skroplonego surowca w stan gazowy wymaga podgrzewania palnikami SCV, które zużywają w procesie spalania jego część – dostarczany wolumen jest więc uszczuplany.

Kluczowe zmiany w zakresie bezpieczeństwa gazowego Polski do 2020 r.

Najważniejszą zmianą w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu do Polski w nadchodzących latach będzie rozbudowa terminala LNG w Świnoujściu tak, aby osiągnął on moce regazyfikacyjne rzędu 7,5 mld m3 rocznie. Takie działanie nie tylko zwiększyłoby możliwości obiektu (jak na warunki europejskie jest on dość mały), ale także zoptymalizowało go finansowo. Spekuluje się, że jego roczne utrzymanie może kosztować nawet 800 mln zł rocznie. Stosowne decyzje w zakresie rozbudowy terminala mają zostać podjęte wiosną br. Gotowe jest już studium wykonalności inwestycji.

W swoim expose premier Beata Szydło zapowiedziała powstanie drugiego terminala w Polsce. Miałaby to być jednostka pływająca typu FSRU – analogiczna do stacjonującej na Litwie. Jej portem docelowym miałby być Gdańsk. Ostatnie doniesienia prasowe sugerują, że moce regazyfikacyjne FSRU mogłyby wynieść 1,5 mld m3 rocznie. Projekt miałby realizować Lotos, jednak to teza kontrowersyjna z przyczyn finansowych (koncernu raczej na to nie stać). Stąd informację o nowym gazoporcie łączy się ze spekulacjami na temat możliwej fuzji Lotosu np. z PGNiG.

Ciekawie prezentuje się zaangażowanie PKN Orlen w Kanadzie. W wyniku przejęcia spółki Kicking Hourse Energy płocki potentat nabył 11% udziałów w projekcie budowy terminala LNG „Goldboro” w Nowe Szkocji. W 2016 r. ma zostać podjęta decyzja o budowie obiektu. W 2021 miałby on uzyskać operacyjność. Planowane moce regazyfikacyjne obiektu to 13,5 mld m3. Zaangażowana w projekt spółka Chaniere Energy ma już zgodę na eksport LNG do Europy i co ciekawe prowadzi wstępne rozmowy z władzami polskiego gazoportu w Świnoujściu.

Istotną zmianą poprawiającą bezpieczeństwo gazowe Polski ma być rozbudowa magazynów gazowych. Plany takie zamierzał wdrażać rząd PO/PSL zapowiadając zwiększenie powierzchni magazynowej z 2,65 mld m3 do 4,8 mld m3 w 2020 r. Magazyn w Wierzchowicach miałby zyskać 800 mln m3 pojemności, w Mogilnie-230 mln m3, w Strachocinie-840 mln m3, w Kosakowie 125 mln m3. Oprócz tego miałby zostać oddany do użytku obiekt w Kopalni Soli Lubień (160 mln m3). Taka infrastruktura nie tylko poprawiłaby bezpieczeństwo dostaw, ale także mogła przekształcić Polskę w tzw. hub gazowy, a więc regionalne centrum jego magazynowania i obrotu. Taka strategia wydaje się logiczna biorąc pod uwagę położenie państwa polskiego i powstające na jego obszarze gazociągi i połączenia gazowe. Problem w tym, że podobne aspiracje mają Niemcy (to jeden z powodów inicjowania projektu Nord Stream 2) i posiadający największą ilość podziemnych magazynów w Europie Ukraińcy. Kijów próbuje notabene lansować inicjatywę magazynowania gazu z krajów wyszehradzkich w swoich obiektach po wybudowaniu bardziej efektywnego interkonektora z Polską.

Ilość powstającej w Polsce infrastruktury robi wrażenie. Na szczególną uwagę zasługują jednak projekty regionalne. W ramach powstającego Korytarza Północ-Południe planuje się połączenie terminala LNG w Świnoujściu z krajami środkowoeuropejskimi i Chorwacją, gdzie ma powstać gazoport Adria na wyspie Krk. Ta sieć to kluczowa inwestycja nie tylko w kontekście bezpieczeństwa gazowego Europy Centralnej, ale także optymalizacji finansowej świnoujskiego obiektu. W ramach przyjętej strategii do 2020 r. mają powstać interkonektory: polsko-czeski i polsko-słowacki. Na ten sam rok planowane jest także połączenie Polska-Litwa, które zintegruje kraje bałtyckie z UE. Będzie ono mieć duże znaczenie także w kontekście działającego w litewskiej Kłajpedzie pływającego terminala LNG typu FSRU. Ostatnią planowaną inwestycją, w sprawie której dopiero rozpoczęto rozmowy, będzie rozbudowa mocy przesyłowych na granicy polsko-ukraińskiej. Jej głównym przeznaczeniem będzie prawdopodobnie dostarczanie gazu z Zachodu nad Dniepr.

Na rynku gazu nie próżnuje także kapitał prywatny. Wymuszona przez UE liberalizacja stopniowo osłabia pozycję dotychczasowego monopolisty – spółki PGNiG. Dzięki temu możliwa jest działalność takich podmiotów jak Duon, który sprowadza na własną rękę duże ilości gazu rosyjskiego, w obrębie tego wolumenu znajduje się także LNG z obwodu kaliningradzkiego transportowane do Polski cysternami. Innym przykładem – na większą skalę – działań prywatnego biznesu jest spółka Polenergia, która chciałaby zbudować nowy polsko–niemiecki interkonektor. Chodzi o odgrzanie starych planów Aleksandra Gudzowatego tj. Gazociągu Bernau-Szczecin. Rura ta miałaby mieć dużą przepustowość rzędu 5 mld m3. Z projektem wiążą się liczne kontrowersje. Wielu ekspertów podkreśla, że rurociąg powstałby bardzo blisko gazoportu w Świnoujściu i mógłby zagrozić rozwojowi tej infrastruktury. Chodzi o zdolności przesyłowe sieci znajdującej się w województwie zachodniopomorskim, która jest skrojona na miarę terminala LNG (notabene w okolicy być może powstanie również Gazociąg Baltic Pipe do Danii). Po drugie, Bernau-Szczecin najprawdopodobniej byłby zasilany gazem z Nord Stream 2, jego zdolności dywersyfikacyjne byłyby więc dyskusyjne. Po trzecie, problematyczna jest struktura własnościowa takiej rury. Zwyczajowo właścicielem połączeń transgranicznych jest operator państwowy, jednak czy w takim wypadku sprawa opłacałaby się Polenergii, która zainwestowałaby w rurę własne pieniądze?

Kolejnym elementem, o którym należy wspomnieć w kontekście bezpieczeństwa gazowego Polski jest gaz łupkowy. W najbliższych tygodniach przewidywany jest nowy raport Państwowego Instytutu Geologicznego, który potwierdzi, że tego typu surowca jest nad Wisłą sporo (nieoficjalnie 500 mld m3). Będzie stwarzać to dużą szansę dla kraju, jeżeli projekt będzie kontynuowany po okresie spadków cen ropy, uda się przyciągnąć zachodni kapitał, bez którego nie sposób wykonać dużej liczby odwiertów (jeden to koszt 60 mln zł) i uporządkuje się prawo (brak ustawy węglowodorowej). Istniejące odwierty testowe dają przepływ gazu rzędu 11-15 tys. m3 dziennie. Nie jest on satysfakcjonujący, ale nawet przy takich parametrach 500 odwiertów to 2,5 mld m3 surowca rocznie. A przecież prawdziwe odkrycia łupkowe dopiero przed nami, do tej pory wykonano symboliczną ilość prac. Jest ona w zestawieniu z USA znikoma – choć Polska to w tym zakresie lider w Europie.

Odnosząc się do zmian na polskim rynku gazowym warto wspomnieć również, że do 2020 r. szacunkowy wzrost popytu na „błękitne paliwo” wyniesie 17,1 mld m3 surowca w związku z budową elektrowni gazowych w Gorzowie Wielkopolskim, Stalowej Woli i Włocławku. Docelowo może to być znacznie więcej jeśli rząd będzie przewidywać dla „błękitnego paliwa” większą rolę w miksie energetycznym kraju. Jest to możliwe ze względu na jego niską emisyjność i wzrastające wymogi unijnej polityki klimatycznej.

Rekomendacje:

• Kluczowa w nadchodzących latach jest pozytywna decyzja o rozbudowie terminala LNG w Świnoujściu. Dzięki temu nie tylko zwiększy on swoją moc, ale także zostanie zoptymalizowany finansowo. Inne zalecane działania to rozbudowa zdolności dla uruchomienia usług: przeładunku LNG na mniejsze gazowce, bunkrowania statków, pozyskania zdolności kogeneracyjnych, regazyfikacyjnych poprzez technologię ORV (ogrzewanie gazu wodą morską), czy odbioru dostaw latem (gdy są niskie ceny) i ich magazynowania do zimy (gdy jest drogo). Konieczne wydaje się również wprowadzenie specjalnego dodatku do taryfy gazowej na potrzeby funkcjonowania obiektu.
• Do czasu zakończenia procesu optymalizacji finansowej świnoujskiego terminala nowy rząd powinien wstrzymać plany budowy drugiego gazoportu w Gdańsku. Finalizacja działań zmierzających do jego urentownienia pokaże jakie środki będzie trzeba realnie przeznaczyć na bezpieczeństwo gazowe w zakresie utrzymania obiektów regazyfikacyjnych. Sukces optymalizacji finansowej nie jest oczywisty. Poza tym może okazać się, że rozbudowa terminala w Świnoujściu, rozwój połączeń transgranicznych i realizacja projektu Baltic Pipe (gazociągu na norweski gaz w kierunku Danii) spowodują, że realizacja inwestycji w Gdańsku okaże się niepotrzebna.
• PKN Orlen powinien kontynuować swoje zaangażowanie w projekt „Goldboro” i dokładać starań by został on zrealizowany. Perspektywa importu LNG z Kanady wydaje się atrakcyjna. Ponadto aktywność kanadyjska może pozwolić polskiej spółce na pozyskanie niezbędnego know-how w segmencie łupkowym.
• Kompatybilna wobec gazoportu jak i szerokiego spektrum bezpieczeństwa gazowego jest kwestia rozbudowy infrastruktury Korytarza Północ-Południe. Zoptymalizuje on rynki gazowe w Europie Środkowej poprzez dostęp do LNG i stworzy możliwości wzajemnej pomocy w sytuacjach kryzysowych.
• Nowy rząd powinien podtrzymać decyzję o rozbudowie krajowych magazynów gazowych i dążyć do zbudowania nad Wisłą tzw. hubu. Nie powinien natomiast uczestniczyć w projekcie lokowania gazu na Ukrainie. Ukraiński hub będzie konkurencją dla polskiego, poza tym sytuacja państwa ukraińskiego pozostaje niepewna ze względu na konflikt z Rosją i działania dywersyjne wymierzone w infrastrukturę krytyczną – w tym gazociągi.
• Postępująca liberalizacja rynku gazowego w Polsce powinna skłonić władze do zabezpieczania interesu energetycznego państwa. Przede wszystkim konieczna jest tzw. „socjalizacja” kontraktów PGNiG (jamalskiego i katarskiego), które ze względu na obciążenie polityczne każą tej firmie ponosić duże koszty i zmniejszają jej konkurencyjność wobec podmiotów zagranicznych. Dlatego potentat musi zostać wzmocniony mechanizmami wsparcia. Jednocześnie konieczne jest blokowanie inicjatyw prywatnych, które mogą szkodzić bezpieczeństwu energetycznemu państwa. Dlatego tak ważne jest by rząd stawiał przede wszystkim na rozwiązania służące realnej dywersyfikacji gazu, a nie dywersyfikacji pozornej (np. z kierunku niemieckiego, gdzie kupowany jest de facto gaz z Nord Stream).
• W przypadku gazu łupkowego konieczne wydaje się kontynuowanie projektu mimo kłopotów związanych z niskimi cenami ropy. W omawianym okresie kluczowe jest wdrożenie odpowiednich rozwiązań prawnych m.in. upraszczających uzyskiwanie pozwoleń koniecznych dla uruchomienia prac. Gdy ropa zdrożeje rząd powinien natomiast zachęcić do powrotu duże koncerny zagraniczne, ponieważ bez nich wykonanie odpowiedniej ilości odwiertów przez krajowe firmy wydaje się niemożliwe.
• Władze powinny również spróbować wykorzystać możliwości jakie daje tzw. Unia Energetyczna. Chodzi m.in. o możliwość budowania dobrowolnych grup zakupowych i negocjowanie poprzez nie nowych kontraktów z Gazpromem. Wspólne negocjowanie umów LNG wydaje się mniej sensowne. Po powstaniu Gazociągu Polska-Litwa możliwe byłoby takie działanie w odniesieniu do gazoportu w Kłajpedzie. Niemniej wydaje się ono pozbawione większego sensu ponieważ jest to obiekt konkurencyjny wobec świnoujskiego terminala, który czeka optymalizacja finansowa.
• Władze powinny dołożyć wszelkich starań, aby działania Komisji Europejskiej wymierzone w Gazprom okazały się dla niego dotkliwe. Chodzi przede wszystkim o nałożenie ścisłego gorsetu prawnego na Nord Stream 2, utrzymanie status quo w obrębie Gazociągu OPAL, z którego Rosjanie chcieliby korzystać w 100% oraz odpowiedni wydźwięk śledztwa antymonopolowego, którego wyniki nie opublikowano do tej pory z korzyścią dla Gazpromu.

Bezpieczeństwo dostaw ropy naftowej

Według danych Polskiej Izby Paliw Płynnych w 2012 r. polskie zużycie ropy naftowej wyniosło ponad 25 mln ton, z czego 24,6 mln ton stanowił import w 97% realizowany poprzez ropociąg Przyjaźń biegnący z Rosji.

Istniejący w gdańsku naftoport zabezpiecza bezpieczeństwo krajowe w zakresie dostaw „czarnego złota” – jego zdolności przeładunkowe to 34 mln ton rocznie. Operatorem wspomnianej infrastruktury jest spółka Naftoport należąca do PERN Przyjaźń. Obecnie zakończył się pierwszy etap budowy nowego terminala naftowego. W jego ramach powstały zbiorniki magazynujące o pojemności 375 tys. m3 (docelowo zostaną zbudowane także zdolności magazynowe dla produktów ropopochodnych tj. dodatkowe 375 tys. m3). Zwiększone zostaną także zdolności przeładunkowe obiektu. Działania te poprawią rentowność naftoportu tworząc z niego zaczątki hubu naftowego i otwierając go na współpracę z firmami tradingowymi.

Importowana do Polski ropa trafia przez Ropociąg Przyjaźń lub naftoport do dwóch polskich rafinerii w Gdańsku (Grupa Lotos) i w Płocku (PKN Orlen). Pierwsza posiada zdolności przerobowe rzędu 10,5 mln ton rocznie i może być zaopatrywana bezpośrednio od strony morza (została zbudowana w epoce Edwarda Gierka, aby przetwarzać surowiec z Iranu). Drugi z wymienionych zakładów ma zdolności przerobowe na poziomie 16 mln ton rocznie i także posiada możliwość importu surowca znad Bałtyku dzięki Rurociągowi Pomorskiemu (może on funkcjonować w dwóch kierunkach – to tzw. rewers). Oba zakłady petrochemiczne są przystosowane do przerobu ropy rosyjskiej (mocno zasiarczonej, kwaśnej) i czerpią z tego tytułu dochody. Chodzi o tzw. dyferencjał – surowiec z Rosji jest bowiem tańszy od reprezentatywnej dla światowych rynków naftowych mieszanki Brent z Morza Północnego. Niemniej wspomniane rafinerie mogą również przerabiać inne typy ropy np. z Bliskiego Wschodu. Zarówno Lotos jak i Orlen korzystają zresztą z takich możliwości. Pod koniec ubiegłego roku zakupiły one po okazyjnych cenach surowiec z Arabii Saudyjskiej korzystając z zawirowań na światowych rynkach.

Mechanizm zabezpieczającym dostawy ropy do Polski to nie tylko naftoport i posiadający rewers Rurociąg Pomorski. To także magazyny ropy naftowej. PERN posiada bazy w Gdańsku (całkowita pojemność 900 tys. m3), Płocku (1,464 mln m3), Adamowie (770 tys m3).

Polska jest członkiem Międzynarodowej Agencji Energetycznej. Nakłada to na nią obowiązki takie jak utrzymywanie 90 dniowych zapasów obowiązkowych ropy (gromadzą je spółki i Agencja Rezerw Materiałowych) czy przygotowywanie mechanizmów na wypadek kryzysów naftowych. Jednocześnie przynależność do wspomnianej organizacji daje komfort dostaw interwencyjnych ze strony członków organizacji na wypadek nagłego przerwania łańcucha dostaw.

Kluczowe zmiany w zakresie dostaw ropy do Polski w 2015 i 2016 r.

Ubiegły jak i bieżący rok charakteryzuje się –podobnie jak w sektorze gazowym- dużymi zmianami w zakresie bezpieczeństwa dostaw ropy do Polski.

Przede wszystkim chodzi o gwałtowne spadki cen ropy jakie miały miejsce na świecie. Wywołała je postępująca rewolucja łupkowa w USA, dzięki której kraj ten stał się największym producentem ropy. Zagroziło to pozycji tradycyjnych potęg naftowych skupionych w OPEC. Arabia Saudyjska postanowiła zareagować na zachodzące zmiany i rozpoczynając wojnę cenową zwiększyć swój udział w rynkach. Działania te uderzyły zarówno w amerykańskie łupki jak i stanowiły ruch wyprzedzający zniesienie sankcji zachodnich nałożonych na Iran, a więc wejście „do gry” kolejnego potężnego gracza. W efekcie Saudyjczycy po raz pierwszy w historii pojawili się nad Bałtykiem, a więc na rynku zdominowanym przez Rosjan. Polskie koncerny zaczęły natomiast nabywać pierwsze dostawy ropy z Półwyspu Arabskiego (jesień 2015 r.). Należy jednak podkreślić, że transakcje spot nie mogły przerodzić się od razu w kontrakty długoterminowe. Rijad to wytrawny gracz, który rozpoczął dopiero testowanie rynku. Import przez Polskę nie wystarczy by zaangażował się w regionie na stałe – wiele będzie zależeć od sytuacji międzynarodowej i zainteresowania zakupami od Saudów ze strony Szwecji i Finlandii, które zaopatrują się u Rosjan.

Czynnik Saudyjski odegrał niemniej ważną rolę w procesie negocjowania nowego kontraktu długoterminowego PKN Orlen z rosyjskim Rosnieftem. Pod koniec grudnia płocki gigant poinformował o podpisaniu aneksu do umowy z potentatem z Rosji. Porozumienie zawarto na trzy lata, zapewnia ono dostawę od 18 mln ton do 25,2 mln ton ropy naftowej poprzez ropociąg „Przyjaźń”. Wartość kontraktu to 26 mld zł. Warto przypomnieć, że poprzednia umowa z Rosnieftem opiewała na około 46 mld zł w zamian za dostawy 18 mln ton ropy. W tle dużego porozumienia parafowano także mniejsze ze spółką Tatneft Europe AG. Przewiduje ono dostawę surowca w ilości od 3,6 mln ton do 7,2 mln ton, a szacunkowa maksymalna wartość kontraktu wyniesie około 7,4 mld złotych.

Oba porozumienia to duży sukces Polski. Możliwość zakupu „od-do” daje Orlenowi dużą elastyczność, a także sporo miejsca na zamówienia z Bliskiego Wschodu (setki tysięcy ton). Innymi słowy będzie można przetestować nowych dostawców (także w kontekście infrastruktury przesyłowej i przerobowej), a w przyszłości -jeśli będą już na to gotowi- zawrzeć z nimi umowę długoterminową. Równocześnie uzyskano stabilne dostawy dla rafinerii z kierunku wschodniego (zakłady te muszą pracować w trybie ciągłym, nie mogą polegać na spotach). Rosjanie zgodzili się także na dostawy dla Możejek, co ma duże znaczenie dla rentowności tej rafinerii. Jeszcze rok temu taki ruch byłby z ich strony niemożliwy – robili oni bowiem wszystko co możliwe, aby zaszkodzić temu obiektowi. Sytuacja międzynarodowa spowodowała jednak, że Rosnieft znalazł się pod silną presją i musiał ustąpić. Kolejnym sukcesem Orlenu jest rezygnacja z pośredników i uzyskanie bezpośredniego dostępu do dostawców, co ogranicza koszty kontraktu (chodzi o zakończenie współpracy z Mercurią). Widać również, że aneks do umowy Orlen-Rosnieft to duży rabat dla strony polskiej, choć ostateczną cenę trudno oszacować bez dostępu do kontraktu (jest tajny). Jego wartość jest prezentowana natomiast w odniesieniu do maksymalnego pułapu wolumenu jaki może zakupić płocki koncern. Nie uwzględnia ona również kursu złotówki do dolara – a rozliczeń dokonuje się w walucie amerykańskiej.

Korzystając z saudyjsko-rosyjskiej wojny cenowej i wstępnego testowania rynków bałtyckich przez Saudów także Grupa Lotos podpisała aneks do swojego kontraktu długoterminowego z Rosnieftem. Przewiduje on dostawy ropy w ilości od 5,4 do 6 mln ton w latach 2016-17. Jego wartość to około 5 mld zł. Niemniej już w 2016 r. udział umów spot w bilansie koncernu wyniesie 10% i wraz z kolejnymi latami zapewne będzie wzrastał.

Kolejnym ważnym wydarzeniem związanym z dostawami ropy do Polski jest bliska już finalizacja przejęcia niemieckiej rafinerii w Schwedt przez Rosnieft. Stało się to możliwe dzięki wymienia aktywów wspomnianej firmy z BP i nabyciu przez nią aktywów Total. Na obie transakcje zgodził się niemiecki urząd antymonopolowy, spodziewana jest także pozytywna opinia unijnego organu antymonopolowego. Ostatecznie do końca 2016 r. Rosjanie powinni kontrolować zakład zwiększając swoje udziały w kontrolującej go firmie PCK Rafinerie GmbH z 35,42% do 54,17%. Sprawa jest drażliwa z polskiej perspektywy ponieważ Schwedt jest zaopatrywane przez Rurociąg Przyjaźń. Rozproszony akcjonariat gwarantował status quo w tej sprawie ponieważ dostawy lądowe są znacznie tańsze od morskich, a udziałowców interesowały zyski. Zmiana struktury właścicielskiej może jednak zmienić tą sytuację. W przypadku przychylnej postawy Niemiec i rozbudowania portu w Rostocku oraz rurociągu pomiędzy tym miastem, a Schwedt możliwe byłoby pozbawienie Polski roli tranzytowej. Na szczęście mowa jednak o perspektywie długoterminowej. Obecna aktywność Saudów, niskie ceny ropy, czy reżim sankcji nałożony na Rosję gwarantuje, że Rurociąg Przyjaźń nie zostanie wyłączony. W ostatnim przypadku chodzi o pogarszające się parametry rosyjskiej ropy, która jest spowodowana eksploatowaniem przez Rosjan starych złóż na Syberii Zachodniej w związku z brakiem kredytów i blokadą know-how. W efekcie produkowany jest coraz większy wolumen mocno zasiarczonej ropy, na którą nie ma zbytu. Spółka Transnieft –operator rosyjskiej sieci przesyłowej- zaproponowała w związku z tym ukierunkowanie transportu lepszej jakościowo ropy do Ropociągu Przyjaźń i zaspokojenie potrzeb kluczowych klientów na Zachodzie, oraz skierowanie gorszych mieszanek do nadbałtyckiej Ust-Ługi, gdzie będzie się poszukiwać dla nich kupców.

Ostatnim istotnym elementem na polskim rynku naftowym jest kwestia ewentualnej konsolidacji sektora paliwowego, którą rozważa rząd PiS. W efekcie możliwe byłyby różne konfiguracje fuzji Orlenu, Lotosu, PGNiG lub przenoszenia poszczególnych aktywów tych firm (mówi się o wydobywczych) do innych form właścicielskich.

Kluczowe zmiany w zakresie dostaw ropy do Polski do 2020 r.

Zmiany na rynkach naftowych, które dzięki Arabii Saudyjskiej wpłynęły na sytuację nad Bałtykiem to dopiero początek głębszego procesu. Do gry wchodzi Iran, z którego zniesiono sankcje zachodnie w segmencie eksportu węglowodorów. Jeszcze w 2012 r. Teheran sprzedawał 2,5 mln baryłek, a tuż po wdrożeniu restrykcji eksport spadł o połowę. Władze dołożą starań by odbudować wielkość sprzedaży i odzyskać rynki. Ze względu na specyfikację ropy irańskiej, która jest podobna do rosyjskiej, naturalnym polem ekspansji będą tu rynki opanowane przez Rosjan. Kolejnym graczem, który „włącza się do gry” są Stany Zjednoczone. Dzięki zniesieniu zakazu eksportu ropy obowiązującego od lat 70. w styczniu 2016 r. do Europy dotarł pierwszy tankowiec z surowcem z Nowego Świata. Narastająca rywalizacja powinna skłonić dużych graczy do chętniejszego wiązania się kontraktami długoterminowymi, które są optymalne dla polskich rafinerii.

Dokończenie budowy terminala naftowego w obrębie gdańskiego naftoportu jest sprawą kluczową by uczynić z Polski hub naftowy. Ruch taki pozwoli również zwiększyć szybkość przeładunkową i zdolności magazynowe tej infrastruktury. Działania te wzmocnią rentowność obiektu.

Dzięki inwestycjom w infrastrukturę naftową powinien powstać także Korytarz Północ-Południe w sektorze naftowym. Połączyłby on polski system przesyłowy poprzez Niemcy z czeską infrastrukturą. W efekcie powstałaby alternatywa dla dwóch odnóg rosyjskiego systemu Przyjaźń. Bezpośrednio skorzystałby na tym PKN Orlen, który kontroluje czeskie rafinerie. Nowa inwestycja zwiększyłaby ich bezpieczeństwo. Obecnie częściową dywersyfikację zapewnia im wyłącznie ropociąg Ingolstadt–Kralupy.

Rząd PiS rozważa również większe zaangażowanie w projekt Euroazjatyckiego Korytarza Transportu Ropy Naftowej. Chodzi o transport ropy kaspijskiej przez Azerbejdżan, Gruzję (ropociąg Baku-Supsa), Morze Czarne, Ukrainę i Polskę (dzięki połączeniu rurociągu Odessa-Brody z polskim Adamowem). W obecnych realiach geopolitycznych może to być jednak trudne. Azerowie znajdują się pod silnym naciskiem rosyjskim. Podobnie –a nawet gorzej- wygląda sytuacja w Gruzji, gdzie z obszaru separatystycznej Osetii Południowej dokonuje się nielegalnych grodzeń granicznych zagrażających ropociągowi Baku-Supsa. Problematyczna jest również sytuacja Ukrainy. Odessa znajduje się dziś w „kleszczach” separatystycznego Naddniestrza i okupowanego Krymu.

Rekomendacje

• Polskie firmy powinny zwiększać ilość umów spot i próbować zawierać kontrakty długoterminowe z podmiotami nierosyjskimi. Dla efektywnego importu od strony morza konieczna wydaje się koordynacja zakupowa pomiędzy Orlenem i Lotosem oraz ich współpraca z PERN. Nie należy jednak rezygnować całkowicie z dostaw rosyjskich. Mogą być one atrakcyjne cenowo, a Polska posiada niezbędne mechanizmy i infrastrukturę mogącą uchronić ją od kryzysu naftowego.
• Trwałą obecność czynników nierosyjskich nad Bałtykiem zapewni tylko zainteresowanie dywersyfikacją dostaw ze strony wszystkich dużych importerów rosyjskiej ropy. Polska powinna inicjować dyskusje w tym zakresie ze Szwecją i Finlandią.
• Dokończenie rozbudowy terminala naftowego w obrębie gdańskiego naftoportu jest niezbędne by zwiększyć efektywność i rentowność tej infrastruktury.
• Należy zainicjować rozmowy na poziomie rządowym w sprawie przejęcia przez Rosjan rafinerii w Schwedt. To czy transakcja ta będzie niebezpieczna dla tranzytu ropy przez Polskę będzie zależało od działań władz w Berlinie (kwestia rozbudowy portu w Rostocku i rurociągu łączącego ten port ze Schwedt).
• Należy rozważyć konsolidację sektora paliwowego. Rewolucja łupkowa w USA, rozwój rafinerii na Bliskim Wschodzie czy polityka klimatyczna UE powoduje, że europejski sektor rafineryjny przeżywa dziś problemy. Stąd połączenie sił wydaje się sensowne. Takie działania pozwoliłyby również zwiększyć udział skarbu państwa w PKN Orlen, ograniczyć wewnętrzną konkurencję, efektywniej negocjować umowy na dostawy ropy (większe zamówienia), skonsolidować aktywa zagraniczne etc.
• Kluczowe wydaje się dokończenie naftowego Korytarza Północ-Południe, by zabezpieczyć przed szantażem energetycznym czeskie aktywa PKN Orlen.
• Kontynuacja projektu Euroazjatyckiego Korytarza Transportu Ropy Naftowej w obecnych warunkach geopolitycznych wydaje się pozbawiona sensu. Jeżeli natomiast zapadnie decyzja o kontynuowaniu polskiego udziału w projekcie warto przedyskutować korekty w jego obrębie. Należy rozważyć połączenie ropociągu Odessa-Brody z Adamowem i transport ropy poprzez tą infrastrukturę z Gdańska na Ukrainę i być może Białoruś poprzez korytarz naftowy Mozyrz-Brody. Byłoby to bezpieczniejsze politycznie, korzystniejsze biznesowo dla Polski, a także interesujące geopolitycznie poprzez zmniejszenie uzależnienia od rosyjskiej ropy Mińska i Kijowa. Oczywiście o ile wyrażą one zainteresowanie taką możliwością.

Arkadiusz Stanisławowski

Zobacz także: Czechy chcą gazu i ropy z Polski. „Rozmowy w Warszawie”