SZKOŁA GŁÓWNA HANDLOWA
STUDIUM MAGISTERSKIE
STOSUNKI MIĘDZYNARODOWE EKONOMICZNE
ANNA PŁECHA
NR ALBUMU 26134
POWIĄZANIA HANDLOWE
Z ROSYJSKIM SEKTOREM
PALIW PŁYNNYCH I GAZU ZIEMNEGO
W ŚWIETLE
BEZPIECZEŃSTWA ENERGETYCZNEGO POLSKI
Praca magisterska
napisana pod kierunkiem naukowym
dr Józefa Biskupa
w Instytucie Międzynarodowych Stosunków Gospodarczych
Warszawa, 2006
2
Spis treści:
WPROWADZENIE .............................................................................. 5
1. SEKTOR PALIW PŁYNNYCH I GAZU ZIEMNEGO W FEDERACJI
ROSYJSKIEJ.................................................................................. 9
1.1. Zasoby naturalne paliw i ich eksploatacja ...................................... 9
1.1.1. Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego ...................................... 9
1.1.2. Wydobycie ropy i gazu........................................................ 11
1.1.3. Sieć przesyłowa................................................................. 16
1.2. Uczestnicy rynku ..................................................................... 20
1.3. Zużycie wewnętrzne i handel zagraniczny paliwami....................... 27
1.3.1. Zużycie krajowe ropy naftowej i gazu ................................... 27
1.3.2 Eksport i import ropy oraz gazu ziemnego .............................. 29
2. RYNEK PALIW PŁYNNYCH I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE ............ 36
2.1 Zasoby paliw i ich eksploatacja ................................................... 36
2.1.1. Złoża ropy i gazu ziemnego................................................. 36
2.1.2. Wydobycie obu surowców ................................................... 38
2.1.3. Sieć przesyłowa................................................................. 41
2.2. Uczestnicy rynku ..................................................................... 47
2.3. Zużycie krajowe i handel zagraniczny paliwami ............................ 52
3. BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE POLSKI................................ 56
3.1. Definicja bezpieczeństwa energetycznego.................................... 56
3.2. Wskaźniki bezpieczeństwa energetycznego .................................. 58
3.2.1. Wskaźnik Stirlinga ............................................................. 58
3.2.2. Wskaźnik samowystarczalności energetycznej........................ 59
3.2.3. Stopień zależności importowej i eksportowej ......................... 61
3.3. Polityka państwa w zakresie bezpieczeństwa energetycznego ......... 62
3.3.1. Dostosowanie prawodawstwa polskiego do regulacji
obowiązujących w UE .......................................................... 62
3
3.3.2. Inne dokumenty ................................................................ 65
4. PROBLEM DYWERSYFIKACJI ŹRÓDEŁ ZAOPATRZENIA POLSKI W
SUROWCE ENERGETYCZNE ......................................................... 67
4.1. Poszukiwania nowych złóż ropy naftowej i gazu w kraju – możliwości
eksploatacji................................................................................ 67
4.2. Dotychczasowe projekty dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia Polski w
4.2.2. Możliwości dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego ................... 70
4.3. Rozwiązania w zakresie dostaw ropy naftowej i gazu
w innych krajach......................................................................... 77
PODSUMOWANIE ............................................................................ 84
BIBLIOGRAFIA ............................................................................... 88
4
Wprowadzenie
Celem pracy jest analiza powiązań polskiego i rosyjskiego sektora
paliw płynnych i gazu ziemnego oraz określenie znaczenia tych związków dla
bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Znaczenie surowców energetycznych, w szczególności zaś ropy
naftowej i gazu ziemnego we współczesnej gospodarce jest trudne do
przecenienia. Można wręcz stwierdzić, że zaopatrzenie w ropę i gaz jest
jednym z jej fundamentów. Zależność gospodarek i rynków finansowych od
nieprzerwanych dostaw energii jest bezdyskusyjna. Wyraża się to między
innymi wrażliwością na wszelkie potencjalne możliwości zaburzeń ciągłości
zaopatrzenia. Jej konsekwencją jest wyjątkowa zmienność cen tych
surowców w wyniku wydarzeń o charakterze nie tylko gospodarczym, ale i
politycznym. Wzrost cen pogłębia zaś zaniepokojenie na rynkach i
negatywnie wpływa na inne wskaźniki gospodarcze.
Ropa naftowa i gaz ziemny występują często w niestabilnych
politycznie i zagrożonych konfliktami rejonach świata. Niespokojna sytuacja
polityczna ma zresztą często swoje źródło właśnie w zasobach surowcowych.
Zdarza się, że tereny bogate w surowce stają się przedmiotem walk lub prób
aneksji, władza bywa przejmowana przez radykałów pod hasłami ochrony
zasobów narodowych. Dlatego też ich pozyskiwanie wiąże się z potencjalnym
ryzykiem przerwania ciągłości dostaw i gwałtownego wzrostu cen z powodu
ograniczonej podaży.
Nie mniej ważną kwestią jest dążenie krajów do zapewnienia sobie
bezpieczeństwa energetycznego. Zależność od dostaw surowców
energetycznych połączona z ryzykiem gwałtownego wzrostu ich cen skłania
do podejmowania działań minimalizujących ryzyko towarzyszące
zaopatrywaniu się w energię. Sprzyja temu stosowanie właściwej i
5
skutecznej polityki w zakresie bezpieczeństwa, zawieranie sojuszy
gospodarczych lub tworzenie ponadnarodowych, wspólnych rynków energii.
Jednym z elementów bezpieczeństwa energetycznego jest
zróżnicowanie źródeł zaopatrzenia w surowce energetyczne – dywersyfikacja
ich dostaw. Państwa, które nie dysponują własnymi zasobami ropy naftowej i
gazu, a zatem nie są samowystarczalne energetycznie, są zmuszone do
importowania tych surowców z krajów sąsiednich. Z uwagi na wspomnianą
wcześniej niestabilność polityczną i gospodarczą krajów-eksporterów
surowców, państwa-importerzy paliw dążą do zapewnienia sobie
maksymalnego możliwego poziomu bezpieczeństwa dostaw. Jedną z
najskuteczniejszych metod jest zróżnicowanie kierunków importu i
zwiększenie ilości dostawców. W ten sposób zminimalizowane zostaje ryzyko
zmniejszenia lub zatrzymania dostaw surowców; ograniczeniu ulegają także
możliwości wywierania przez dostawców nacisku na importera.
Dodatkowym, choć bardziej oddalonym w czasie ryzykiem jest
wyczerpywanie się złóż nieodnawialnych surowców energetycznych, jakimi
są ropa i gaz. Dotychczas zasobne w energię kraje muszą liczyć się z
możliwością przejścia od samowystarczalności do uzależnienia od dostaw
paliw. Co więcej, nieuchronne jest wyczerpanie się większości złóż
światowych ropy i gazu w bliższej lub dalszej (według różnych prognoz)
przyszłości. Niesie to ze sobą konieczność poszukiwania nowych źródeł
energii, wytworzenie nowych technologii oraz wdrożenie ich na skalę
masową, zanim wyczerpane zostaną zasoby dotychczas stosowanych paliw.
Jakkolwiek zjawisko to wystąpi dopiero w długookresowej perspektywie, to
jednak odpowiednie działania powinny być podejmowane już dzisiaj.
Zaopatrzenie w energię i zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego
mają zatem kluczowe znaczenie dla stabilności gospodarczej i politycznej
państw, niezakłóconego rozwoju wymiany handlowej na międzynarodowych
rynkach oraz dobrobytu społeczeństw. Stanowią poważne wyzwanie dla
6
rządów dążących do zapewnienia krajowi jak najlepszych warunków dla
długofalowego, zrównoważonego rozwoju. Bezpieczeństwo dostaw energii
powinno być jednym z priorytetów polityki wewnętrznej i zagranicznej, tak w
krótkim, jak i w długim okresie.
Zakres tematyczny pracy obejmuje jedynie dwa spośród surowców
energetycznych – ropę naftową i gaz ziemny. Jest to związane ze szczególną
pozycją tych surowców w gospodarce energetycznej Polski z powodu
ograniczonych złóż oraz niedostatecznego wydobycia, a co za tym idzie –
konieczności ich importu. Ma to niewątpliwy wpływ na bezpieczeństwo
energetyczne kraju, a w konsekwencji – na jego gospodarkę i politykę.
Układ pracy przedstawia się następująco. W rozdziale pierwszym
przedstawiono obecną sytuację w rosyjskim sektorze paliwowym i znaczenie
Rosji w międzynarodowym handlu ropą naftową i gazem ziemnym.
W rozdziale drugim zawarto analogiczną charakterystykę polskiego
rynku ropy naftowej i gazu ziemnego. Jej istotnym elementem będzie
omówienie wielkości i struktury importu oraz eksportu analizowanych
surowców energetycznych przez Polskę.
Rozdział trzeci dotyczy zagadnienia bezpieczeństwa energetycznego.
Zaprezentowano definicje oraz wskaźniki służące do pomiaru poziomu
bezpieczeństwa, jak również polityka energetyczna Polski.
Rozdział czwarty omawia problem dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia
Polski w ropę naftową i gaz ziemny. Przeanalizowano możliwe projekty
dywersyfikacji dostaw tych surowców do Polski oraz rozwiązania
zastosowane w tej dziedzinie przez inne kraje.
Materiały wykorzystane w pracy pochodzą przede wszystkim z prasy
codziennej, specjalistycznych portali internetowych (Centrum Informacji o
Rynku Energii, Państwowy Instytut Geologiczny, Ośrodek Studiów
Wschodnich) oraz opracowań naukowych. Danych liczbowych dostarczyły
polsko- i obcojęzyczne roczniki i opracowania statystyczne oraz raporty
7
roczne przedsiębiorstw. Część źródeł ulega dość szybkiej dezaktualizacji z
uwagi na dynamicznie zmieniającą się sytuację w omawianym sektorze
gospodarki.
8
Rozdział 1
SEKTOR PALIW PŁYNNYCH I GAZU ZIEMNEGO
W FEDERACJI ROSYJSKIEJ
Obszar Federacji Rosyjskiej należy niewątpliwie do najlepiej
wyposażonych przez przyrodę obszarów świata, z bogactwami naturalnymi
obejmującymi praktycznie całą tablicę Mendelejewa.
1.1. Zasoby naturalne paliw i ich eksploatacja
1.1.1. Złoża ropy naftowej i gazu ziemnego
Rosja dysponuje bogatymi złożami ropy naftowej. Do głównych
obszarów jej występowania zalicza się:
• Zagłębie Zachodniosyberyjskie, dostarczające obecnie około 72%
produkcji ropy naftowej w Rosji. Tereny roponośne ciągną się w
układzie równoleżnikowym wzdłuż środkowego odcinka rzeki Ob;
• Zagłębie Wołżańsko – Uralskie, z którego pochodzi obecnie 23%
produkcji krajowej. Najintensywniej eksploatowane są złoża w
republice Tatarstan (Almietiewsk) i Baszkortostan oraz w obwodach
permskim i samarskim;
• Zagłębie Timańsko – Peczorskie dostarczające 3% produkcji krajowej.
Złoża ciągną się wzdłuż rzeki Pieczory na terenie Timańskiego Kraju;
• Zagłębie Północnokaukaskie (Majkop, Grozny, Stawropol), z którego
pochodzi 1% ropy naftowej Rosji;
• Zagłębie Północno – Sachalińskie dostarczające 1% produkcji.
1
A. Wasilewski, Ropa naftowa w polityce Rosji, Wydawnictwo Instytutu Gospodarki Surowcami
Mineralnymi I Energią PAN, Kraków 2005, s. 12.
9
Dane dotyczące zasobów ropy naftowej w Rosji są objęte tajemnicą
państwową.
Zagraniczni eksperci szacują wielkość rosyjskich zasobów na
46,5 – 50 mld baryłek
, co odpowiada 6,28 – 6,76 mld ton. Dla przykładu,
Bank Światowy podaje liczbę 8,76 mld ton, Departament Energetyki USA –
6,65 mld ton, zaś British Petroleum - 9,9 mld ton.
Natomiast według ocen
rosyjskich analityków zasoby złóż ropy naftowej mogą przekraczać 100 mld
baryłek, a nawet – jak szacują analitycy Jukosu – sięgać 150 mld baryłek
(20,5 mld ton)
.
Z kolei wielkość udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w Rosji
ocenia się na 47,8 bln m
3
. Stanowi to około 30% światowych zasobów i daje
Rosji pierwsze miejsce na liście krajów dysponujących największymi złożami
gazu ziemnego na świecie (dane z dnia 1.01.2004r.). Kolejny kraj na tej
liście, Iran, posiada złoża mniejsze niemal o połowę, liczące 26,6 bln m
3
,
podobnie jak zajmujący trzecie miejsce Katar z 25,8 bln m
3
. Zasoby każdego
z pozostałych krajów nie przekraczają 7 bln m
3
tego surowca.
Rozmieszczenie
złóż gazu w Federacji Rosyjskiej przedstawia się
następująco: 72% znajduje się na terenie Syberii Zachodniej, 8,3% w
rejonie szelfowym mórz północnych, 7,9% we wschodniej Syberii i na
Dalekim Wschodzie. Aż 58% zbadanych zasobów jest kontrolowane przez
Gazprom. Niezależni producenci gazu posiadają licencje na wydobycie 11 bln
m
3
, natomiast 8,7 bln m
3
nie zostało przez Ministerstwo Zasobów
Naturalnych FR rozdysponowane.
2
Ibidem, s. 13.
3
Baryłka (barrel) – angielska i amerykańska miara pojemności; 1 baryłka to około 159l, zaś 1 tona
metryczna jest równa (w przypadku ropy naftowej) 7,4 baryłki. A. Markowski, W. Pawelec, Wielki
słownik wyrazów obcych i trudnych, Warszawa 2001, s. 83-84.
4
BP Statistical Review of World Energy June 2005, BP Statistical Review of World Energy, Londyn
2005, s.12.
5
A. Wasilewski, Ropa…, op.cit., ss. 14-15.
6
A. Wasilewski, Gaz ziemny w polityce Rosji, Wydawnictwo IGSMiE PAN, Kraków 2005, s. 11.
7
Ibidem, s. 12.
10
1.1.2. Wydobycie ropy i gazu
W 2005 r. w Rosji wydobyto 470 mln ton ropy naftowej
, co stanowiło
11,7% światowego wydobycia.
Tym samym Rosja zajęła drugie, za Arabią
Saudyjską, miejsce na liście największych światowych producentów tego
surowca wyprzedzając Stany Zjednoczone, Iran i Meksyk.
Zmiany w wielkości wydobycia ropy naftowej w Rosji w ostatniej
dekadzie przedstawia wykres 1.
Wykres 1.
Wydobycie ropy naftowej w Rosji
w latach 1995–2005
w mln ton
307
301
306
303
305
324
348
380
421
456
470
0
100
200
300
400
500
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Źródła: Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004, Rosstat, Moskwa 2004. oraz
http://www.gks.ru/wps/portal/!ut/p/.cmd/cs/.ce/7_0_A/.s/7_0_FL/_th/J_0_69/_s.7
_0_A/7_0_32U/_me/7_0_A/_s.7_0_A/7_0_FL
W latach 1995-1999 wydobycie tego surowca kształtowało się na
zbliżonym poziomie, natomiast począwszy od 2000 r. można zaobserwować
wyraźną tendencję wzrostową. Prognozy na najbliższe lata przewidują
zwiększenie wydobycia do 10,3 mln baryłek dziennie (ok. 508 mln ton
8
http://www.gks.ru/wps/portal/!ut/p/.cmd/cs/.ce/7_0_A/.s/7_0_FL/_th/J_0_69/_s.7_0_A/7_0_32U/_
me/7_0_A/_s.7_0_A/7_0_FL [28.03.2006r.]
9
Key World Energy Statistics 2005, International Energy Agency, Paryż 2006, s. 11.
11
rocznie) w 2006 r., 12 mln baryłek (ok. 592 mln ton) w 2010 r. i 13,3 mln
(656 mln ton) w 2015 r.
Wydobycie ropy naftowej różni się w poszczególnych regionach
Federacji Rosyjskiej z powodu nierównomiernego rozmieszczenia złóż tego
surowca. Uwzględniając podział administracyjny państwa na okręgi
federalne, zjawisko to prezentuje wykres 2.
Wykres 2.
Wydobycie ropy w Rosji w 2003 r.
według okręgów federalnych
w mln ton
18,0
12,8
89,2
14,6 3,6
283,2
Północno-Zachodni
Południowy
Nadwołżański
Uralski
Syberyjski
Dalekowschodni
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Największe ilości ropy naftowej, ponad 2/3 krajowej produkcji,
wydobywa się w Okręgu Uralskim, zaś ponad 1/5 – w okręgu
Nadwołżańskim. Wydobycie w każdym z pozostałych okręgów nie przekracza
1/20 wydobycia krajowego ogółem.
Przemysł wydobywczy przynosi znaczące dochody tak producentom
ropy, jak i Skarbowi Państwa Federacji Rosyjskiej. W okresie 1995-2003
wartość produkcji rosyjskiego przemysłu wydobywczego ropy naftowej rosła
nieprzerwanie, z wyjątkiem roku 1998. Tendencję tę ilustruje wykres 3.
Spadek wartości był w tym przypadku spowodowany kryzysem finansowym
10
The Center for Global Energy Studies 2004, za: A. Wasilewski, Ropa…, op. cit., s. 19.
12
przełomu lat 1997/1998, pogłębionym między innymi spadkiem cen ropy
naftowej na rynkach światowych.
Wykres 3.
Wartość produkcji przemysłu wydobywczego
ropy naftowej w Rosji w latach 1995-2003
w mln rubli (do 1998 r. – mld rubli przed denominacją)
73023 103214
123909 121055
296008
590526
654975
761577
946724
0
200000
400000
600000
800000
1000000
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Znaczące zwiększenie wartości produkcji sektora naftowego jest
spowodowane z jednej strony rosnącym wydobyciem, z drugiej zaś –
gwałtownym wzrostem cen ropy naftowej na początku XXI wieku (54,52
USD za baryłkę ropy Brent w 2005 r. wobec 28,50 USD w 2000 r.)
W 2003 r. w Rosji wyprodukowano 190 mln ton produktów
petrochemicznych, 38,5 mln ton paliwa, w tym 29,3 mln ton
samochodowego, 53,9 mln ton oleju napędowego oraz 54,6 mln ton
asfaltu.
11
BP Statistical Review of World Energy June 2006, BP Statistical Review of World Energy, Londyn
2006, s.16.
12
Российский статистический ежегодник, Росстат, Москва 2004г., с. 378.
13
Po okresie kryzysu gospodarczego w 1998 r. wartość produkcji
rosyjskiego przemysłu petrochemicznego stale i wyraźnie wzrasta. Ilustracją
tego trendu jest wykres 4.
Wykres 4.
Wartość produkcji przemysłu petrochemicznego w Rosji
w latach 1995-2003 w mln rubli
(do 1998 r. – mld rubli przed denominacją)
49151
58969
50889
35156
67663
101180
139970
186018 194434
0
50000
100000
150000
200000
250000
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Źródło: opracowanie własne na podstawie: Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Federacja Rosyjska jest również głównym producentem gazu ziemnego
na świecie. W 2004 r. w kraju wydobyto 620 mld m
3
gazu ziemnego, co
stanowiło 22,2% światowego wydobycia.
Tuż za nią plasują się Stany
Zjednoczone (532 mld m
3
, 19%), zaś żaden z kolejnych krajów na liście nie
przekracza 7% światowego wydobycia (Kanada 6,5%, Wielka Brytania 3,6%,
Algieria 3,2%).
Większość wydobywanego w Rosji gazu pochodzi ze złóż, których
eksploatacja wkrótce się zakończy. Równocześnie udział
złóż
trudnodostępnych w wielkości zasobów ogółem zwiększył się do 70%.
13
Key World Energy Statistics 2005, op. cit., s. 13.
14
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 16.
14
Zmiany wielkości wydobycia gazu ziemnego w Rosji w latach 1995-
2004 ilustruje wykres 5.
Wykres 5.
Wydobycie gazu ziemnego w Rosji w latach 1995 – 2004
w mld m3
595
601
571
591
592
584
581
595
620
620
0
100
200
300
400
500
600
700
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Z wykresu wynika, iż wydobycie gazu utrzymywało się w omawianym
okresie na dość stabilnym poziomie. Jest to spowodowane specyfiką handlu
tym surowcem. Gaz sprzedawany jest na podstawie kontraktów, często
długoterminowych, stąd nagły wzrost wydobycia i sprzedaży nie jest
prawdopodobny, o ile nie zostały podpisane nowe, znaczące umowy. To zaś
wymaga często inwestycji infrastrukturalnych (budowa gazociągów).
Również na rynku wewnętrznym Federacji Rosyjskiej zapotrzebowanie na
ten surowiec nie zmieniało się gwałtownie w ostatnich latach (por.
podrozdział 1.3). Dlatego tempo wzrostu wydobycia gazu ziemnego w Rosji
jest niższe niż tempo wydobycia ropy naftowej w tym kraju.
15
Wykres 6.
Wartość produkcji przemysłu wydobywczego
gazu ziemnego w Rosji w latach 1995-2003
w mln rubli (do 1998 r. – mld rubli przed denominacją)
14734
24651
32505
35538
48691
86927
112464
150778 160242
0
40000
80000
120000
160000
200000
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Jak wynika z wykresu 6, również przemysł wydobywczy gazu ziemnego
notuje w ostatnich latach znaczący wzrost wartości. Ceny gazu ziemnego
również rosną, choć w wolniejszym tempie niż ceny ropy naftowej, co
przekłada się na wzrost zysków sektora gazowego.
1.1.3. Sieć przesyłowa
Rysunek 1. przedstawia istniejące oraz planowane połączenia
rurociągowe w Rosji. Planowane inwestycje są zakrojone na duża skalę.
Dzięki nim Rosja będzie mogła przesyłać ropę m.in. drogą lądową do krajów
Azji Środkowej i Wschodniej.
16
Rysunek 1. Schemat sieci rurociągowej w Rosji
Źródło: Transnieft, 2003 r., za: Wasilewski Aleksander, Ropa naftowa w polityce
Rosji, Wydawnictwo Instytutu Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energią PAN,
Kraków 2005.
W skład rosyjskiej infrastruktury przesyłowej ropy naftowej wchodzą
również terminale naftowe umożliwiające transport ropy drogą morską. Po
rozpadzie ZSRR i uzyskaniu niepodległości przez kraje bałtyckie dostęp Rosji
do wybrzeża Bałtyku uległ znacznemu zawężeniu. Federacja Rosyjska
korzysta zatem z terminali znajdujących się w krajach sąsiednich w portach
Muuga (Estonia), Ventspils (Łotwa) i Butynga (Litwa). Dąży również do
rozbudowy własnej infrastruktury w tym zakresie. Port w Primorsku
umożliwia przeładunek 12 mln ton ropy naftowej rocznie, planowane są
kolejne inwestycje, między innymi na terenie Obwodu Kaliningradzkiego.
Właścicielem gazowej sieci przesyłowej w Rosji (Unified Gas
Transportation System - UGTS) jest Gazprom. Za jego pośrednictwem
odbywa się również tranzyt gazu ziemnego poza granice kraju, do Polski i
innych krajów europejskich. Gazociągi przesyłowe UGTS liczą łącznie ok. 153
tys. km. W roku 2004 przesłano za ich pośrednictwem 687,4 mld m
3
gazu.
Stawki przesyłowe dla UGTS zatwierdzane są przez rząd federalny Federacji
17
Rosyjskiej. Obecnie obowiązuje stawka w wysokości 19,37 rubli (ok. 0,70
USD) za przesłanie 1000 m
3
/100 km. Według Gazpromu nie pokrywa ona
kosztów utrzymania gazociągów oraz magazynów podziemnych; firma
uważa, że zasadne byłoby jej podniesienie do ok. 1 USD za 1000 m
3
/100
km.
Oprócz gazociągów w skład przedsiębiorstwa wchodzą stacje
rozdzielcze (161 obiektów) obsługujące 403 tys. km (76%) rosyjskich
gazociągów i zapewniające dostawy gazu do 75% zgazyfikowanych miast i
wsi. Podziemne magazyny są w stanie, w skali roku, pomieścić 60-65 mld m
3
gazu.
Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) zwraca uwagę, że w 2004 r.
podczas transportu gazu rosyjskiego straty tego surowca sięgnęły 70 mld
m
3
. Agencja ocenia, że przy zastosowaniu lepszej techniki można by
uratować niemal połowę - 30 mld m
3
gazu. Również Komisja Europejska
sądzi, że Federacja Rosyjska powinna zmodernizować systemy wydobycia i
przesyłu gazu.
8 września 2005 r. w Berlinie została podpisana wstępna umowa
dotycząca budowy Gazociągu Północnoeuropejskiego (North European Gas
Pipeline - NEGP). Strony umowy – Gazprom, niemiecki koncern chemiczny
BASF oraz niemiecka grupa energetyczna E.ON powołały spółkę North
European Gas Pipeline Company, w której 51% udziałów będzie posiadać
Gazprom, zaś po 24,5% BASF i E.ON.
Gazociąg Pólnocnoeuropejski funkcjonuje również pod nazwą Gazociąg
Bałtycki. Będzie on przebiegać pod dnem Bałtyku bezpośrednio łącząc Rosję
z Niemcami. Początek gazociągu będzie znajdować się pod Wyborgiem w
pobliżu Sankt Petersburga, koniec – w niemieckim Greifswald. Projektowany
rurociąg liczyć będzie 1200 km. Jego przepustowość wyniesie: po oddaniu do
15
K. Golachowski, Gazociąg Bałtycki – fakty, mity, konteksty, Świat Energii nr 10/2005.
16
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 17.
17
M. Czekański, Putin da gaz, nie da ropy, Rzeczpospolita z dn. 22.03.2006r.
18
Gazociąg Bałtycki – fakty, mity, konteksty, Krzysztof Golachowski, Świat Energii, nr 10/2005.
18
eksploatacji pierwszej nitki – 27,5 mld m
3
, po wybudowaniu drugiej nitki –
55 mld m
3
. Aby połączyć NEGP z rosyjską siecią gazociągową, konieczne jest
wybudowanie lądowego połączenia rurociągowego pomiędzy Wyborgiem a
Grizowcem. Gazprom szacuje, że wszystkie inwestycje związane z budową
Gazociągu Bałtyckiego pochłoną ponad 4 mld USD.
Umowa budzi zaniepokojenie Polski i innych krajów tranzytowych, z
uwagi na uzyskanie przez Federację Rosyjską niezależności w transporcie
surowców do Europy Zachodniej. Połączenie gazociągowe omijające kraje
tranzytowe daje Rosji potencjalną możliwość odcięcia dostaw do niektórych
krajów, przy niezmienionych dostawach do ważnych odbiorców na zachodzie
kontynentu. Prócz tego, niebagatelne znaczenie ma fakt, że Rosja nie będzie
ponosić opłat związanych z tranzytem gazu przez terytoria innych krajów.
Jakkolwiek eksperci uważają, że inwestycja podjęta przez Gazprom
jest niewspółmiernie kosztowna wobec potencjalnych zysków, można
przypuszczać, że koszty te zostaną z nadwyżką zrekompensowane przez
eksport cennego surowca. Z punktu widzenia interesów Federacji Rosyjskiej
Gazociąg Północnoeuropejski może być traktowany jako element systemu
bezpieczeństwa energetycznego.
Podkreśla się także zagrożenia ekologiczne wiążące się z budową
NEGP. Istnieją obawy, że podczas prac inżynieryjnych mogą zostać
przemieszczone zalegające dno Bałtyku ładunki wybuchowe oraz pokłady
niemieckiej broni chemicznej rozmieszczone podczas II wojny światowej. Ich
uwolnienie doprowadziłoby do groźnej w skutkach eksplozji lub
długotrwałego skażenia środowiska. Trasa Gazociągu Północnoeuropejskiego
przebiega zarówno przez rejony zagrożone występowaniem min morskich
(Zatoka Fińska, wybrzeża Finlandii i Estonii, okolice wyspy Gotlandia), jak i
przez obszary składowania broni chemicznej (rejon znajdujący się na
południe od Gotlandii, okolice Bornholmu w pobliżu polskiego i niemieckiego
19
Ibidem.
19
wybrzeża). W związku z tym Finlandia zapowiedziała ścisłą kontrolę w czasie
układania rurociągu w Zatoce Fińskiej. Najbardziej niebezpieczny scenariusz
wydarzeń dopuszcza ewentualność zderzenia uwolnionego niewybuchu z
tankowcem transportującym ropę naftową lub skroplony gaz ziemny.
1.2. Uczestnicy rynku
W 2003 r. na rynku rosyjskim działało 465 podmiotów zajmujących się
wydobyciem ropy naftowej oraz 432 podmioty zajmujące się jej przerobem.
Łączny osiągnięty przez nie wynik finansowy wyniósł 199 035 mln rubli, z
czego 176 388 mln przypada na przedsiębiorstwa sektora wydobywczego,
zaś 22 647 mln – na przedsiębiorstwa sektora przetwórczego. Liderami
rynku są: Łukoil, Surgutnieftgaz, TNK-BP, Sibnieftiegaz, Jukos oraz Onako,
KomiTEK, Basznieft i Wostsibnieftgaz. W Rosji działają również 24 zakłady
petrochemiczne.
Sektor naftowy jest obecnie niemal całkowicie sprywatyzowany. Skarb
Państwa jest właścicielem tylko jednego koncernu – Rosniefti oraz
niewielkich udziałów w innych spółkach, m. in. Łukoilu. W wyniku
restrukturyzacji rosyjskie koncerny naftowe zostały zintegrowane pionowo:
ich własnością prócz przedsiębiorstw wydobywczych są rafinerie, zakłady
petrochemiczne i stacje benzynowe; wiele koncernów posiada własne banki,
fundusze inwestycyjne oraz instytuty naukowe i projektowe.
Dane finansowe niektórych ważniejszych rosyjskich spółek naftowych
przedstawiają się następująco:
•
Jukos (dane z 2002 r.)
- Przychód ogółem 11 373 mln USD
20
T. Walat, Dzień, w którym wypłynie ryba, Polityka nr 11/2006.
20
- Zysk netto 3 058 mln USD
W 2003 prezes spółki Michaił Chodorkowski został aresztowany i
oskarżony o zaległości podatkowe. W 2004 r. koncern zbankrutował,
nastąpiła jego renacjonalizacja, kluczowe zakłady sprzedano na licytacji. W
2005 r. został skazany na 9 lat więzienia i grzywnę w wysokości 600 mln
USD. Istnieją przypuszczenia, że proces przeciwko Chodorkowskiemu mógł
być związany również z jego zaangażowaniem w politykę Rosji oraz w
działalność krytycznych wobec władz Federacji Rosyjskiej niezależnych
mediów.
• Łukoil (dane z 2005 r.)
- Przychód 55 774 mln USD
- Zysk netto 6 443 mln USD
- Produkcja ropy 90 258 tys. ton
- Produkcja gazu ziemnego 2 628 mln m3
- Eksport ropy 45,82 mln ton
• TNK-BP (dane z 2004 r.)
- Przychód ogółem 17 226 mln USD
- Zysk netto 4 017 mln USD
W 2003 r. miała miejsce fuzja Tiumeńskiej Kompanii Naftowej (TNK) z
brytyjsko-amerykańską firmą British Petroleum. Dzięki temu nowy koncern
stał się znaczącym graczem na rynku ropy naftowej, zaś BP zyskał
możliwość działania na rynku rosyjskim.
• Surgutnieftiegaz (dane z 2005 r.)
- Wydobycie ropy naftowej 63,9 mln ton
21
Yukos Oil Company, U.S. GAAP Consolidated Financial Statements December 31, 2002, s.4.
22
Лукоил, Отчёт о деятельности 2005 г., с. 6. [19.06.2006r.]
23
http://www.tnk-bp.ru/common/en/investors/financial/TNK-BP_Limited_2004_signed.pdf
[20.06.2006r.]
21
- Wydobycie gazu 14,4 mld m3
- Przychód ogółem 428 741 mln rubli
- Zysk netto 114 479 mln rubli
• Sibnieftiegaz (dane z 2004 r.)
- Przychód ogółem 8 886 mln USD
- Zysk netto 2 045 mln USD
Prócz wielkich spółek na rynku ropy naftowej działają również małe i
średnie przedsiębiorstwa (jest ich ok. 160). Ich sytuacja jest mniej
korzystna niż wielkich koncernów. Nie posiadają one własnej infrastruktury
transportowej, zatem są zmuszone do korzystania z ropociągów i stacji
sprzedaży paliw wielkich firm. Oprócz tego problemami są: uzyskanie licencji
na wydobycie ropy, wysokie podatki oraz niska cena surowca na
wewnętrznym rynku zbytu. Tymczasem małe i średnie spółki naftowe są
bardzo ważne dla zapewnienia stabilności wydobycia. Opłacalne jest dla nich
wydobycie z tzw. małych złóż oraz ze złóż uznawanych przez duże firmy za
wyeksploatowane (zawierających poniżej 10 mln ton ropy).
Na rosyjskim rynku wewnętrznym w sektorze gazowym działało w
2003 r. 157 podmiotów. Najważniejszym z nich jest OAO Gazprom.
W skład holdingu wchodzą liczne przedsiębiorstwa. W 2005 r. liczba
ważniejszych spółek wyniosła 175, z czego 35% stanowiły spółki ze 100-
procentowym udziałem Gazpromu, 26% - z udziałem Gazpromu
przewyższającym 50% oraz 39% z udziałem nie przekraczającym 50%.
Kontrola państwa nad Gazpromem została przywrócona na przełomie lat
1999/2000. W sierpniu 1999 r. do Rady Dyrektorów został wprowadzony
24
ОАО Сургутнефтегаз, Годовой отчёт 2005, c. 29. [20.06.2006r.]
25
AO Siberian Oil Company, Consolidated Financial Statements, as of December 31, 2004 and 2003,
s.3. [20.06.2006r.]
26
A. Wasilewski, Ropa…, op. cit., s. 21.
27
http://www.gazprom.ru/articles/child_company.shtml [20.06.2006r.]
22
dodatkowy przedstawiciel Skarbu Państwa, co pozwalało na przejęcie
kontroli nad decyzjami przedsiębiorstwa przez państwo, zaś w czerwcu 2000
r. podczas dorocznego walnego zgromadzenia akcjonariuszy liczba
reprezentantów Skarbu Państwa w zarządzie firmy wzrosła do pięciu.
Aktualnie Gazprom dostarcza 20% dochodów z rosyjskiego eksportu.
W 2003 r. dostarczył on na rynek krajowy 282 mld m
3
gazu po średniej
cenie 877 rubli (28,6 USD) za 1000 m
3
(rok wcześniej gaz sprzedawano po
cenie o 8,2 USD niższej). Największymi odbiorcami, konsumującymi 48-49%
spożycia wewnętrznego, są sektory energetyczny, metalurgiczny i chemiczny
(nawozów sztucznych).
Kompleksowa kontrola Gazpromu przeprowadzona przez Komisję Rady
Federacji na początku 2005 r. wykazała, iż za pięć lat zasoby, jakimi
dysponuje Gazprom mogą zmniejszyć się o połowę. Co więcej, przy
utrzymaniu tempa wydobycia gazu na obecnym poziomie, za 25 lat zasoby
Gazpromu mogą zostać wyczerpane. Eksperci Komisji sugerują
przeznaczenie większych nakładów (uzyskanych np. dzięki restrukturyzacji
przedsiębiorstwa) na prace geologiczne i poszukiwanie nowych złóż gazu
ziemnego.
W maju 2006 r. wartość spółki przekroczyła 300 mld USD, dzięki
czemu koncern plasuje się na trzeciej pozycji wśród spółek publicznych na
świecie. Wyprzedzają go jedynie amerykańskie koncerny ExxonMobil (387,2
mld USD) oraz General Electric (366,5 mld USD). Od początku roku wartość
firmy wzrosła w zawrotnym tempie – o 88% (140 mld USD) w czasie nieco
ponad 5 miesięcy. Przyczyn tak szybkiego wzrostu upatruje się w
koniunkturze na rynkach surowców energetycznych oraz zniesieniu
ograniczeń w obrocie akcjami spółki obowiązujących dotychczas
cudzoziemców.
28
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 17.
29
Idem.
30
Gazprom wart ponad 300 mld dolarów, Rzeczpospolita z dn. 8.05.2006.
23
Obecnie rozważane są projekty reorganizacji i restrukturyzacji firmy.
Przewiduje się wydzielenie jednostek zajmujących się przerobem,
magazynowaniem i transportem gazu ziemnego, oraz serwisowaniem
urządzeń. Wydobycie i poszukiwanie złóż pozostałoby w gestii siedemnastu
filii Gazpromu (stanowiących 80% działalności koncernu). Planowana
reforma potrwałaby dwa lata, jej koszt wyniósłby 598 mln rubli (21,54 mln
USD), zaś koszty działalności przedsiębiorstwa zwiększyłyby się o 100 mln
USD rocznie. Zapewniłaby ona jednak większą efektywność oraz
przejrzystość działalności firmy.
Obecnie Gazprom nie dysponuje środkami niezbędnymi na inwestycje,
ponieważ sprzedaż na rynku krajowym ma charakter bardziej społeczny niż
ekonomiczny. Działalność koncernu jest powiązana z polityką; stosunkowo
niskie ceny gazu na rynku wewnętrznym pomagają uniknąć niezadowolenia
społecznego.
W 2005 r. Gazprom osiągnął następujące wyniki z działalności:
– Wydobycie gazu - 547,9 mld m
3
, wzrost o 5% w porównaniu z 2004 r.
– Sprzedaż gazu na rynku wewnętrznym – 307,0 mld m
3
– Sprzedaż gazu na rynku europejskim – 156,1 mld m
3
–
Sprzedaż gazu krajom WNP oraz państwom nadbałtyckim - 76,6 mld m
3
– Przychód netto z całej działalności – 1 231 262 mln rubli, wzrost w
porównaniu z 2004 r. – 39%
– Przychód ze sprzedaży gazu ziemnego – 358 144 mln rubli, wzrost w
porównaniu z 2004 r. – 70%
– Zysk netto - 203 439 mln rubli, wzrost w porównaniu z 2004 r. – 26%
31
http://www.cire.pl/item,21830,1.html [28.06.2006r.]
32
Газпром, Годовой отчёт 2005, c. 9. [19.06.2006r.]
24
Przedsiębiorstwa naftowe, sprywatyzowane i zrestrukturyzowane w
drugiej połowie lat 90. są dziś siłą napędową gospodarki rosyjskiej. O ich sile
stanowią przejrzysta struktura majątku, inwestycji i finansów. Są one
przygotowane do konkurencji zarówno na rynku wewnętrznym, jak i poza
granicami Federacji Rosyjskiej. Natomiast Gazprom nie został dotychczas
dostosowany do konkurencji, zachowując monopolistyczną strukturę bez
wyodrębnionych jednostek zajmujących się wydobyciem, dystrybucją i
transportem.
Oprócz Gazpromu na rosyjskim rynku gazu ziemnego działają również
niezależni producenci, często powiązani z firmami zagranicznymi. Ich udział
w rynku jest jednak niewielki. Udział niezależnych producentów w wydobyciu
gazu ziemnego w Rosji wyniósł w 2005 r. zaledwie 7% (85% przypada na
Gazprom, 8% - na spółki naftowe).
Dane finansowe ważniejszych niezależnych producentów gazu ziemnego
w Rosji przedstawiają się następująco:
• Itera (dane z 2005 r.)
- Przychód ogółem 30 791 mln rubli
- Zysk netto 1 139 mln rubli
• JSC Nortgaz (dane z 2004 r.)
- Przychód ogółem 147 mln USD
- Zysk netto 10,5 mln USD
- Wydobycie gazu ziemnego 3,17 mld m
3
(2005).
• Nowatek (dane z 2005 r.)
33
ОАО Сургутнефтегаз, op. cit., s. 17.
34
http://www.iteragroup.com/documents/Pribubyt2005.xls [20.06.2006r.]
35
http://www.akm.ru/eng/news/2005/july/01/ns1495933.htm [20.06.2006r.]
36
http://www.northgas.ru/company/activities/production [20.06.2006r.]
25
- Przychody ogółem 42 187 mln rubli
- Zysk 13 662 mln rubli
- Wydobycie gazu ziemnego 25,2 mld m
3
Od 1.01.2004 r. w Rosji funkcjonuje fundusz stabilizacyjny, na koncie
którego gromadzone są nadwyżki wpływów z eksportu ropy naftowej (przy
cenie powyżej 20 USD za baryłkę). Ustawa o funduszu stanowi, iż środki
mogą być wykorzystane do finansowania deficytu budżetowego przy spadku
cen ropy poniżej 20 USD za baryłkę. Jeżeli zaś zgromadzona na koncie
kwota przewyższy 500 mld rubli, wówczas środki te mogą być spożytkowane
na realizację projektów inwestycyjnych (np. transportowych) lub spłatę
zadłużenia zagranicznego. Pod koniec 2005 r. wartość funduszu sięgała 1
237,03 mld rubli. Dokumenty rządowe przewidują, że w 2008 r. może ona
przekroczyć 4 000 mld rubli.
Ostrzega się przed przekształceniem Rosji w tzw. petrostate. Pojęcie to
oznacza zasobność w bogactwa naturalne, która nie łączy się z dobrobytem
państwa i demokracją. Cechami krajów określanych mianem petrostate
(przykładami są Nigeria i Wenezuela) są koncentracja władzy,
faworyzowanie wąskich grup, rozwarstwienie społeczeństwa, prowadzące
często do niepokojów i zamieszek, korupcja. Tej ostatniej sprzyja również
koncentracja przemysłu wydobywczego w grupie niewielu firm, które jako
znaczący podatnicy posiadają duży wpływ na politykę państwa. Jednakże
pomysł nacjonalizacji przemysłu również nie przynosi zamierzonych efektów.
Co więcej, ekstensywnie eksploatowane zasoby surowcowe, połączone ze
słabym systemem instytucjonalnym, negatywnie wpływają na gospodarkę
mimo często ogromnych wpływów z eksportu surowców. Ponieważ ceny ropy
naftowej są wyjątkowo niestabilne, gospodarki tych krajów podlegają
gwałtownym zmianom koniunktury, przechodząc od wzrostu do kryzysu.
37
OAO Novatek IFRS Consolidated Financial Statements, s.5.
38
Годовой отчёт открытого акционерного общества «НОВАТЭК» за 2005 год, s. 6.
39
http://www.izvestia.ru/comment/article3087522/ [25.06.2006r.]
26
Jedną z przyczyn kryzysu w Rosji na przełomie lat 1997/1998 był właśnie
znaczący spadek cen ropy na światowych rynkach.
1.3. Zużycie wewnętrzne i handel zagraniczny paliwami
1.3.1. Zużycie krajowe ropy naftowej i gazu
Zużycie ropy naftowej w Rosji w ostatniej dekadzie przedstawia
wykres 7. Dla porównania konsumpcję ropy zestawiono z jej wydobyciem.
Jak wynika z wykresu, krajowe zużycie ropy naftowej utrzymywało się w
badanym okresie na niemal stałym poziomie. Podobną tendencję można
zaobserwować w innych państwach. W Stanach Zjednoczonych zużycie tego
surowca jest stabilne lub zwiększa się bardzo nieznacznie, w wielu krajach
europejskich nawet maleje (Francja, Niemcy, Włochy).
Wykres 7.
Porównanie zużycia i wydobycia ropy naftowej w Rosji
w latach 1995-2005 w mln ton
146.1
130.1
129.1
123.7
126.2
123.5
122.3
123.5
124.7
128.5
130
307
301
306
303
305
324
348
380
421
456
470
0
100
200
300
400
500
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
zużycie ropy naftowej
wydobycie ropy naftowej
Źródło: opracowanie własne na podstawie BP Statistical Review of World Energy
June 2006.
40
BP Statistical… 2006, op. cit., s. 11.
27
Daje się również zauważyć rosnącą różnicę pomiędzy stabilnym
zapotrzebowaniem na rynku krajowym a zwiększającym się wydobyciem
tego surowca. O ile w roku 1995 wydobycie przewyższało zużycie
dwukrotnie, o tyle w roku 2005 – ponad 3,5-krotnie. W oczywisty sposób
przekłada się to na wzrost eksportu rosyjskiej ropy naftowej na rynki
światowe (por. podrozdział 1.3.2. Eksport i import ropy naftowej i gazu
ziemnego).
Zużycie gazu ziemnego przedstawiono w analogiczny sposób na
wykresie 8.
Wykres 8.
Porównanie zużycia i wydobycia gazu ziemnego w Rosji
w latach 1995-2004 w mld m3
377.8
379.9
350.4
364.7
363.6
377.2
372.7
388.9
392.9
401.9
595
601
571
591
592
584
581
595
620
620
0
100
200
300
400
500
600
700
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
zużycie gazu ziemnego
wydobycie gazu ziemnego
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
W badanym okresie krajowe zużycie gazu ziemnego zmieniało się w
niewielkim stopniu, zauważalny wzrost daje się zaobserwować dopiero w
latach 2002-2004. Podobna tendencja występuje w innych państwach
europejskich.
Stabilna różnica pomiędzy zapotrzebowaniem a wydobyciem
przekłada się na stałą wielkość eksportu tego surowca w kolejnych latach.
41
Ibidem, s. 27.
28
1.3.2. Eksport i import ropy oraz gazu ziemnego
W 2005 r. Federacja Rosyjska wyeksportowała 252,5 mln ton ropy
naftowej, ponad połowę (53,8%) krajowego wydobycia. Eksport ropy
stanowił 34,6% wartości eksportu rosyjskiego ogółem. Jeszcze większy był
udział ropy w eksporcie surowców paliwowo-energetycznych – 54,1%.
Kształtowanie się eksportu rosyjskiej ropy i produktów petrochemicznych na
początku XXI wieku przedstawia wykres 9.
Wykres 9.
Eksport ropy naftowej i produktów petrochemicznych
w latach 2000-2003 w mln ton
145
162
188
223
62.7
63.5
75.4
77.7
0
50
100
150
200
250
2000
2001
2002
2003
ropa naftowa
produkty petrochemiczne
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
W 2005 r. producenci ropy naftowej zarobili 70 829,9 mln USD z tytułu
eksportu ropy naftowej, 33% więcej niż w roku 2004.
Wpływy z eksportu
ropy naftowej i produktów petrochemicznych w latach 2000-2003
przedstawiono na wykresie 10.
42
http://www.gks.ru/wps/portal/!ut/p/.cmd/cs/.ce/7_0_A/.s/7_0_FL/_th/J_0_69/_s.7_0_A/7_0_32U/
_me/7_0_A/_s.7_0_A/7_0_FL [28.03.2006r.]
43
Idem.
29
Przychody z eksportu ropy w omawianym okresie zwiększały się
zarówno wskutek wzrostu wielkości eksportu, jak i wzrostu cen tego surowca
na światowych rynkach.
Ważniejsze kierunki eksportu ropy naftowej z Rosji i pozostałych
krajów byłego ZSRR przedstawia tabela 1.
Wykres 10.
Eksport ropy naftowej i produktów petrochemicznych
w latach 2000-2003 w mln USD
25284
24576
28950
38816
10938
9402
11227
14064
0
10000
20000
30000
40000
50000
2000
2001
2002
2003
ropa naftowa
produkty petrochemiczne
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Tabela 1. Struktura geograficzna eksportu rosyjskiej ropy naftowej
Kierunek eksportu
Wielkość eksportu
w mln ton
Udział w %
Europa 287,0
82,2
USA 23,0
6,6
Chiny 19,6
5,6
Azja Południowa 3,5 1,0
Ameryka Środkowa i Południowa
3,0 0,9
Japonia 2,3
0,7
Inne 10,6
3,0
Łącznie 349,0
100,0
Źródło: opracowanie własne na podstawie BP Statistical Review of World Energy
June 2006.
30
Jakkolwiek
dostępne dane nie są zbyt precyzyjne (statystyki
międzynarodowe często podają łączne wartości wydobycia ropy naftowej i
gazu ziemnego dla całego obszaru byłego ZSRR), to jednak dają ogólny
obraz kierunków rosyjskiego eksportu tego surowca. Najważniejszymi
importerami są zatem kraje rozwinięte: państwa europejskie oraz Stany
Zjednoczone oraz największy kraj rozwijający się – Chiny. Dzięki większym
możliwościom transportu rosyjskiej ropy na znaczne odległości, ilość i
wartość potencjalnych rynków zbytu dla tego surowca jest znacznie większa
niż w przypadku gazu ziemnego.
Federacja Rosyjska jest czołowym eksporterem gazu ziemnego na
świecie. W 2004 r. sprzedała za granicę 194,8 mld m
3
gazu, co stanowiło
24,7% światowego eksportu tego surowca.
Druga na liście największych
światowych eksporterów gazu ziemnego – Kanada - wyeksportowała nieco
ponad połowę tej ilości, 103,1 mld m
3
(13,1% światowego eksportu), zaś
kolejna Norwegia – 75,9 mld m
3
(9,6%).
Zmiany wielkości eksportu gazu ziemnego z Rosji w ostatnich latach
przedstawia wykres 11.
Wielkość eksportu gazu ziemnego, mimo okresowych spadków i wahań
jest dość stabilna. Jedną z przyczyn takiego kształtowania się eksportu jest
wspomniana już specyfika sprzedaży gazu innym państwom. W sytuacji
zawierania długookresowych umów i kontraktów z odbiorcami,
zapotrzebowanie, w tym i eksport, może być dość dokładnie określone i
względnie stabilne.
Główne kierunki eksportu gazu ziemnego z Rosji przedstawia tabela 2.
44
Key World Energy Statistics 2005, op. cit., s. 13.
45
Idem.
31
Wykres 11.
Eksport rosyjskiego gazu ziemnego
w latach 2000-2003 w mld m3
194
181
186
189
195
0
50
100
150
200
2000
2001
2002
2003
2004
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Tabela 2. Główne kierunki eksportu gazu ziemnego z Rosji w 2004 r.
Kraj
Eksport w mld m
3
Udział w %
Kraje WNP
46,4
23,8
Niemcy 37,7
19,4
Włochy 21,0
10,8
Turcja 14,3
7,3
Francja 11,5 5,9
Węgry 9,3
4,8
Polska 7,9
4,1
Słowacja 7,3 3,7
Czechy 7,2
3,7
Inne kraje
32,2
16,5
Łącznie 194,8 100
Źródło: opracowanie własne na podstawie BP Statistical Review of World Energy
June 2005, Skąd się bierze gaz dla Europy i Polski, Krzysztof Kochanowski, Świat
Energii nr 2/2006 oraz Key World Energy Statistics 2005, International Energy
Agency, Paryż 2006.
32
Gaz ziemny z Rosji jest eksportowany na obszar niemal całej Europy.
Korzystają z niego nie tylko kraje Europy Wschodniej i Środkowej, ale
również największe państwa Unii Europejskiej.
Mimo bardzo dużych zasobów gazu ziemnego, Rosja jest również
importerem tego surowca, jednakże wielkość importu jest znikoma w
porównaniu z wielkością eksportu. W 2003 r. Federacja Rosyjska kupiła za
granicą 8,3 mld m
3
gazu z krajów byłego ZSRR: 7,1 mld m
3
z Kazachstanu i
1,2 mld m
3
z Uzbekistanu.
Gazprom dostarcza gaz ziemny swoim odbiorcom po różnych cenach. Na
rosyjskim rynku wewnętrznym cena wynosi ok. 30 USD za 1 tys. m
3
.
Natomiast dla innych państw ceny gazu kształtują się następująco (za 1 tys.
m
3
):
• Łotwa i Estonia - 120 USD; w najbliższym czasie podwyżki nie są
przewidywane,
• Litwa – 105 USD; od 1.07.2006 r. - 135 USD,
• Mołdowa – 110 USD; od 1.07.2006 r. - 160 USD,
• Białoruś – od 2007 r. ponad 200 USD,
• Ukraina – 95 USD; od 1.07.2006 r. - 230 USD,
• Unia Europejska - średnio 240 USD.
W najbliższych latach Gazprom planuje eksport gazu do Chin. Wymaga
to budowy dwóch rurociągów. Jeden z nich, liczący 3 tys. km długości
biegłby przez góry Ałtaj z zachodniej Syberii i kosztowałby 3 do 5 mld USD.
Drugi dostarczałby gaz ziemny z Kamczatki. Prezydenci Rosji i Chin Władimir
Putin i Hu Jintao uzgodnili, że już za pięć lat, w 2011 r., Federacja Rosyjska
mogłaby rozpocząć dostawy do Chin.
46
Российский статистический …, op. cit., s. 667.
47
P. Adamczyk, Nowe taryfy Gazpromu, Parkiet z dn. 30.05.2006r.
33
Kontrakt ten budzi pewne obawy dotyczące możliwości wywiązania się
Gazpromu z podpisanych wcześniej umów. Dyrektor wykonawczy
Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) Claude Mandil ocenia różnicę
pomiędzy możliwościami eksportowymi a zobowiązaniami nawet na 80-90
mld m
3
gazu.
Również przewodniczący rosyjskiego Stowarzyszenia
Przemysłowców Aleksander Szochin uważa, iż w umowach z Europą i
Chinami zakontraktowano większe ilości gazu, niż Federacja Rosyjska jest w
stanie realnie dostarczyć. Jednocześnie podkreśla on konieczność
dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Europy.
Natomiast
przedstawiciele Gazpromu uspokajają, że nie ma zagrożenia dla Europy,
gdyż Gazprom wywiąże się ze wszystkich swoich zobowiązań. Według nich,
wydobycie gazu ziemnego w samej tylko zachodniej Syberii wystarczyłoby
dla zabezpieczenia dostaw dla Europy, Chin i Rosji.
Gazprom zamierza również współpracować z algierską firmą
energetyczną Sonatrach w zakresie poszukiwania, wydobycia, sprzedaży i
transportu gazu. Rozmowy na ten temat prowadzone są także z Libią. Kraje
te mogą być dość poważnymi partnerami Gazpromu, ponieważ dysponują
złożami gazu ziemnego liczącymi 4,58 bln m
3
(w przypadku Algierii) oraz 1,5
bln m
3
(w przypadku Libii).
Gaz ziemny z Rosji będzie eksportowany także do Izraela. Kraj ten
chce podpisać z Federacją Rosyjską umowę w sprawie dostaw gazu, który
byłby transportowany gazociągiem przez Turcję. Samej zaś Turcji prezydent
Putin zaproponował budowę gazociągu biegnącego do portu Ceyhan nad
Morzem Śródziemnym. W mieście powstałby również terminal eksportowy
umożliwiający skraplanie i magazynowanie gazu ziemnego. Surowiec
dostarczany do Ceyhan rosyjsko-włoskim gazociągiem „Błękitny Potok”
48
M. Czekański, op. cit.
49
http://www.cire.pl/item,22828,1.html [2.06.2006r.]
50
Ibidem.
51
http://www.cire.pl/item,20904,1.html [1.02.2006r.]
34
biegnącym przez Morze Śródziemne mógłby być po skropleniu wysyłany
tankowcami do odbiorców na całym świecie.
52
http://www.cire.pl/item,21692,1.html [20.03.2006r.]
35
Rozdział 2.
RYNEK PALIW PŁYNNYCH I GAZU ZIEMNEGO W POLSCE
2.1 Zasoby paliw i ich eksploatacja
2.1.1. Złoża ropy i gazu ziemnego
Polska dysponuje niewielkimi zasobami ropy naftowej, co
przedstawiono w tabeli 3.
Tabela 3. Zasoby ropy naftowej w Polsce w 2004 r.
Ilość złóż
Zasoby
wydobywalne*
w tys. ton
Zasoby
przemysłowe**
w tys. ton
Ogółem
89
19 943
16 218
w tym zasoby zagospodarowanych złóż
Łącznie
69
18 353
16 218
Niż Polski
29
14 914
13 061
Morze Bałtyckie
1
2 879
2 878
Karpaty
32 329 151
Przedgórze Karpat
7 232 127
*
możliwe do wydobycia przy wykorzystaniu obecnej techniki wydobywczej
**
możliwe do wydobycia w warunkach sprecyzowanych w projekcie
zagospodarowania złoża po spełnieniu wymogów ochrony środowiska
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/ropa.htm
Wielkość posiadanych przez Polskę zasobów ropy naftowej jest
nieadekwatna do potrzeb, stąd konieczność importu tego surowca (por.
podrozdział 2.3). Najbogatsze złoża, ponad 81% krajowych zasobów,
znajdują się na Niżu Polski. Niemal 16% zasobów polskiej ropy naftowej
znajduje się w polskiej strefie ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Pozostałe
złoża zawierają zaledwie 3% krajowych zasobów.
36
W przypadku gazu ziemnego sytuacja Polski w zakresie posiadanych
zasobów jest nieco korzystniejsza. Udokumentowane zasoby tego surowca w
Polsce wynoszą 109 mld m
3
.
Tabela 4. Zasoby gazu ziemnego w Polsce w 2004 r.
Ilość złóż
Zasoby
wydobywalne
w mln m
3
Zasoby
przemysłowe
w mln m
3
Ogółem
256
156 578
80 723
w tym zasoby zagospodarowanych złóż
Łącznie
183
127 744
80 268
Niż Polski
84
82 034
59 305
Przedgórze Karpat
65
43 522
19 356
Karpaty
33 1
146 561
Morze Bałtyckie
1
1 042
1 044
Żródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm
W roku 2004 znaczącą większość, 66,5% udokumentowanych zasobów
gazu ziemnego stanowiły złoża Niżu Polski. Na tym obszarze tylko w 4
złożach znajduje się gaz wysokometanowy, w pozostałych przeważa gaz
zaazotowany. Do największych złóż niżowych należą m.in. Barnówko -
Mostno – Buszewo, Brońsko, Bogdaj-Uciechów, Załęcze, Paproć, Kościan S,
Radlin i Żuchlów.
Na terenach przedgórza karpackiego
zlokalizowane jest 29,3%
krajowych zasobów gazu ziemnego. Najczęściej jest to gaz
wysokometanowy, jedynie w 4 złożach znajduje się gaz zaazotowany. Złoża
przedgórza karpackiego znajdują się m.in. w Przemyślu (największe polskie
złoże liczące 80 mld m
3
surowca), Lubaczowie, Dzikowie, Jarosławiu, Pilźnie,
Jasionce, Żołyni oraz Leżajsku.
53
K. Kochanowski, Jak importować więcej gazu, „Świat Energii” nr 2/2006.
54
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm [8.06.2006r.]
55
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/Mapy/Ropa03.jpg [8.06.2006r.]
37
3,2% udokumentowanych zasobów stanowiły złoża należące do
polskiej strefy ekonomicznej Bałtyku, występujące razem z ropą naftową w
złożu B 3.
2.1.2 Wydobycie obu surowców
Wydobycie ropy naftowej w Polsce na przestrzeni lat 1994-2004
zaprezentowano na wykresie 12.
Można zaobserwować wyraźny wzrost wydobycia ropy od 2000 r.
Wiąże się to przede wszystkim z włączeniem do eksploatacji bogatego złoża
BMB (Barnówko - Mostno – Buszewo). Jednakże mimo to wydobycie
pokrywa zaledwie 4% krajowego zapotrzebowania na ten surowiec
wynoszącego w 2004 r. 21,3 mln ton.
Wykres 12.
Wydobycie ropy naftowej w Polsce
w latach 1994-2004 w tys. ton
173
162
161
176
165
185
346
471
443
753
866
0
200
400
600
800
1000
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wydobycie.htm
56
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm [8.06.2006r.]
38
Tabela 5 przedstawia strukturę wydobycia ropy według regionów
Polski.
Tabela 5. Wydobycie ropy naftowej w Polsce w 2004 r.
Wyszczególnienie Wydobycie w tys. ton
Udział w %
Niż Polski
560,62 64,8
Morze Bałtyckie
253,93 29,3
Karpaty
29,72 3,4
Przedgórze Karpat
21,54 2,5
Łącznie
865,81 100,0
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/ropa.htm
Największe wydobycie omawianego surowca obserwuje się w
regionach najbardziej zasobnych – na Niżu Polski i w polskiej strefie
ekonomicznej Morza Bałtyckiego. Niemalże 1/3 krajowego wydobycia ropy
uzyskiwane jest z jedynego eksploatowanego na Bałtyku złoża - B 3.
Według prognoz do roku 2022 wydobycie ze złóż Niżu Polski będących
obecnie w eksploatacji będzie się stopniowo zmniejszać, by w 2022 r.
osiągnąć 216 tys. ton. Na terenie całego kraju przewiduje się w latach 2011-
2013 eksploatację na poziomie ok. 780 tys. ton, dzięki zagospodarowaniu
istniejących złóż oraz odkryciu nowych. Po 2013 roku oczekiwany jest
spadek wydobycia ropy do poziomu ok. 460 tys. ton w roku 2022.
W 2004 r. w Polsce pozyskano ze złóż własnych, wg różnych źródeł, od
4,3 mld m
3
(Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo)
do 5,2 mld m
3
gazu
ziemnego (Państwowy Instytut Geologiczny)
. Wielkości te gwarantują
pokrycie od 33% do 40% krajowego zapotrzebowania na ten surowiec,
wynoszącego w 2004 r. 13,2 mld m
3
.
57
Z. Tatys, Nowe osiągnięcia poszukiwawcze, Nafta & Gaz Biznes, nr 11/2002.
58
http://www.pgnig.pl/firma/268.htm#WYDOBYCIE [25.06.2006]
59
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wydobycie.htm [8.06.2006r.]
60
BP Statistical… 2005, op. cit., s. 25.
39
Wydobycie gazu ziemnego w Polsce w okresie 1994-2004
przedstawiono na wykresie 13. W ostatnich latach można zaobserwować
wyraźny wzrost wydobycia tego surowca.
Wykres 13.
Wydobycie gazu ziemnego w Polsce w latach
1994-2004 w mld m3
4226
4664
4378
4490
4486
4317
4474
4646
4913
4916
5229
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wydobycie.htm
Wydobycie gazu ziemnego w Polsce w podziale na regiony
zaprezentowano w tabeli 6.
Tabela 6. Struktura przestrzenna wydobycia gazu ziemnego
w Polsce w 2004 r.
Wyszczególnienie
Wydobycie w mln m
3
Udział w %
Niż Polski
3 439,25
65,8
Przedgórze Karpat
1 722,09
32,9
Karpaty
36,31 0,7
Morze Bałtyckie
31,27 0,6
Łącznie
5 228,92
100
Źródło:opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm
40
Podobnie jak w przypadku ropy naftowej najważniejszym rejonem
eksploatacji jest Niż Polski. Natomiast drugim co do ważności obszarem
wydobycia jest przedgórze Karpat, z największym polskim złożem tego
surowca – „Przemyśl”.
W Polsce rozprowadzane są dwa rodzaje gazu: wysokometanowy (ok.
85%) i zaazotowany (ok. 15%). Z wydobycia krajowego 43% stanowi gaz
wysokometanowy, zaś 57% - gaz zaazotowany. Oba rodzaje gazu różnią się
kalorycznością, a co za tym idzie, ceną. Nie mogą być również ze sobą
mieszane. Gaz zaazotowany może być jednak poddany odazotowaniu i w
wyniku tego procesu doprowadzony do postaci wysokometanowej, a
następnie przesłany do krajowego systemu gazociągowego. Przewiduje się
jednak, że około roku 2010 na terenie Polski rozprowadzany będzie jedynie
gaz wysokometanowy.
Prognozy wydobycia gazu kształtują się następująco: przyrost zasobów
w okresie 2003-2022 ocenia się (w oparciu o statystykę poszukiwań i
odkryć) na 161,5 mld m
3
. W latach 2006-2017 przewidywana jest
stabilizacja wydobycia na poziomie ok. 6 mld m
3
gazu ziemnego, natomiast
po roku 2017 nastąpi zmniejszenie produkcji tego surowca do wielkości ok.
5,35 mld m
3
w roku 2022.
2.1.3. Sieć przesyłowa
Przebieg głównych rurociągów naftowych w Polsce zaprezentowano na
rysunku 2.
61
Z. Tatys, op. cit.
41
Rysunek 2. Schemat głównych rurociągów naftowych w Polsce
Źródło: GEOLAND Consulting International Sp. z o.o.,
http://www.geoland.pl/dodatki/infrastruktura_ii/pern.html
Import ropy naftowej z Rosji (ponad 96% polskiego importu tego
surowca) jest realizowany za pośrednictwem rurociągu „Przyjaźń”. Jest on
jednym z największych rurociągów na świecie; oprócz Polski zaopatruje w
ropę naftową Białoruś, Ukrainę, Węgry, Czechy, Słowację, Litwę, Łotwę, oraz
Niemcy. Polski odcinek rurociągu jest własnością jednoosobowej spółki
42
Skarbu Państwa Przedsiębiorstwo Eksploatacji Rurociągów Naftowych
„Przyjaźń” S.A (PERN „Przyjaźń” SA).
Na infrastrukturę przedsiębiorstwa składają się trzy najważniejsze
odcinki rurociągów:
•
Odcinek Wschodni – o największym znaczeniu, transportujący
surowiec pośrednio do wszystkich klientów PERN SA, w tym do
największej polskiej rafinerii PKN Orlen w Płocku. Łączy on bazy w
Adamowie (w pobliżu polsko-białoruskiej granicy) i Płocku. Osiąga
nominalną przepustowość równą 43 mln ton ropy naftowej na rok,
okresowo może być ona zwiększona do 50 mln ton rocznie,
•
Odcinek Zachodni – łączy bazy w Płocku i Schwedt. Transportuje
surowiec dla niemieckich rafinerii, osiągając roczną wydajność 27 mln
ton surowca,
•
Rurociąg Pomorski – łączy bazy w Płocku i w Gdańsku dostarczając
ropę do będącej własnością Grupy Lotos SA rafinerii oraz do
Naftoportu. Za pośrednictwem tego rurociągu ropa może być
przesyłana w obu kierunkach; w kierunku Płocka jego przepustowość
wynosi 30 mln ton ropy naftowej na rok, w kierunku Gdańska – 20 mln
ton.
Jedną z głównych zasad, na jakich opiera się przesył rurociągiem jest
zapewnienie w pierwszej kolejności dostaw ropy naftowej do rafinerii
polskich i niemieckich. Dopiero po zaspokojeniu zapotrzebowania rafinerii
pozostałe moce przesyłowe wykorzystywane są do tranzytu ropy. PERN
„Przyjaźń” dysponuje również siecią rurociągów do przesyłu paliw (oleju
napędowego i opałowego oraz benzyn). Ich łączna długość wynosi ok. 620
km, paliwa przesyłane są z Płocka w trzech kierunkach: Bydgoszcz – Poznań,
62
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=9&did=2 [23.06.2006r.]
63
Idem.
43
Warszawa, Łódź – Częstochowa. Od 2002 r. PERN „Przyjaźń” zarządza
również trzema odcinkami rurociągów należących do PKN Orlen SA.
Ważną częścią systemu przesyłowego ropy są bazy naftowe
umożliwiające magazynowanie i stabilizowanie przepływu surowca. PERN
„Przyjaźń” SA dysponuje trzema bazami naftowymi (pod Płockiem, w
Adamowie oraz w Gdańsku), w których może łącznie zmagazynować prawie
2,8 mln m
3
ropy naftowej. Zbiorniki należące do PERN „Przyjaźń” SA pełnią
istotną rolę w utrzymywaniu nakazanych dyrektywą Unii Europejskiej 90-
dniowych zapasów paliwowych. Polska dąży do realizacji tej dyrektywy.
Jednym z najważniejszych obiektów wchodzących w skład należącej do
PERN „Przyjaźń” infrastruktury jest zlokalizowany w Gdańsku Naftoport. Daje
on możliwość uzupełnienia dostaw w razie ewentualnych zakłóceń w przesyle
surowca ze wschodu. Ma zatem ogromne znaczenie dla bezpieczeństwa
energetycznego Polski. Współdziała również z PERN „Przyjaźń” w tranzycie
ropy naftowej przez Polskę. Zdolności przeładunkowe Naftoportu wynoszą
obecnie 23 mln ton ropy i jej produktów na rok, po uwzględnieniu stanowisk
w Porcie Północnym w Gdańsku łączne możliwości przeładunkowe sięgają 34
mln ton. W porównaniu z innymi portami przeładunkowymi Morza
Bałtyckiego Naftoport cechuje się wysokimi możliwościami przeładunkowymi,
unikalną lokalizacją portu oraz bezpośrednim połączeniem rurociągowym
(zapewnionym przez rurociąg Pomorski).
Import gazu ziemnego z Rosji (niemal 60% polskiego importu tego
surowca) jest realizowany za pośrednictwem gazociągu tranzytowego
„Jamał-Europa”. Tranzyt gazu przez terytorium Polski jest uregulowany
umową zawartą z operatorem gazociągu tranzytowego, spółką EuRoPol Gaz
SA. Obowiązuje ona do końca 2019 r. W 2005 r. zarezerwowano zdolność
64
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=10&did=3 [23.06.2006r.]
65
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=11&did=4 [23.06.2006r.]
44
przesyłową określoną na 26,8 mld m
3
gazu dla tranzytu w kierunku
Niemiec.
Akcjonariuszami EuRoPol Gazu są:
• Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (48% akcji),
• OAO Gazprom (48% akcji),
• Gas-Trading SA (4% akcji; ponad 80% akcji tej spółki należy do
polskich firm, m.in. do PGNiG SA).
Gazociąg Jamał-Europa liczy ok. 4 tys. km i łączy Półwysep Jamał z
Zachodnią Europą. Długość polskiego odcinka wynosi ok. 680 km. Docelowa
przepustowość pierwszej z dwóch nitek gazociągu wynosi 32,3 mld m
3
gazu
ziemnego rocznie, planowana przepustowość dwóch nitek – 65,7 mld m
3
gazu rocznie. Zakłada się, że plany te zostaną zrealizowane do 2010 r.
Krajowa sieć gazociągowa wysokiego i podwyższonego średniego
ciśnienia należąca do PGNiG liczy 17,9 tys. km długości i obejmuje zasięgiem
terytorium całego kraju, poza Suwalszczyzną (2,1 tys. km należy do spółek
gazownictwa, zaś 15,8 tys. km - do PGNiG).
W Polsce działają dwa systemy przesyłu gazu:
• pierwszy - służący do przesyłania gazu wysokometanowego. Umożliwia on
odbiór importowanego gazu ziemnego, gazu wysokometanowego
uzyskiwanego ze złóż Polski południowej oraz gazu odazotowanego,
• drugi – używany do przesyłania gazu zaazotowanego. Wykorzystywany
jest na terenie zachodniej Polski i zasilany ze złóż gazu zaazotowanego
znajdujących się na Niżu Polskim.
Sieci dystrybucyjne liczą ok. 102 tys. km gazociągów (wysokiego,
średniego, podwyższonego średniego oraz niskiego ciśnienia), obejmują
swoim zasięgiem głównie uprzemysłowione obszary miejskie i należą do
spółek gazownictwa wchodzących w skład Grupy Kapitałowej PGNiG.
66
http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=4&id=1815 [22.06.2006r.]
67
http://www.europolgaz.com.pl/firma_wladze.htm [6.06.2006.r]
68
http://www.europolgaz.com.pl/gazociag_parametry.htm [6.06.2006.r]
45
W 2005 r. przesłano 15,4 mld m
3
gazu ziemnego, zaś w podziemnych
magazynach przechowywano 1,62 mld m
3
tego surowca.
W skład polskiego
systemu gazowego wchodziły również 23 tłocznie gazu oraz stacje
redukcyjno-pomiarowe w liczbie 4100. System ten zasilał ok. 4000
miejscowości (w tym 530 miast), w których z gazu ziemnego korzystało 6,6
mln odbiorców komunalnych i bytowych, z czego 6,0 mln w miastach oraz
0,6 mln na wsi.
Tabela 7. zawiera krótką charakterystykę połączeń systemów
przesyłowych Polski i krajów sąsiednich.
Tabela 7. Międzysystemowe połączenia z operatorami systemów
przesyłowych z krajów sąsiednich
Nazwa
operatora
systemu
gazowego
Kraj
operatora
Miejsce
połączenia
Całkowita
zdolność
przesyłowa
(w mln
m
3
/rok)
Kierunek
dostaw
Naftohaz Ukraina Drozdowicze
4
800 Polska
Wysokoje 5
000
Polska
Biełtransgaz Białoruś
Tietierówka 100
Polska
Lasków 1
000
Polska
VNG AG
Niemcy
Kaminnke 90
Niemcy
Włocławek 2
800
Polska
EuRoPol
Gaz
Polska
Lwówek 1
100
Polska
Źródło: http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=4&id=1815
69
http://www.gaz-system.pl/page?mid=40 [6.06.2006.r]
70
W. Ostrowski, Gaz ziemny - paliwo XXI wieku, Fakty, nr 3/2004.
46
Połączenia międzysystemowe cechuje jednokierunkowość – gaz
przesyłany jest ze wschodu na zachód. Jednymi z najbardziej znaczących, z
uwagi na najwyższą zdolność przesyłową są połączenia w Wysokoje i
Drozdowiczach.
2.2. Uczestnicy rynku
Największym producentem i dystrybutorem paliw w naszym kraju jest
Polski Koncern Naftowy Orlen. Spółka powstała w 1999 r. po połączeniu
Centrali Produktów Naftowych S.A. z Petrochemią Płock. Centrala spółki
mieści się w Płocku.
Spółka działa zarówno w Polsce, jak i poza jej granicami. W grudniu
2002 r. Orlen zakupił od brytyjskiego koncernu British Petroleum sieć stacji
benzynowych w Niemczech. Obecnie spółka kontroluje 485 stacji, z czego
119 obiektów prowadzi sprzedaż pod marką Orlen, 340 – pod marką STAR,
26 – pod własnym logo supermarketów, przy których się znajdują. Z uwagi
na niewielki (3%) udział Orlenu w konkurencyjnym rynku niemieckim i
związaną z tym niezadowalającą efektywnością (niemiecka sieć sprzedaży
nie zapewnia jak dotychczas zakładanych w momencie nabycia wyników
finansowych) zarząd Orlenu rozważa możliwość jej sprzedaży.
Obecność na rynku czeskim jest realizowana za pośrednictwem firmy
Benzina. Stanowi ona część czeskiego holdingu Unipetrol, w którym od maja
2005 r. Orlen dysponuje 63% udziałów. Obecnie Benzina kontroluje 330
stacji paliw w Czechach, osiągając udział w rynku równy 12%.
Największa inwestycja zagraniczna w historii koncernu, i zarazem w
historii Polski, miała miejsce 26 maja 2006 r. Tego dnia Orlen zakupił 53,7%
udziałów litewskiej spółki AB Mažeikiu Nafta. Równocześnie rząd litewski
otrzymał podpisany komplet umów, wśród których znajdowała się umowa
71
http://www.orlen.pl/cgi-
bin/internet.exe/portal/ep/browse.do?BV_UseBVCookie=Yes&opnd=1&pageTypeId=8599&channelPag
e=%2fep%2fchannel%2fdefault.jsp&channelId=-18923 [5.06.2006r.]
47
kupna pakietu 30,66% akcji. Sprzedawcą jest Jukos International UK B.V.,
któremu Orlen zapłacił za akcje rafinerii w Możejkach 1 492 mln USD.
Pod kontrolą PKN Orlen znajdują się obecnie:
• stacje paliw w Polsce (1922), Niemczech (480), Czechach (333) i na
Litwie (30),
• rafinerie w Polsce (3 - Płock, Jedlicze, Trzebinia), Czechach (3-
Litvinov, Kralupy, Pardubice) oraz na Litwie (1 – Możejki).
Grupę Kapitałową PKN Orlen S.A. tworzą liczne spółki. Na koniec 2005
roku ich liczba wynosiła 76. Można je podzielić na dwie grupy:
• Spółki działalności podstawowej:
spółki branżowe (m.in. Naftoport sp. z o.o., Anwil S.A., Unipetrol a.s.),
spółki gazowe i paliwowe (m.in. Orlen Deutschland AG);
• Spółki działalności uzupełniającej:
transportowe, serwisowe, Służby Utrzymania Ruchu, inwestycje
finansowe (Polkomtel S.A.) oraz pozostałe.
Spośród spółek wchodzących w skład grupy kapitałowej 41 było
spółkami zależnymi od PKN Orlen (udział powyżej 50%).
Wyniki finansowe Orlenu w roku 2005 przedstawiały się następująco:
– Przychody ze sprzedaży: 41 188 mln zł,
– Zmiana przychodów ze sprzedaży w porównaniu z rokiem poprzednim –
wzrost o 34%,
– Zysk netto – 4 638 mln zł, w porównaniu z rokiem poprzednim – wzrost o
83%.
72
http://www.orlen.pl/cgi-bin/internet.exe/portal/ep/contentView.do?channelId=-
21947&programId=15048&contentType=ARTYKUL&contentId=63489 [5.06.2006r.]
73
A. Grzeszak, Polska od morza do Możejek , Polityka nr 22/2006.
74
http://www.orlen.pl/cgi-
bin/internet.exe/portal/ep/programView.do?BV_UseBVCookie=Yes&pageTypeId=8599&programPage=
%2fep%2fprogram%2fartykul.jsp&channelId=-8625&programId=8343 [5.06.2006r.]
75
PKN Orlen SA, Skonsolidowany Raport Roczny, s.3.
48
Struktura akcjonariatu na 16.09.2005 r.:
• Nafta Polska SA – 17,3% udziałów w kapitale podstawowym,
• Skarb Państwa – 10,2%,
• The Bank of New York (depozytariusz) – 12,3%,
• Pozostali – 60,2%.
Skarb Państwa posiada zatem 27,5% udziałów w kapitale Orlenu:
10,2% bezpośrednio oraz 17,3% pośrednio, poprzez należącą do niego
spółkę Nafta Polska.
Grupa Lotos jest drugim co do wielkości polskim koncernem naftowym.
Zajmuje się wydobyciem i przerobem ropy naftowej, a także dystrybucją
produktów naftowych. Koncern jest zintegrowany pionowo, a w skład grupy
kapitałowej wchodzą: rafineria w Gdańsku, Petrobaltic – firma wydobywcza,
spółki Lotos Jasło i Lotos Czechowice oraz 16 spółek-córek. Centrala spółki
mieści się w Gdańsku.
Dane finansowe spółki za rok 2005 przedstawiały się następująco:
– Przychody za sprzedaży - 9 645 mln zł, wzrost w porównaniu z rokiem
poprzednim – 30%,
– Zysk netto – 969 mln zł, wzrost w porównaniu z rokiem poprzednim –
78%.
Struktura akcjonariatu na 31.12.2005 r.:
• Nafta Polska – 51,91% udziałów,
• Skarb Państwa – 6,93%,
• Pozostali – 41,16%,
Łączny udział Skarbu Państwa, właściciela Nafty Polskiej, wynosi zatem
58,84%. W 2005 r. spółka zatrudniała 5 435 osób
Jednoosobowa spółka Skarbu Państwa Przedsiębiorstwo Eksploatacji
Rurociągów Naftowych „Przyjaźń” S.A. jest właścicielem polskiego odcinka
rurociągu „Przyjaźń”. W 2005 r. przedsiębiorstwo przetransportowało około
76
Grupa Lotos SA, Raport Roczny 2005, s.6.
49
51,1 mln ton ropy naftowej, o 2,5% więcej niż w roku poprzednim. Do
polskich rafinerii dostarczono 18,4 mln ton ropy naftowej, zaś do niemieckich
– 24,1 mln ton. Spółka osiągnęła w 2005 r. niemal 112 mln zł zysku netto,
przy 581,2 mln zł przychodu z działalności operacyjnej. Największy udział w
przychodach spółki ma transport ropy naftowej, prócz tego PERN „Przyjaźń”
SA osiąga zyski świadcząc usługi magazynowania ropy naftowej, a także
transportu rurociągowego paliw.
Sektor gazowy w Polsce jest w wysokim stopniu zmonopolizowany. Na
rynku dominuje jedna grupa kapitałowa – Polskie Górnictwo Naftowe i
Gazownictwo (PGNiG). Spółka zajmuje się poszukiwaniem, wydobyciem,
hurtowym obrotem i sprzedażą gazu ziemnego. Firma importuje gaz z Rosji,
Azji Środkowej, Niemiec i Norwegii, jak również wydobywa go ze złóż
krajowych. Oprócz gazu ziemnego spółka wydobywa również ropę naftową.
Należą do niej kopalnie gazu ziemnego oraz ropy naftowej, magazyny
podziemne i inne obiekty polskiego systemu gazowego.
W ramach grupy
kapitałowej PGNiG działa sześć regionalnych spółek dystrybucyjnych:
Mazowiecka, Karpacka, Górnośląska, Dolnośląska, Wielkopolska, Pomorska.
Zajmują się one dystrybucją oraz obrotem detalicznym gazu ziemnego. W
1998 r. PGNiG uległo przekształceniu w jednoosobową spółkę skarbu
państwa, co zapoczątkowało proces urynkowienia sektora gazowego w
Polsce.
Zasięgiem swojej działalności (bezpośrednio lub za
pośrednictwem spółek zależnych) PGNiG obejmuje 98% polskiego rynku
gazu. Udziały rynkowe spółki kształtują się następująco:
• 97 % w łącznej sprzedaży gazu,
• 98 % w sprzedaży gazu odbiorcom indywidualnym,
• 99 % w przesyle gazu,
• 100 % (prawie) w krajowym wydobyciu gazu,
77
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=16&did=837 [23.06.2006r.]
78
http://www.pgnig.pl/firma/260.htm [25.06.2006]
79
K. Golachowski, Sposób na urynkowienie gazownictwa, Świat Energii nr12/2005.
50
• 100 % w magazynowaniu gazu.
W ostatnim czasie podejmowane są kolejne kroki w kierunku
restrukturyzacji spółki. 28 kwietnia 2005 r. podjęto decyzję o przekazaniu
wszystkich udziałów Operatora Gazociągów Przesyłowych Gaz-System Sp. z
o.o. w formie darowizny Skarbowi Państwa. Od 1 lipca 2005 r. ta spółka nie
wchodzi w skład zintegrowanego pionowo przedsiębiorstwa, co oznacza jej
niezależność od przedsiębiorstw zajmujących się wydobyciem i obrotem
gazem. Wydzielenie jednostki poszukiwawczo–wydobywczej zostało odłożone
do 2006 r. Pozostałe obszary działalności (obrót, dystrybucja,
magazynowanie), nadal pozostają w gestii PGNiG SA.
Wyniki finansowe PGNiG w roku 2005 przedstawiały się następująco:
– Przychody za sprzedaży: 12 553 mln zł, wzrost w porównaniu z rokiem
poprzednim – 15%;
– Zysk netto: 812 mln zł, wzrost w porównaniu z rokiem poprzednim –
2%.
Jedynym akcjonariuszem spółki PGNiG S.A. jest Skarb Państwa
posiadający 100% udziałów w kapitale spółki dzielącym się na 5 000 000
000 akcji.
31.12.2004 r. Grupa Kapitałowa PGNiG SA posiadała akcje lub udziały
w 64 spółkach, w tym:
• w 25 spółkach ponad 50% akcji lub udziałów,
• w 18 spółkach od 20% do 50% akcji / udziałów,
• w 21 spółkach do 20%.
80
Polskie Górnictwo Naftowe I Gazownictwo, Wyniki finansowe PGNiG S.A. 4 kwartały 2005 r., s. 2.
81
Polskie Górnictwo Naftowe I Gazownictwo, Raport Roczny 2004, s. 8.
82
Ibidem, s. 36.
51
Na polskim rynku gazowym istnieją również inne, poza
monopolistyczną strukturą, bariery dla konkurencji. Wyłącznym
dysponentem gazu (zarówno pochodzącego za źródeł krajowych, jak i
importowanego) jest PGNiG, co pociąga za sobą utrudniony dostęp
odbiorców do alternatywnych żródeł gazu. Co więcej, infrastruktura
gazownicza nie jest dostosowana do zasad gospodarki rynkowej. Wymaga
ona zarówno znacznej rozbudowy sieci, dzięki której możliwe byłyby zmiany
rozpływów gazu, jak i opomiarowania całego systemu przesyłowego.
Usunięcie tych barier będzie jednak konieczne, bowiem Polska musi
zliberalizować rynek gazowy w konsekwencji swojej akcesji do Unii
Europejskiej.
Oprócz PGNiG dystrybucją gazu na rynku wewnętrznym zajmują się
również niezależne firmy gazownicze, jednakże jedynie 6 spośród nich
zaopatruje w gaz więcej niż 100 odbiorców.
2.3. Zużycie krajowe i handel zagraniczny paliwami
Z uwagi na zbyt małe, w stosunku do zapotrzebowania, wydobycie
krajowe (por. podrozdział 2.1.2.) Polska jest zmuszona importować ropę
naftową z innych krajów. Strukturę importu tego surowca przedstawia
tabela 8.
Polska jest praktycznie uzależniona od importu ropy z Rosji. Dostawy z
pozostałych krajów mają marginalne znaczenie dla polskiego sektora
naftowego.
83
http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=4&id=1815 [23.06.2006r.]
52
Tabela 8. Import ropy naftowej do Polski (dane na 31.12.2004 r.)
Kraj
Ilość
w tys. ton
Udział
w %
Wartość
w PLN
Udział w
w %
Łącznie 17
316,13
100,0
15 496 038
100,0
Rosja
16 669,79
96,3
14 798 371
95,5
Ukraina 327,74
1,9 340
294
2,2
Kazachstan 185,07 1,0 190
899
1,2
Norwegia 132,02
0,8 164
873
1,1
Czechy 1,50
0* 1
558
0**
* udział dostaw z Czech w wielkości polskiego importu wynosi około 0,000086%.
** udział dostaw z Czech w wartości polskiego importu wynosi około 0,0001%
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/ropa.htm
Polska eksportuje niewielkie ilości ropy naftowej (138,25 tys. ton o
wartości 121 829 tys. zł). Aż 99,5% tego eksportu wysyłane jest do Niemiec.
Tabela 9. przedstawia wymianę handlową Polski w zakresie produktów
naftowych.
Tabela 9. Główne kierunki eksportu i importu produktów naftowych
Polski w 2004 r.
Kraj
Ilość
w tys. ton
Wartość
w PLN
Świat
2 331,55
2 662 711
Czechy 627,68
809
655
Szwecja 230,31
321
826
Dania 319,26
261
050
Holandia 200,60
253
402
Eksport
Słowacja 128,09
175
349
Świat
5 640,61
7 914 699
Białoruś
1 042,33
1 393 797
Rosja
1 035,66
1 329 057
Niemcy 625,91
994
767
Litwa 688,04
969
778
Import
Słowacja 404,93
592
751
Źródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/ropa.htm
53
Polska jest co prawda nie tylko eksporterem, ale i importerem
produktów petrochemicznych. Jednakże wartość importu przewyższa wartość
eksportu ponad trzykrotnie.
Mimo większego, niż w przypadku ropy naftowej, zaspokojenia
zapotrzebowania krajowego, Polska musi importować również gaz ziemny.
Wielkość i wartość importu tego surowca według krajów pochodzenia
prezentuje tabela 10.
Tabela 10. Import gazu ziemnego do Polski (dane na 31.12.2004 r.)
Kraj
Ilość
w mln m
3
Udział w %
Wartość
w PLN
Udział w %
Łącznie
6 226
100,0
4 904 000
100,0
Rosja
3 712
59,6
2 883 076
58,8
Kazachstan 997
16,0 847
473
17,3
Turkmenistan 605
9,7
381
735 7,8
Norwegia 350
5,6 330
772 6,7
Niemcy 316 5,1 296
938
6,1
Uzbekistan 149
2,4
89
521 1,8
Węgry 85 1,4 58
647
1,2
Litwa 12 0,2 15
640
0,3
Żródło: opracowanie własne na podstawie
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm
Podobnie jak w przypadku ropy naftowej głównym kierunkiem importu
gazu ziemnego do Polski jest Rosja. Dość istotny udział mają dostawy z Azji
Środkowej (Kazachstan, Turkmenistan). Z kierunku zachodniego, tzn. z
Norwegii i Niemiec otrzymujemy zaledwie 10,7% wielkości polskiego
importu.
W ostatnich latach maleje udział Rosji w dostawach gazu ziemnego do
Polski, rośnie zaś import z Azji Środkowej. Gaz ten jest dostarczany przez
spółkę RosUkrEnergo po nieco niższej cenie niż gaz rosyjski. Gaz pochodzący
z Europy Zachodniej (ok. 10 procent polskiego importu) jest droższy od
rosyjskiego – za 1 000 m
3
gazu norweskiego lub niemieckiego Polska płaci
54
ponad 250 USD. Niewielkie ilości gazu Polska sprowadza z Czech oraz
Ukrainy (gaz ukraiński jest najtańszym, który dociera do Polski).
Jednakże rzeczywisty stopień dywersyfikacji dostaw jest nieco niższy,
bowiem gaz z Turkmenistanu dociera do Polski (przez Ukrainę) za
pośrednictwem rurociągów należących do Gazpromu.
Jako źródło dostaw,
kraj ten nie jest zatem całkowicie niezależny.
Polska eksportuje również niewielkie ilości gazu – 30 mln m
3
o
wartości 12 164 tys. zł do Niemiec.
Gaz z Rosji dostarczany jest na podstawie kontraktu jamalskiego
zawartego pomiędzy rządami Polski i Federacji Rosyjskiej 25.10.1994 r.
Stronami umowy są Gazprom, PGNiG, EuRoPol Gaz oraz Gas Trading.
Kontrakt określa ilości gazu corocznie przesyłane do Polski. PGNiG jest
zobowiązane do odbierania określonych w umowie minimalnych ilości
surowca lub zapłaty za nieodebrany gaz (zasada „take or pay”). Gaz rosyjski
nie może być reeksportowany z Polski do innych krajów. Umowa obowiązuje
do 31.12.2022 r. Kontrakt ulega automatycznemu przedłużeniu o następne 5
lat jeżeli żadna z umawiających się stron nie podejmie decyzji o jego
zakończeniu w terminie do końca 2019 r. Podpisany 23.06.2003 r. aneks do
umowy zmniejszył uprzednio zakontraktowane wielkości dostaw gazu.
Obecnie wynoszą one w skali rocznej:
w latach 2006–2007 – 7 100 mln m
3
,
2008-2009 – 7 300 mln m
3
,
2010-2014 – 8 000 mln m
3
,
2015-2022 – 9 000 mln m
3
.
Aktualna cena gazu rosyjskiego wynosi około 200 USD za 1 000 m
3
.
84
K. Golachowski, Maleje udział Rosji w imporcie gazu do Polski, Świat Energii nr 10/2005.
85
M. Lewandowska, Pętla bezpieczeństwa, Nafta & Gaz Biznes, nr 4/2004.
86
K. Golachowski, Maleje… op. cit., s. 12.
87
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm [8.06.2006r.]
88
K. Golachowski, Jak jest rozliczany gaz z Rosji, Świat Energii nr 11/2005.
55
Rozdział 3
BEZPIECZEŃSTWO ENERGETYCZNE POLSKI
Dla prawidłowego rozwoju gospodarki niezbędny jest stały i stabilny
dostęp do różnorodnych źródeł i nośników energii. Zachowanie możliwie
najwyższego poziomu bezpieczeństwa energetycznego jest podyktowane
dążeniem do uniknięcia ryzyka potencjalnych międzynarodowych napięć
politycznych i ekonomicznych czy też katastrof i awarii. Jakość i pewność
oraz koszty zaopatrzenia w energię mają ogromne znaczenie dla
efektywności oraz konkurencyjności przedsiębiorstw.
Charakterystyczną cechą rynków paliwowych jest znaczący wpływ
wydarzeń politycznych na ceny surowców oraz groźba kryzysów
zaopatrzeniowych. Bezpieczeństwu energetycznemu sprzyja z jednej strony
rozwój krajowej infrastruktury w zakresie wydobycia, przerobu i dystrybucji,
z drugiej – połączenie jej z europejskimi systemami energetycznymi.
Dodatkowym, choć dotychczas niewykorzystanym należycie atutem jest
położenie geopolityczne Polski, dające możliwość uzyskiwania dodatkowych
korzyści z tranzytu surowców paliwowych przez terytorium kraju.
3.1. Definicja bezpieczeństwa energetycznego
Pojęcie bezpieczeństwa energetycznego zostało zdefiniowane w Prawie
energetycznym (Art. 3 p.16). Definicję tą powtarza Polityka energetyczna
Polski do 2025 roku:
„Bezpieczeństwo energetyczne - stan gospodarki umożliwiający pokrycie
bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i
56
energię w sposób technicznie i ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu
wymagań ochrony środowiska.”
Najważniejszym podmiotem, którego powinno dotyczyć pojęcie
bezpieczeństwa energetycznego jest odbiorca energii, któremu powinno się
w określonym stopniu zagwarantować energię w potrzebnej formie i ilości, w
wymaganym czasie oraz w dostępnej cenie.
Rozróżnia się bezpieczeństwo krótkookresowe, czyli operacyjne, oraz
bezpieczeństwo średniookresowe (taktyczne) i długookresowe (strategiczne).
Do podstawowych czynników kształtujących bezpieczeństwo
energetyczne kraju należą:
• Kondycja systemu zaopatrzenia (wielkość mocy produkcyjnych,
przesyłowych i dystrybucyjnych, niezawodność),
• Nadzór i regulacja systemu sprawowana przez państwo (zakres,
sprawność i skuteczność nadzoru),
• Pochodzenie źródeł zaopatrzenia systemu energetycznego (krajowe,
import drogą morską lub przez terytorium innego państwa, importer
neutralny lub o niestabilnej sytuacji politycznej),
• Stopień dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia (stopień zróżnicowania,
niezależność źródeł),
• Własność przedsiębiorstw sektora energetycznego oraz systemu
zaopatrzenia (krajowe przedsiębiorstwa państwowe i państwowo-
prywatne, zagraniczne koncerny),
• Magazynowanie paliw na terenie kraju (możliwości składowania paliw,
stan zapasów),
• Prognozowanie, planowanie oraz decyzje rozwojowe i inwestycyjne
(podejmowane przez państwo, koncern energetyczny lub niezależnie
przez różne przedsiębiorstwa),
89
Włodzimierz Bojarski, Bezpieczeństwo energetyczne, Wokół Energetyki nr 6/2004.
57
• Stabilność sytuacji wewnętrznej kraju (stabilność, transformacja,
niepokoje polityczne i społeczne),
• Stabilność sytuacji międzynarodowej (stabilność, niepokój, napięcie,
otwarty konflikt).
Stan bezpieczeństwa zaopatrzenia Polski w ropę naftową i gaz ziemny
oceniony z uwzględnieniem powyższych czynników przedstawia się
niezadowalająco. Infrastruktura dystrybucyjna wymaga modernizacji i
rozbudowy. Surowce dostarczane są głównie drogą lądową od niewielu,
często zależnych dostawców. Co więcej, postępująca prywatyzacja oraz
deregulacja rynku przyczyniają się do dalszego zmniejszenia poziomu
bezpieczeństwa.
Z drugiej strony, włączenie Polski do europejskiego rynku
gazu niewątpliwie poprawi stan bezpieczeństwa energetycznego kraju.
3.2. Wskaźniki bezpieczeństwa energetycznego
Stan bezpieczeństwa energetycznego może być wyrażony przy pomocy
specjalnych wskaźników. Nie wszystkie z nich są idealnymi narzędziami
badawczymi, a czasem wykluczają się wzajemnie, jednakże bywają
przydatne dla oceny poziomu bezpieczeństwa energetycznego.
3.2.1. Wskaźnik Stirlinga
Jednym ze wskaźników bezpieczeństwa energetycznego jest wskaźnik
Stirlinga określający poziom dywersyfikacji dostaw energii. Wyraża się on
wzorem
:
∑
s
i
d
u
m
i=1
=-
ln
i
u
90
W. Bojarski, Bezpieczeństwo energetyczne, Wokół Energetyki nr 6/2004.
91
Ibidem.
92
M. Kaliski, D. Staśko, Rola krajowej infrastruktury paliwowo-surowcowej w kształtowaniu
bezpieczeństwa energetycznego Polski, Rurociągi nr 2-3/2003.
58
gdzie:
u
i
– udział i-tego nośnika w strukturze zaopatrzenia kraju w energię
m – liczba nośników energii.
W praktyce oznacza to, że wskaźnik ten kształtuje się najkorzystniej w
przypadku, gdy struktura energii zasilającej rynek krajowy jest
zrównoważona. Wskaźnik Stirlinga dla Polski jest niższy niż w Unii
Europejskiej (co oznacza niższy poziom dywersyfikacji dostaw energii), z
uwagi na wysoki udział paliw stałych oraz stosunkowo niższy udział ropy
naftowej i gazu ziemnego w polskim bilansie energetycznym. Obecnie w
strukturze zużycia energii pierwotnej w Polsce udział ropy naftowej wynosi
19,9%, zaś gazu ziemnego – 12,9%. Mimo, iż nadal najwięcej energii
uzyskuje się z węgla kamiennego (50,5%), to odsetek paliw płynnych i gazu
w strukturze zużycia energii rośnie.
Dywersyfikację określa również udział poszczególnych dostawców w
strukturze dostaw. Zgodnie z tym podejściem należy dążyć do realizacji
importu nośników energii z różnych oraz, o ile to możliwe, niezależnych
krajów. Międzynarodowa Agencja Energii oraz Unia Europejska zalecają
również, by import od największego dostawcy nie przekraczał 30%
całkowitego importu nośnika przez dany kraj.
Sytuacja w Polsce
przedstawia się bardzo niekorzystnie, bowiem niemal 66% dostaw gazu
ziemnego i ponad 96% dostaw ropy naftowej pochodzi od jednego dostawcy
– Rosji.
3.2.2. Wskaźnik samowystarczalności energetycznej
Kolejnym istotnym wskaźnikiem jest samowystarczalność
energetyczna państwa wyrażająca się stosunkiem krajowego wydobycia
paliw do zużycia globalnego energii pierwotnej:
93
http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=258&id=1491 [13.05.2006r.]
94
M. Kaliski, op. cit.
59
⋅100
=
[
s
K
P
W
Z
%]
gdzie:
P – wydobycie paliwa w określonym roku
Z
k
– zużycie krajowe (ilości poszczególnych paliw dostarczone na rynek
minus saldo zapasów krajowych)
Wskaźnik samowystarczalności energetycznej jest skorelowany ze
wskaźnikiem dywersyfikacji opartym na imporcie energii od różnych
dostawców. Im większy udział importu w dostawach realizowanych na rynek
krajowy, tym mniejsza samowystarczalność. Zależy ona jednak również, w
oczywisty sposób, od zasobów naturalnych, jakimi dysponuje dane państwo
a także od ich dostępności ekonomicznej. Dlatego też Polska jest
samowystarczalna energetycznie w przypadku węgla kamiennego (tu
wskaźnik ten przekracza nawet 100%) i węgla brunatnego. Natomiast w
przypadku paliw płynnych i gazu obserwuje się stałe uzależnienie, w
przypadku ropy naftowej sięgające 97% (wskaźnik samowystarczalności
wynosi 3%). W nadchodzących latach wskaźnik samowystarczalności dla
Polski będzie ulegał systematycznemu obniżeniu wskutek realizacji założeń
polityki energetycznej kraju. Przewiduje ona obniżenie wydobycia węgla
kamiennego przy niezmienionym poziomie pozyskania węgla brunatnego, a
co za tym idzie – obniżenie udziału tych paliw w strukturze zużycia
krajowego. Wskaźnik samowystarczalności energetycznej Polski obniży się
wówczas do poziomu występującego w Unii Europejskiej (ok. 60%-65%).
95
Idem.
96
Idem.
60
3.2.3. Stopień zależności importowej i eksportowej
O stopniu bezpieczeństwa energetycznego informują również wskaźniki
zależności importowej oraz zależności eksportowej. Określają one stopień
uzależnienia Polski od eksportu i importu paliw.
i
i
Ii
Ki
I - E
W =
Z
[%]
i
i
Ei
Ki
E - I
Z =
Z
[%]
gdzie:
Z
Ki
– zużycie całkowite i-tego nośnika
I
i
– import i-tego nośnika
E
i
– eksport i-tego nośnika
Inne wskaźniki określają pożądany stan zapasów surowców
energetycznych. Pojemność podziemnych magazynów gazu pozwala na
utrzymanie stabilnego zaopatrzenia kraju w ten surowiec, nie pozwala
jednak na zapewnienie odpowiedniego poziomu rezerw strategicznych. W
2008 r. Polska powinna osiągnąć poziom bezpieczeństwa zapasów paliw
naftowych obowiązujący w UE – zapasy odpowiadające średniemu 90-
dniowemu zapotrzebowaniu z poprzedniego roku.
Istotnym czynnikiem bezpieczeństwa energetycznego jest kondycja
finansowa przedsiębiorstw energetycznych. Mierzy się ją przy pomocy
wskaźników płynności, informujących o zdolności regulowania
krótkoterminowych zobowiązań. W przypadku Polski najlepsze wskaźniki
uzyskuje przemysł rafineryjny, natomiast rentowność gazownictwa jest nieco
niższa.
97
Idem.
61
3.3. Polityka państwa w zakresie bezpieczeństwa energetycznego
3.3.1. Dostosowanie prawodawstwa polskiego do regulacji
obowiązujących w UE
Akcesja Polski do Unii Europejskiej pociąga za sobą konieczność
dostosowania polskiego prawodawstwa do norm obowiązujących w UE.
Ważnym procesem wprowadzanym obecnie w UE jest tworzenie jednolitego
rynku gazu. Obowiązująca dyrektywa gazowa określa rok 2008 jako
ostateczny termin jego budowy. Równocześnie Europa stara się realizować
razem z Rosją projekt „partnerstwo energetyczne”, chociaż Rosja nadal
odmawia ratyfikacji Karty energetycznej, z uwagi na dążenie do ochrony
uprzywilejowanej pozycji Gazpromu.
Dotychczas w ramach harmonizacji prawa polskiego z prawem
wspólnotowym Polska wdrożyła wymienione niżej akty prawa dotyczące
górnictwa naftowego oraz gazownictwa:
• Dyrektywa Rady 90/377/EWG z 29.06.1990 r. dotycząca
wprowadzenia procedur zwiększających przejrzystość cen gazu dla
odbiorców przemysłowych. Zgodnie z tą dyrektywą podmioty tworzące
taryfy zostały objęte obowiązkiem przekazywania do Biura
Statystycznego Wspólnot Europejskich informacji o warunkach
sprzedaży i cenach gazu oraz podziale odbiorców na kategorie;
• Dyrektywa Rady 91/296/EWG z 31.05.1991 r. oraz dyrektywa Komisji
95/49/WE dotyczące przesyłu gazu ziemnego za pośrednictwem sieci
gazowych. Nowe rozporządzenie Ministra Gospodarki zawiera zapis w
sprawie informowania Komisji WE o wnioskach o przesył gazu,
zawartych kontraktach oraz przyczynach udzielonych odmów;
98
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit, s.56.
99
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=56&did=469 [23.06.2006r.]
62
• Dyrektywa Rady oraz Parlamentu Europejskiego 94/22/WE z
30.05.1994 r. dotycząca warunków przyznawania i użytkowania
pozwoleń na wstępne prace poszukiwawcze, poszukiwanie oraz
wydobycie węglowodorów. Wprowadzono wymogi i kryteria stosowane
w UE, co zapisano w nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze z
4 lutego 1994 r. Ustawa ta osiągnęła całkowitą zgodność z unijnym
prawem po uchwaleniu do niej znowelizowanych aktów wykonawczych.
Dotyczą one organizacji i przeprowadzania przetargów na nabycie
prawa do użytkowania górniczego, opłat za działalność oraz kar
pieniężnych za naruszenie przepisów;
• Decyzja Rady oraz Parlamentu Europejskiego 96/1254/WE z
5.05.1996 r. określająca wytyczne dotyczące transeuropejskich sieci
energetycznych. Ratyfikacja Karty Energetycznej pociągnęła za sobą
wdrożenie wytycznych dla transeuropejskich sieci gazowych.
Rozszerzono obowiązki operatora systemu w zakresie warunków
przyłączenia do sieci gazociągowych, opłacania kosztów przyłączenia,
świadczenia usług przesyłowych, eksploatacji sieci gazowej, obrotu
gazem, ruchu sieciowego oraz jakościowych standardów obsługi
odbiorców;
• Decyzja Rady 96/391/WE z 28.03.1996 r. ustalająca działania
podejmowane w celu zapewnienia korzystniejszych warunków dla
rozwoju transeuropejskich sieci w energetyce. W prawie polskim
wprowadzono zapis dotyczący współdziałania z Komisją w zakresie
wspierania rozwoju TEN - transeuropejskich sieci energetycznych;
• Rozporządzenie Rady 736/96/WE z 22.04.1996 r. dotyczące
informowania Komisji o inwestycyjnych projektach sektora gazowego,
naftowego i elektroenergetycznego, leżących w obszarach
zainteresowania Wspólnoty. Wdrożono również rozporządzenie Rady
63
2386/96/WE z 16.12.1996 r. wprowadzające rozporządzenie Rady
736/96/WE;
• Dyrektywa Rady oraz Parlamentu Europejskiego 98/30/WE z
22.06.1998 r. dotycząca wspólnych zasad regulujących wewnętrzny
rynek gazu ziemnego.
Polska została zobowiązana do wdrożenia zasady TPA - Third Part Access,
dostępu strony trzeciej, dającej odbiorcom gazu ziemnego możliwość wyboru
dostawcy. Zasada ta poprawia konkurencyjność rynków oraz umożliwia
dywersyfikację dostawców.
Z chwilą wejścia do UE Polska otworzyła swój rynek gazowy w co
najmniej 33% (zgodnie z art. 18 dyrektywy gazowej). Oznacza to pojawienie
się konkurencji zagranicznej dla Polskiego Górnictwa Naftowego i
Gazownictwa. Jednakże rząd polski zamierza przesunąć w czasie planowaną
na połowę 2007 r. pełną liberalizację rynku energii do czasu
zdywersyfikowania dostaw gazu ziemnego do Polski. Według rządowych
szacunków miałoby to miejsce do końca 2010 r. po wybudowaniu terminalu
LNG oraz gazociągu z Norwegii.
Jednakże Komisja Europejska uważa, że
to właśnie liberalizacja będzie sprzyjać zróżnicowaniu struktury dostaw.
Zdaniem Komisji, otwarcie rynków nie ułatwi przejęcia sieci dystrybucji przez
monopolistów, gdyż w tego typu transakcjach muszą być zachowane reguły
konkurencji. Jednocześnie brak w niektórych państwach tzw.
interkonektorów (połączeń umożliwiających przesył pomiędzy systemami
energetycznymi) powoduje, że samo tylko otwarcie rynku nie doprowadzi do
natychmiastowego pojawienia się innych dostawców.
100
Idem.
101
Rząd nie chce uwolnić gazu, Gazeta Wyborcza nr z dn. 9.06.2006.
102
A. Słojewska, Najpierw dostawy z Norwegii, Rzeczpospolita, nr z dn. 9.06.2006r.
64
3.3.2. Inne dokumenty
Najważniejszym dokumentem określającym strategię Polski w zakresie
zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego jest Polityka energetyczna
Polski do 2025 roku. Dokument ten, określany mianem doktryny polityki
energetycznej, został przyjęty 4 stycznia 2005r. przez Radę Ministrów i
zastąpił przyjęte w 2000r. Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r.
Po akcesji naszego kraju do Unii Europejskiej zaistniała bowiem konieczność
zaktualizowania i skorygowania wcześniejszych prognoz i strategii.
Do kluczowych celów polskiej polityki energetycznej zaliczono:
• zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego,
• zwiększenie konkurencyjności gospodarki oraz jej energetycznej
efektywności,
• ochrona środowiska w związku z negatywnymi skutkami działalności
sektora energetycznego (wytwarzaniem, przesyłaniem oraz
dystrybucją paliw i energii).
Rozporządzenie Rady Ministrów z 24.10.2000 r. nakłada na PGNiG
obowiązek zróżnicowania kierunków dostaw gazu ziemnego do Polski.
Określa ono maksymalny udział importu gazu ziemnego z jednego państwa
w całkowitym imporcie tego surowca do Polski. Zgodnie z tym aktem
prawnym udział państwa – największego dostawcy w imporcie do Polski nie
może przekraczać:
- w latach 2001–2002 – 88%
- 2003–2004 – 78%
- 2000–2009 – 72%
- 2010–2014 – 70%
- 2015–2018 – 59%
- 2019–2020 – 49%.
103
http://www.mgip.gov.pl/NR/rdonlyres/CBBE5FE3-3F4A-44DD-AF55-
2FF43943F32C/13548/polit_energ_polski_2025obw.pdf [3.05.2006r.]
65
Rada Ministrów podejmuje również inne decyzje i uchwały, często
reagując na bieżące wydarzenia na rynkach energii. Między innymi
3.01.2006r. w odpowiedzi na rosyjsko – ukraiński kryzys gazowy, który miał
miejsce w styczniu 2006 roku oraz spowodowane nim zakłócenia w
dostawach gazu ziemnego do Polski, podjęto uchwałę dotyczącą
dywersyfikacji dostaw nośników energii. Minister gospodarki został
zobowiązany do przeprowadzenia działań przygotowujących decyzje
handlowe i inwestycyjne dla dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego w trybie
pilnym. Szczególny nacisk położono na budowę terminalu LNG (gazu
skroplonego) oraz dostaw gazu do Polski z innych źródeł (z uwzględnieniem
kryteriów ekonomicznych i możliwości zawarcia długoterminowych
kontraktów na dostawę gazu). Ponadto podkreślono konieczność
przeprowadzenia inwestycji umożliwiających zwiększenie wydobycia gazu
ziemnego na terytorium Polski oraz powiększenie pojemności
magazynowych.
104
M. Lewandowska, op. cit.
105
http://www.cire.pl/item,20406,1.html [4.01.2006r.]
66
Rozdział 4.
PROBLEM DYWERSYFIKACJI ŹRÓDEŁ ZAOPATRZENIA POLSKI W
SUROWCE ENERGETYCZNE
4.1. Poszukiwania nowych złóż ropy naftowej i gazu w kraju –
możliwości eksploatacji
Poszukiwaniem węglowodorów zajmują się w Polsce PGNiG,
Przedsiębiorstwo Poszukiwań i Eksploatacji Złóż Ropy i Gazu Petrobaltic S.A.
a także przedsiębiorstwa zagraniczne posiadające koncesje na działalność
poszukiwawczą wydawane przez Ministra Środowiska. Największy udział w
odkryciach węglowodorów ma PGNiG (ok. 140 złóż ropy naftowej oraz ok.
200 złóż gazu). Wśród firm zachodnich największy sukces odniosła firma
Apache Poland odkrywając złoża gazu na Lubelszczyźnie.
Ważniejsze odkrycia ostatnich lat obejmują:
•
Nowe złoże ropy naftowej w części dna Morza Bałtyckiego należącej do
Polski odkryte w 2003 r. przez Przedsiębiorstwo Poszukiwań i Eksploatacji
Złóż Ropy i Gazu Petrobaltic S.A. Zasoby tego surowca oceniono na 3 mln
ton.
•
Złoża gazu ziemnego i ropy naftowej w okolicach Gorzowa
Wielkopolskiego odkryte w 2003 r. przez PGNiG. Największe z nich to
Międzychód i Lubiatów liczące 4 mln ton ropy oraz 7 mld m
3
gazu. Inne złoża
tego obszaru: Sowia Góra, Sieraków i Grotów liczą po kilka mld m
3
gazu.
106
P. Karnkowski, Przegląd historyczny odkryć złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce, Przegląd
Geologiczny, vol. 52, nr 2/2004.
107
M. Mizerska, Konferencja prasowa Ministerstwa Środowiska i Państwowego Instytutu
Geologicznego, Przegląd Geologiczny, vol. 52, nr 7/2004.
108
Ibidem.
67
Przewiduje się, że w dzięki nowym odkryciom wielkość zasobów
wydobywalnych może w nadchodzących latach ulec zwielokrotnieniu, zaś
roczna produkcja ropy może sięgnąć 2 - 3 mln ton. Jednak mimo tych
odkryć krajowe zasoby ropy będą mogły pokryć zapotrzebowanie Polski na
ten surowiec w niewielkim stopniu. W przypadku gazu ziemnego zasoby
surowca oraz możliwości jego wydobycia są nieco większe, wystarczające dla
pokrycia połowy zapotrzebowania krajowego.
4.2. Dotychczasowe projekty dywersyfikacji źródeł zaopatrzenia
Polski w ropę naftową i gaz
4.2.1. Problem dywersyfikacji dostaw ropy naftowej
Jak
dowiedziono w poprzednich rozdziałach, krajowe zasoby i
wydobycie ropy naftowej nie pozwalają na pokrycie zapotrzebowania na ten
surowiec na rynku wewnętrznym. Jednakże istniejąca infrastruktura pozwala
na import ropy zarówno rurociągami (rurociąg „Przyjaźń”) jak i drogą
morską z wykorzystaniem tankowców (Naftoport).
Dywersyfikacja dostaw ropy naftowej niesie ze sobą pewną
dodatkową, w porównaniu z dostawami gazu, trudność. Ropa z różnych
źródeł cechuje się innymi parametrami technicznymi. Wpływają one zarówno
na cenę surowca, jak i na technologię przerobu w rafineriach. Pochodząca z
Federacji Rosyjskiej ropa Urals jest bardziej zasiarczona niż wydobywana na
Morzu Północnym ropa Brent. Powoduje to stale utrzymującą się różnicę cen
pomiędzy tańszą Urals a droższą Brent, tzw. dyferencjał wynoszący w
pierwszych miesiącach 2006 r. 3 - 4 USD za baryłkę.
Z kolei koszt
przystosowania instalacji w obu polskich rafineriach dla przerobu innej niż
109
http://www.pgi.gov.pl/index.php?option=news&task=viewarticle&sid=123 [8.06.2006r.]
110
K. Łasica, Przekarmiona Europa, Puls Biznesu z dn. 24.04.20006 r.
68
Urals ropy szacuje się na 500 mln zł.
Zatem w chwili obecnej bardziej
opłacalny jest zakup i przerób ropy rosyjskiej.
Jednym z projektów dywersyfikacji dostaw ropy do Polski jest rurociąg
Odessa – Brody – Płock. Rurociąg łączyłby Ukrainę i Polskę, umożliwiając
import ropy z rejonu Morza Kaspijskiego. Istnieje już połączenie Odessa –
Brody. Za pośrednictwem ropociągu możliwe byłoby sprowadzanie ok. 20-25
mln ton ropy na rok.
Połączenie liczyć będzie 674 km, w tym polski
odcinek – 556 km. Według wstępnych szacunków koszt inwestycji wyniósłby
300 mln euro.
Projekt cieszy się poparciem UE z uwagi na możliwość
przesyłu kaspijskiej ropy na rynki europejskie. Również Kazachstan,
zwiększający wydobycie ropy i dążący do dywersyfikacji odbiorców swojego
surowca, wyraża zainteresowanie projektem.
Jednakże obecnie projekt nie wydaje się być ekonomicznie
uzasadniony. Ropa kaspijska mogłaby być przerabiana w Polsce w bardzo
ograniczonym stopniu, z uwagi na wspomniane problemy technologiczne
(niedostosowanie polskich rafinerii do przerobu takiego typu ropy). Z kolei
jako projekt tranzytowy (zaopatrzenie Europy Zachodniej) rurociąg Odessa-
Brody-Płock miałby niewielkie znaczenie z uwagi na jego niewielką, w
stosunku do europejskiego zapotrzebowania, przepustowość. Ropa kaspijska
musiałaby również konkurować z dostawami z Afryki. Co więcej, na pewnym
odcinku projekt wymaga transportu ropy kaspijskiej przez terytorium Rosji,
co stawia pod znakiem zapytania jego całkowitą niezależność od tego kraju.
Za ropociągiem przemawiają m.in. argumenty geopolityczne – wspieranie
prozachodnich dążeń i demokratycznych zmian na Ukrainie jako element
polskiej polityki wschodniej. Równocześnie rurociąg łączący Polskę z
alternatywnymi, w stosunku do ropy rosyjskiej, źródłami zaopatrzenia w ten
111
MDI Strategic Solutions, Analiza sytuacji na polskim rynku ropy naftowej, Warszawa 2005 r., s. 6.
112
M. Diakonowicz, Skąd i dokąd, Nafta & Gaz Biznes, nr 2/3/4/2006.
113
http://www.mi.gov.pl/aktualnosci/1102.html [20.06.2006r.]
114
http://www.cire.pl/item,21676,1.html [18.03.2006r.]
69
surowiec może mieć większe znaczenie w przyszłości, zwłaszcza w
przypadku większego zainteresowania polskich rafinerii przerobem innego
typu ropy niż ciężka ropa rosyjska.
Innym, raczej mniej prawdopodobnym, lecz realnym projektem jest
pozyskanie pól naftowych w innych krajach, samodzielnie lub we współpracy
z doświadczonym partnerem. Wydobyty surowiec można by przerabiać w
polskich rafineriach lub sprzedawać innym krajom. Rozważane lokalizacje
ewentualnej inwestycji to m.in. Libia, Kuwejt, Azerbejdżan. Irak, mimo
znaczących zasobów ropy i zaangażowania Polski w tym regionie, z uwagi na
bardzo niestabilną sytuację wewnętrzną, nie jest brany pod uwagę.
Dywersyfikacja dostaw ropy naftowej wymaga uwzględnienia nie tylko
ekonomicznych, ale też geopolitycznych uwarunkowań. Dostawy z Rosji oraz
znad Morza Kaspijskiego nie są obciążone znaczącym ryzykiem. Natomiast
niestabilność sytuacji politycznej na Bliskim Wschodzie po 11.09.2001 r.
oraz napięte stosunki krajów zachodnich z Iranem w związku z irańskim
programem wzbogacania uranu zwiększają ryzyko, jakim obciążone są
ewentualne dostawy surowców energetycznych z tych krajów.
4.2.2. Możliwości dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego
Problem dywersyfikacji dostaw gazu do Polski nie jest nowy, projekty
zróżnicowania źródeł zaopatrzenia kraju w ropę naftową i gaz były
wysuwane w ciągu ostatnich kilku lat. Jednakże tempo prac nabrało
przyspieszenia w efekcie rosyjsko–ukraińskiego kryzysu gazowego w
styczniu 2006 roku. 1 stycznia Rosja ograniczyła dostawy gazu na Ukrainę,
wznowiła je po dwóch dniach, na co zapewne w pewnym stopniu wpłynęły
gwałtowne protesty państw europejskich. Konflikt zakończyło podpisanie
115
M. Diakonowicz, op. cit.
116
A. Grzeszak, Para w ropę, Polityka nr 6/2005.
70
umowy o dostawie gazu ze spółką-córką Gazpromu RosUkrEnergo po cenie
niemal dwukrotnie wyższej, niż w roku poprzednim (95 USD za 1000 m
3
),
lecz niższej, niż strona rosyjska domagała się podczas konfliktu (230 USD za
1000 m
3
). Według Rosji Gazprom dążył do urynkowienia handlu gazem,
jednakże niektórzy analitycy przypuszczają, że mogła to być próba przejęcia
kontroli na ukraińskim systemem przesyłowym oraz osłabienie wpływów sił
demokratycznych w tym kraju.
Import gazu w postaci płynnej umożliwia, tzw. skroplonego gazu
ziemnego LNG (ang. Liquified Natural Gas) warunkuje budowa terminalu
gazowego. Najszerzej wykorzystuje się obecnie gaz LPG (ang. Liquified
Petroleum Gas) - mieszaninę propanu i butanu, uzyskiwaną głównie jako
produkt uboczny podczas przerobu (rafinacji) ropy naftowej. Stosuje się
również skroplony naturalny gaz ziemny oraz propan techniczny i butan
techniczny.
Jedną z najważniejszych zalet gazu skroplonego jest konkurencyjna
cena rynkowa w porównaniu z gazem dostarczanym siecią gazociągową.
Według Urzędu Regulacji Energetyki już w 2004 roku gaz transportowany
gazociągami był średnio o 9% droższy od LNG. Eksperci spodziewają się
dalszych spadków ceny gazu płynnego by zachęcić do rosnącej sprzedaży i
wykorzystania tego paliwa. Co istotne, handel gazem skroplonym w
większym stopniu niż obrót gazem rurociągowym podlega mechanizmom
rynkowym. Można zatem oczekiwać wzrostu zainteresowania technologią
LNG w nadchodzących latach.
Technologia LNG wymaga jednak poniesienia znacznych kosztów.
Konieczne jest wybudowanie terminali eksportowych (m.in. skroplenie i
magazynowanie), importowych – do regazyfikacji LNG oraz zapewnienie
specjalistycznych tankowców przystosowanych do przewozu LNG.
117
K. Pełczyńska-Nałęcz, I. Wiśniewska, Rosyjsko-ukraiński kompromis gazowy, Komentarze Ośrodka
Studiów Wschodnich, 5.01.2006.
118
B. Zator, Nadchodzi era gazu ziemnego, Nafta & Gaz Biznes, nr 12/2004, s. 18.
119
Idem.
71
Koszty projektu LNG rozkładają się na cztery podstawowe elementy:
• produkcja gazu (wydobycie i transport gazu ziemnego do terminalu
LNG) – 15–20% kosztów projektu;
• terminal LNG (obróbka, skraplanie, magazynowanie i załadunek gazu)
– 30–45% kosztów;
• transport morski (koszt budowy lub wynajęcia statku) – 10–30%
kosztów;
• terminal odbiorczy LNG (wyładunek, magazynowanie, regazyfikacja i
dystrybucja) – 15–25% kosztów.
W przypadku Polski koszt budowy terminalu o przepustowości 5 mld
m
3
i zakupu floty metanowców (okrętów przystosowanych do transportu
gazu LNG) wyniósłby około
3.2
mld zł. Można również rozważyć
wyleasingowanie statków, jednakże z uwagi na bardzo wysokie koszty takiej
usługi ich budowa prawdopodobnie okaże się bardziej opłacalna. Rozważa się
następujące lokalizacje terminalu: Gdańsk, Świnoujście, Szczecin lub
Police.
Przygotowywane są również dwa inne projekty terminalu, o
przepustowości 3 mld m
3
i 7 mld m
3
na rok.
Zapotrzebowanie na LNG na rynkach światowych jest obecnie większe
niż podaż tego paliwa. Stąd podkreśla się konieczność zabezpieczenia źródeł
zaopatrzenia Polski w gaz, poprzez zawarcie długoterminowych umów na
jego dostawę.
W porównaniu z projektem terminalu LNG planowane gazociągi są
najczęściej znacznie mniej kosztowne. Jednakże nie zapewniają one tak
różnorodnych możliwości dywersyfikacji dostaw, jak terminal. Z drugiej
strony, położenie geograficzne Polski pozwala na przedstawianie różnych, nie
wykluczających się projektów połączeń gazociągowych, umożliwiających
import gazu ziemnego z różnych krajów.
120
Idem.
121
K. Golachowski, Jak sprowadzić..., op. cit.
122
A. Łakoma, P. Reszka, Gaz płynie, a konflikt narasta, Rzeczpospolita z dn. 4.01.2006r.
72
• Amber – łączyłby Danię i Litwę (w perspektywie również Łotwę,
Estonię i Finlandię). Według planów przebiegałby przez północną
Polskę i pozwalałby na przesył gazu w dwóch kierunkach. Koszt jego
budowy ocenia się na 1,6 mld zł, zaś roczną wydajność dla Polski na 2
mld m
3
(przy 30 mld m
3
całkowitej przepustowości);
• BalticPipe – miał łączyć polską sieć gazociągową z Danią i Norwegią
pozwalając na przesłanie łącznie 7 mld m
3
z obu tych krajów, w tym
dla Polski od 2 do 5 mld m
3
na rok. Planowaną długość gazociągu
ustalono na 230 km, zaś koszt budowy szacowano na 335 mln euro.
Projekt upadł mimo deklaracji poparcia obu zainteresowanych rządów;
• Bernau-Szczecin- umożliwiałby przesył do Polski 1,5 do 5 mld m
3
(według różnych szacunków) gazu z Niemiec. Łączny koszt budowy 30-
kilometrowego odcinka gazociągu (po stronie polskiej) miał wynieść
100 mln USD.
Gazociąg ten łączyłby Polskę z niemieckim, a co za
tym idzie, europejskim systemem gazowniczym. Projekt niemieckiego
Ruhrgasu i polskiego Bartimpeksu nie został zrealizowany, natomiast
zastąpiono go alternatywną koncepcją. W 2006r. planowano uruchomić
w gminie Police tzw. interkonektor – połączenie polskiego i
niemieckiego systemów gazowych, wspólną inwestycję PGNiG oraz
niemieckiej spółki przesyłowej VNG-Verbundnetz Gas AG.
Interkonektor pozwalałby na wymianę handlową z rynkami
europejskimi oraz na zaopatrzenie Polski w 1,5 mld m
3
gazu ziemnego
rocznie;
• Jamał II – według planów miał przebiegać równolegle do pierwszej
nitki Gazociągu Jamalskiego. Przepustowość obu rurociągów miała
wynieść 65,7 mld m
3
, z czego sam Jamał II dostarczyłby Polsce 3 mld
m
3
;
123
A. Bytniewska, Bartimpex chce wrócić do gry o gaz, Puls Biznesu z dn. 22.11.2005.
124
PGNiG, Raport roczny 2004, s.39.
73
• Nabucco – ma połączyć Turcję, Bułgarię, Rumunię, Węgry i Austrię.
Możliwe źródła dostaw gazu to rejon Morza Kaspijskiego, Azja
Środkowa i Środkowy Wschód. Gazociąg liczyłby 3 400 km, koszt jego
budowy szacuje się na 4,4 mld euro. Dzięki porozumieniu, jakie PGNiG
zamierza zawrzeć z Austrią i Czechami możliwe byłoby podłączenie
Polski do tego gazociągu, z odbiorem gazu na polsko-niemieckiej
granicy.
Projekt ten wymaga jeszcze rządowych ustaleń. Po
planowanym uruchomieniu Nabucco w 2009 r. do Polski mogłoby trafić
2-3 mld m
3
gazu ziemnego na rok;
• Norweski – miał stanowić wspólne przedsięwzięcie norweskiego Statoil
oraz PGNiG budowane na podstawie polsko - norweskiego
porozumienia rządowego. Gazociąg miał łączyć Morze Północne z
polskim wybrzeżem, trafiając również do Norwegii i Szwecji. Jego
długość wyniosłaby ok. 1000 km, do Polski trafiłoby 5 mld m
3
gazu (z 8
mld m
3
całkowitej przepustowości). Projekt, mimo zaawansowanych
prac, nie został zrealizowany, natomiast w ostatnim czasie powrócono
do tych planów. Gazociąg norweski umożliwiłby Polsce bezpośredni
odbiór surowca z Norwegii, z pominięciem tranzytu przez Niemcy,
podnoszącego koszty dostaw.
Decyzja dotycząca budowy gazociągu
może zostać podjęta jesienią 2006 r. Jego koszt szacuje się wstępnie
na ponad 500 mln euro;
• Sarmacja – projekt gazociągu biegnącego dnem Morza Czarnego przez
Armenię, Gruzję, Ukrainę i Polskę do Zachodniej Europy, omijając
terytorium Rosji. Gaz pochodziłby ze złóż w Kazachstanie,
Azerbejdżanie, Iranie i państwach sąsiednich obejmujących, według
niektórych szacunków, nawet 700 mld m
3
surowca.
Szacowany
koszt gazociągu wynosi 2,8-4,0 mld euro. Planowana przepustowość
125
M. Diakonowicz, op. cit.
126
A. Łakoma, Gra o energetyczną niezależność Polski, Rzeczpospolita z dn. 20.06.2006.
127
M. Diakonowicz, op. cit.
74
wyniosłaby ok. 20 mld m
3
rocznie, z czego 3-4 mld m
3
przeznaczone
byłyby dla Polski;
• Ustiług-Zosin-Moroczyn – gazociąg łączyłby systemy gazowe Polski i
Ukrainy. Szacuje się, że do końca 2007r. do Polski trafiłoby 17,5 mln
m
3
gazu, zaś po dalszej rozbudowie sieci dostawy mogą wzrosnąć
nawet do 0,8 mld m
3
(cała dostępna przepustowość byłaby
przeznaczona dla Polski).
Projekty te są nieustannie poddawane ocenom. Prawdopodobieństwo
ich realizacji oraz wartość handlowa są weryfikowane przez aktualną
sytuację gospodarczą i geopolityczną (m.in. rosyjsko – ukraiński kryzys
gazowy ze stycznia 2006r.). Dla przykładu, źródła z 2002 roku podają w
wątpliwość konieczność, a nawet celowość, budowy terminalu LNG.
W
świetle ostatnich wydarzeń (głównie wspomnianego powyżej kryzysu
gazowego) prawdopodobieństwo realizacji tego projektu znacząco wzrosło.
Jedna z takich ocen została przeprowadzona na prośbę miesięcznika
„Świat Energii”. Troje ekspertów: Elżbieta Wróblewska (naczelnik Wydziału
Gazownictwa DBE Ministerstwa Gospodarki), Bogdan Pilch (Dyrektor
przedstawicielstwa Gaz de France w Polsce) oraz Andrzej Piwowarski
(doradca zarządu PGNiG ds. strategii i rozwoju) oceniło projekty gazociągów
oraz terminalu LNG pod kątem prawdopodobieństwa ich realizacji oraz
wartości handlowej dla Polski. Elżbieta Wróblewska uważa, że największym
prawdopodobieństwem realizacji wyróżniają się projekty Gazociągu
Północnoeuropejskiego, połączenia Usiług – Zosin - Moroczyn oraz terminalu
LNG. Za najmniej prawdopodobne uznała ona projekty gazociągów
BalticPipe, Norweskiego oraz Amber. Natomiast najwyższą wartość handlową
posiada według niej Gazociąg Północnoeuropejski oraz Usiług – Zosin –
Moroczyn. Z kolei Bogdan Pilch jako projekty o najwyższym
128
K. Głowacki, Problemy dywersyfikacji dostaw gazu, Nafta & Gaz Biznes nr 1/2/2002.
75
prawdopodobieństwie realizacji wskazuje Gazociąg Północnoeuropejski,
Jamał II oraz terminal LNG. Za wątpliwą uważa budowę gazociągów
BalticPipe, Norweskiego oraz Amber. Najwyższą wartość handlową przyznaje
zaś gazociągom Baltic Pipe i Norweskiemu oraz terminalowi LNG, minimalnie
niżej oceniając Jamał II. Andrzej Piwowarski za najbardziej prawdopodobny
uważa projekt połączenia z Gazociągiem Północnoeuropejskim, za najmniej
prawdopodobne uznając powstanie gazociągów Amber, Sarmacja i Usiług –
Zosin – Moroczyn. Najwyższą wartość handlową posiadają, według niego,
gazociągi Północnoeuropejski, BalticPipe i Norweski i terminal LNG. Po
uśrednieniu ocen ekspertów najwyższą ocenę spośród analizowanych
projektów otrzymał Gazociąg Północnoeuropejski, nieco niższą – terminal
LNG oraz Jamał II. Najniżej oceniono projekty gazociągów Amber, BalticPipe
i Norweski.
Spośród najwyżej ocenionych i zarazem najbardziej
prawdopodobnych projektów jedynie terminal LNG umożliwia faktyczne
zmniejszenie zależności Polski od dostaw gazu z Rosji.
Pod koniec czerwca 2006 r. najbardziej prawdopodobna wydaje się być
realizacja dwóch projektów: terminalu LNG oraz gazociągu norweskiego.
Jednakże eksperci zastanawiają się nad celowością realizacji obu projektów
jednocześnie. Istnieją bowiem poważne wątpliwości dotyczące możliwości
wchłonięcia przez rynek dodatkowych ilości gazu ziemnego. Notowane w
ostatnich latach zapotrzebowanie na gaz nie ulegało znaczącemu
zwiększeniu, również w najbliższych latach nie przewiduje się w tym zakresie
istotnych zmian. Tymczasem za 5 lat, gdy do Polski mógłby już docierać gaz
z gazociągu norweskiego oraz terminalu LNG, na polskim rynku znalazłoby
się łącznie 20 mld m
3
surowca (5,5 mld m
3
– wydobycie krajowe, dostawy z
Rosji – 8 mld m
3
, z Norwegii – 3,5 mld m
3
, z terminalu – ok. 3 mld m
3
).
129
K. Kochanowski, Jak importować więcej gazu, Świat Energii, nr 2/2006.
130
A. Łakoma, Gra…, op. cit.
76
4.3. Rozwiązania w zakresie dostaw ropy naftowej i gazu w innych
krajach
Unia Europejska pozostawia swoim członkom swobodę w zakresie
dywersyfikacji dostaw źródeł energii. Liberalizacja rynku gazu realizowana w
ramach Wspólnoty Europejskiej nie stawia bowiem sztywnych warunków w
tym zakresie.
Dywersyfikacja dostaw gazu ziemnego zastosowana w wybranych
krajach europejskich została zaprezentowana w tabeli 11.
Tabela 11. Dywersyfikacja dostaw gazu
w wybranych krajach europejskich w 2004 roku
Kraj
Zużycie
(mld m
3
)
Wydobycie
własne
(mld m
3
)
Import
gazociągami
(mld m
3
), w
nawiasie liczba
dostawców
Wielkość importu
gazociągami od
największego
dostawcy (w %)
Import LNG
(mld m
3
); udział
największego
dostawcy w %;
w nawiasie liczba
dostawców
Austria 9,5 1 7,8
(3) 76,9/R
0
Belgia
16
0
16,4 (5)
46,3/H
2,85 (1) 100/A
Białoruś
18,5 0 18,5
(1) 100/R
0
Bułgaria
3,1 0 2,9
(1) 100/R
0
Czechy 8,8 0 9,8
(2) 73,3/R
0
Dania 5,4 9,4
0
-
0
Estonia 1 0 1,2
(1) 100/R
0
Finlandia 4,4
0 4,61
(1) 100/R
0
131
K. Głowacki, op. cit.
77
c.d. tabeli 11.
Kraj
Zużycie
(mld m
3
)
Wydobycie
własne
(mld m
3
)
Import
gazociągami
(mld m
3
), w
nawiasie liczba
dostawców
Wielkość importu
gazociągami od
największego
dostawcy (w %)
Import LNG
(mld m
3
); udział
największego
dostawcy w %;
w nawiasie liczba
dostawców
Francja
44,7
2
37,05 (5)
39,5/Nor
7,63 (3) 88/A
Grecja
2,4 0 2,2
(1) 100/R
0,55
(1)
100/A
Irlandia 4,1 0 3,7
(1) 100/WB
0
Hiszpania
27,3
0
9,74 (2)
77,3/A
17,51 (7) 38/A
Litwa 3 0 2,6
(1) 100/R
0
Luksemburg 1,3
0
1,3
(2)
53,8/N
0
Łotwa 2 0 1,4
(1) 100/R
0
Niemcy 85,9 16,4 91,76
(5) 41,1/R
0
Norwegia 4,6 78,5
0
-
0
Polska 13,2 4,4 9,1
(4) 86,8/R
0
Portugalia
3,1
0
2,25 (1)
100/A
1,31 100/Nig
Rosja 402,1
589,1 0
-
0
Rumunia 18,8 13,2 5,9
(2)
77,9/R
0
Serbia 1,5 0 1,76
(1) 100/R
0
Słowacja
6,8 0 7,3
(1) 100/R
0
Słowenia 1
0 1,1
(3) 50,9/R
0
Szwajcaria 3
0 2,87
(4) 41,8/N
0
78
c.d. tabeli 11.
Kraj
Zużycie
(mld m
3
)
Wydobycie
własne
(mld m
3
)
Import
gazociągami
(mld m
3
), w
nawiasie liczba
dostawców
Wielkość importu
gazociągami od
największego
dostawcy (w %)
Import LNG
(mld m
3
); udział
największego
dostawcy w %;
w nawiasie liczba
dostawców
Szwecja 0,8 0 1,05
(2) 85,7/D
0
Turcja
22,1
1
17,91 (2)
80,1/R
4,27 (2) 76/A
Ukraina 70,7 18,3 50,5
80/R
0
Węgry 13 3 10,95
(4) 85,1/R
0
Wielka
Brytania
98 95,9
11,4
(4) 79,8/Nor
0
Włochy
73,3
13
61,4 (6)
38,4/A
5,9 (2) 64/Nig
Skróty nazw krajów: A – Algieria, D – Dania, H – Holandia, N – Niemcy, Nig –
Nigeria, Nor – Norwegia, R – Rosja, WB – Wielka Brytania
Źródło: opracowanie własne na podstawie BP Statistical Review of World Energy
June 2005 oraz Skąd się bierze gaz dla Europy i Polski, Krzysztof Kochanowski,
Świat Energii nr 2/2006.
Poszczególne
państwa prezentują odmienne podejście do zagadnienia
bezpieczeństwa energetycznego. Największe kraje europejskie, które
zazwyczaj jednocześnie importują duże ilości gazu ziemnego, dążą do
zróżnicowania źródeł dostaw tego surowca. Dla przykładu, Francja importuje
gaz rurociągami od pięciu dostawców, przy czym udział w dostawach
najważniejszego z nich, Norwegii, nie przekracza 40%. Równocześnie
Francja sprowadza gaz skroplony od trzech dostawców, aczkolwiek udział
LNG w imporcie gazu ogółem nie przekracza 18%. Natomiast Włochy ponad
90% gazu ziemnego importują rurociągami od sześciu krajów – dostawców,
spośród których najważniejszy – Algieria - dysponuje udziałem nie
79
przekraczającym 39%. Niespełna 9% gazu ziemnego Włochy sprowadzają w
postaci skroplonej od dwóch dostawców. Z kolei Niemcy korzystają jedynie z
dostaw rurociągowych z pięciu krajów, najwięcej gazu sprowadzając z
Federacji Rosyjskiej (ponad 40% importu gazu ogółem). Należy zauważyć
dość znaczącą dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do stosunkowo
niewielkiej Belgii. Sprowadza ona gaz ziemny od pięciu dostawców
rurociągami (udział największego z nich – sąsiedniej Holandii – nie
przekracza 47%) oraz od jednego dostawcy gazu LNG (15% importu gazu
ogółem). Co więcej, przy zerowym wydobyciu własnym reeksportuje ona
sprowadzony surowiec do czterech krajów europejskich. Interesujący jest
przypadek Hiszpanii, która ok. 64% importowanego gazu ziemnego
sprowadza w postaci skroplonej od siedmiu dostawców (udział największego
z nich nie przekracza 38%). Pozostałe 36% Hiszpania importuje gazociągami
od dwóch dostawców, pozostając jednocześnie jednym z nielicznych
europejskich krajów nie kupujących gazu ziemnego od Rosji
.
Inne kraje europejskie zazwyczaj są w większym lub mniejszym
stopniu zależne od dostaw gazu z zasobnych w ten surowiec państw, przede
wszystkim z Federacji Rosyjskiej. Aż dziewięć spośród krajów
przedstawionych w tabeli jest całkowicie uzależnione od dostaw z Rosji.
Jedynie trzy państwa – sama Rosja, Norwegia oraz Dania nie sprowadzają
gazu ziemnego z zagranicy, gdyż wydobycie własne pozwala im nie tylko na
zaspokojenie zapotrzebowania krajowego, ale również na eksport.
W przypadku technologii LNG istnieje naturalne ograniczenie jej
wykorzystywania – dostęp do morza. Stąd nie może być ona stosowana
przez kraje takie jak np. Czechy, Austria, Węgry. Również oddalenie
geograficzne od krajów – eksporterów LNG wpływa na udział importu gazu
skroplonego w strukturze dostaw. Kraje basenu Morza Śródziemnego oraz
Europy Południowej (Grecja, Hiszpania, Portugalia, Turcja, Włochy)
132
BP Statistical… 2005, op. cit., s. 28.
80
korzystają z gazu skroplonego w znacznie większym stopniu niż kraje
północnej Europy.
W ostatnim czasie obserwuje się wzrost zainteresowania technologią
LNG w Europie. Przewiduje się, że za kilka lat Europa będzie sprowadzać o
kilkadziesiąt miliardów metrów sześciennych gazu skroplonego więcej niż
obecnie. Budowane, rozbudowywane i rozważane projekty terminali LNG
znajdują się m.in. w Niemczech, Holandii, Wielkiej Brytanii, Belgii, Francji,
Hiszpanii, Włoszech i Turcji.
Największy z nich, terminal położony na
brytyjskiej wyspie Grain pozwoli na przesłanie 14,5 mld m
3
gazu ziemnego
rocznie. Źródłem zaopatrzenia dla większości projektów będą kraje arabskie
(Katar, Abu Dhabi, Oman) oraz Afryki Północnej (Algieria, Egipt, Libia,
Nigeria), chociaż planuje się również import gazu z Ameryki Środkowej
(Trynidad i Tobago), a nawet Australii.
Druga dyrektywa gazowa wprowadza zasady otwartego dostępu do
gazowej infrastruktury, chociaż operatorzy terminali mogą starać się o
wyłączenie z obowiązku udostępniania zdolności przesyłowych. Sprawa
dostępu stron trzecich do infrastruktury rozwiązywana jest na różne
sposoby, co spowalnia proces tworzenia wspólnego europejskiego rynku
gazowego. Wprowadzenie standardowych reguł będzie jednak koniecznością,
z uwagi na rosnące zapotrzebowanie na gaz skroplony w Europie, a co za
tym idzie – zwiększające się obciążenie terminali.
Stopień dywersyfikacji dostaw zależy również od udziału gazu
ziemnego w bilansie nośników energii. Kraje, pokrywające swoje potrzeby
energetyczne głównie innymi niż gaz nośnikami energii, mogą pozwolić sobie
na współpracę z jednym tylko dostawcą. W takiej sytuacji znajdują się np.
Finlandia, Irlandia, Grecja i Portugalia.
133
Europa otwiera się na skroplony gaz, Świat Energii nr4/2006.
134
Idem.
135
K. Głowacki, op. cit.
81
Tabela 12. Ropa naftowa w Europie
– główne kierunki eksportu i importu
Import do Europy
Eksport z Europy
Eksporter
Wielkość
importu
w mln ton
Udział
w %
Importer
Wielkość
eksportu
w mln ton
Udział
w %
Kraje b. ZSRR
264,9
42,6
USA 48,1
49,4
Bliski Wschód
159,6
25,7
Kanada 24,6
25,3
Afryka Północna 95,5
15,4
Afryka 10,4
10,7
Afryka Zachodnia
27,0
4,3
Inne 14,3
14,6
USA 12,0
1,9
Łącznie 97,4
100,0
Ameryka Śr. I Płd. 11,7 1,9
Meksyk 9,1
1,5
Inne 41,6
6,7
Łącznie 621,4
100,0
Źródło: opracowanie własne na podstawie BP Statistical Review of World Energy
June 2005.
W przypadku ropy naftowej sytuacja jest nieco inna, bowiem dzięki
infrastrukturze umożliwiającej sprowadzanie ropy drogą morską państwa
europejskie są bardziej niezależne w wyborze dostawcy. Głównym
kierunkiem eksportu pozostaje Rosja i kraje byłego ZSRR, na drugim
miejscu znajdują się dostawcy z Bliskiego Wschodu, na trzecim zaś – kraje
Afryki Północnej. Europa jest importerem netto ropy naftowej, bowiem
import przewyższa eksport sześciokrotnie.
Współpraca Unii Europejskiej z Federacją Rosyjską bywa utrudniona.
Spowodowane jest to różnymi oczekiwaniami partnerów. Unia obawia się
82
uzależnienia od jednego dostawcy i dąży do dywersyfikacji dostaw surowców
energetycznych, zwłaszcza gazu ziemnego. Takie postępowanie jednocześnie
podnosi poziom bezpieczeństwa energetycznego krajów europejskich oraz
zwiększa konkurencyjność na wspólnym rynku energii. Federacja Rosyjska
odbiera to jako ograniczanie możliwości ekspansji jej koncernów, a nawet
„nieuczciwą konkurencję”. Nie obywa się bez pogróżek zwiększenia dostaw
gazu ziemnego do Azji kosztem Europy. Z kolei Unia Europejska oczekuje od
Rosji zlikwidowania monopolu Gazpromu na przesył gazu z Rosji i Azji
Środkowej, co zostało zapisane w Karcie energetycznej uzgodnionej z UE.
Jednakże Rosja nie zgadza się na to i nie przewiduje ratyfikacji Karty
energetycznej. Tym samym zablokowane są możliwości inwestycji
zachodnich firm w sektorze gazowym na Wschodzie.
Gazprom nie
zamierza również udostępniać swojej sieci gazociągowej innym krajom,
tłumacząc to pełnym zagospodarowaniem i rozplanowaniem systemu
przesyłowego na najbliższe 20-25 lat.
Europa z uwagą obserwuje ekspansję Gazpromu na nowych rynkach i
umowy o współpracy, zwłaszcza kontrakt z Chinami oraz porozumienie z
Algierią i rozmowy z Libią. Porozumienie to budzi kontrowersje, bywa
bowiem postrzegane jako próba budowy „gazowego OPEC”.
136
A. Kublik, Gazprom szykuje dla Europy gazowy OPEC, Gazeta Wyborcza z dn. 27.04.2006 r.
137
Gazprom w pełni świadomy swojej energetycznej potęgi, Parkiet, nr z dn. 31.05.2006 r.
83
PODSUMOWANIE
Dotychczasowe
rozważania doprowadzają do następujących wniosków:
• Federacja Rosyjska dysponuje ogromnymi zasobami ropy naftowej i
gazu ziemnego. Jest również jednym z najważniejszych światowych
producentów i eksporterów tych surowców;
• Polskie zasoby ropy i gazu są zbyt małe, by sprostać zapotrzebowaniu
na rynku wewnętrznym, co zmusza nasz kraj do importu omawianych
surowców energetycznych. Prognozy nie przewidują zaś odkrycia
większych złóż, czy też znaczącego zwiększenia wydobycia krajowego
ropy i gazu;
• Rosja jest najważniejszym dostawcą ropy naftowej i gazu ziemnego do
Polski. Oba kraje są związane długoterminowymi kontraktami
(kontrakt jamalski) oraz interesem ekonomicznym (opłacalność
importu tańszej ropy rosyjskiej);
• Jakkolwiek zaszłości historyczne często rzutują na wzajemne stosunki
Polski i Rosji, wzajemna współpraca jest konieczna. Rosja, jako
znaczący producent i eksporter surowców energetycznych ma
silniejszą pozycję jako partner handlowy niż Polska, jako importer ropy
i gazu. Stawiając na pierwszym miejscu interes polityczny Polski
należy jednak dążyć do kompromisów i porozumienia tam, gdzie są
one możliwe i nie pociągają za sobą zbyt wielkich wyrzeczeń.
Dodatkowo uczestnictwo w strukturach europejskich jest szansą
wzmocnienia naszej pozycji wobec silniejszego sąsiada;
• Bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i ropy naftowej do Polski jest
kwestią o ogromnym znaczeniu. Ponieważ Polska nie jest
samowystarczalna energetycznie, bezpieczeństwo w zakresie dostaw
zapewni jej jedynie dywersyfikacja dostawców i kierunków importu;
84
• Zróżnicowanie kierunków dostaw jest konieczne również dlatego, że
sytuacja polityczna krajów-eksporterów surowców jest dość często
niestabilna politycznie, bywają one również niesumiennymi lub wręcz
nieobliczalnymi partnerami handlowymi. Również w przypadku Rosji
można zaobserwować nie do końca przemyślane działania i
bezkompromisowe deklaracje, jak np. podczas kryzysu rosyjsko-
ukraińskiego w styczniu 2006 roku;
• Jednocześnie na tle innych eksporterów surowców paliwowych Rosja
jawi się jako kraj stosunkowo przewidywalny i ustabilizowany. Dostawy
z tego kraju mimo wszystko niosą ze sobą mniejsze ryzyko;
• Federacja Rosyjska jest również uzależniona od handlu ropą i gazem –
jako eksporter. Także w jej interesie leży niezakłócona wymiana
handlowa i możliwość sprzedaży eksportowanych surowców. Dobrą
polityką wydaje się być dążenie do nawiązywania ściślejszej
współpracy Unii Europejskiej z Federacją Rosyjską, zwłaszcza w
kontekście bezpieczeństwa energetycznego;
• Dotychczas zaproponowane projekty dywersyfikacji dostaw ropy
naftowej i gazu ziemnego do Polski są dość liczne i różnorodne. W ich
realizacji przeszkadza brak woli politycznej oraz ciągłości polityki w
zakresie energii realizowanej przez kolejne rządy. Niebagatelną
przeszkodą są również ograniczone fundusze, a w szczególności
priorytety ich wydatkowania;
• Dywersyfikacja kierunków importu ropy naftowej jest kwestią bardziej
problematyczną i niejednoznaczną niż dywersyfikacja dostaw gazu
ziemnego. Opłacalność i celowość różnicowania dostaw ropy (przy
istniejących możliwościach dzięki posiadaniu przez Polskę Naftoportu)
jest mniej oczywista niż w przypadku gazu ziemnego, mimo niemal
całkowitego uzależnienia od importu z Rosji;
85
• Problem dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego nie dotyczy jedynie
Polski, lecz również większości krajów europejskich. Wspólne działania
podejmowane przez te kraje w ramach Unii Europejskiej (np. dążenie
do stworzenia wspólnego europejskiego rynku gazu) mogą być
skuteczniejsze i zapewnić wyższy poziom bezpieczeństwa członkom
UE, w tym Polsce. Również połączenie systemów gazowych (z
technicznego punktu widzenia) daje fizyczną możliwość przesyłu gazu,
wymiany handlowej i zróżnicowania dostawców. Połączone kraje są
również silniejszym partnerem handlowym, ze zdaniem którego należy
się bardziej liczyć;
• Prawdopodobne jest rosnące uzależnienie od importu ropy i gazu,
wynikające również z wyczerpywania się złóż tych surowców w krajach
dotychczas zasobnych;
• Technologia LNG wydaje się być bardzo obiecująca i otwierać więcej
możliwości niż tradycyjny przesył rurociągowy. Umożliwia ona
sprowadzanie gazu ze znacznych odległości, a koszt jej stosowania
systematycznie maleje. Obecnie obserwuje się lawinowy wzrost liczby
kolejnych terminali służących do eksportu i importu skroplonego gazu,
również w Unii Europejskiej. Poszerza to, przynajmniej teoretycznie,
możliwości handlu w obrębie Wspólnoty lub wzajemnej pomocy w
ewentualnej sytuacji kryzysowej;
• Należy mieć na uwadze, że rozwiązanie problemu dywersyfikacji
dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego do Polski nie jest kwestią kilku
miesięcy, lecz kilku lat;
• Działania zmierzające do poprawy stanu bezpieczeństwa
energetycznego Polski podejmowane przez kolejne ekipy rządzące
okazały się jak dotychczas niewystarczające. Brakuje im ciągłości i
konsekwencji z uwagi na zmiany partii rządzącej po każdych kolejnych
wyborach parlamentarnych. Przyspieszenie działań następuje często w
86
następstwie kolejnych napięć i kryzysów, tak jak miało to miejsce w
styczniu 2006 r. w wyniku konfliktu rosyjsko-ukraińskiego. Później
działania te bywają odkładane na bliżej nieokreśloną przyszłość;
• Atutem Polski jest geopolityczne położenie na mapie Europy. Niestety,
niejednokrotnie nasz kraj nie potrafił tego należycie wykorzystać.
Granicząc z potężnym producentem ropy i gazu z jednej, a chłonnym
rynkiem z drugiej strony Polska mogłaby czerpać większe niż obecnie
korzyści z tranzytu, nie tylko surowców energetycznych;
• Polsce potrzebne jest niewątpliwie szersze spojrzenie geopolityczne,
również w kontekście dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego oraz
sposobów zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Działania
polityczne powinny zatem wykraczać poza doraźne cele i korzyści,
koncentrując się na długofalowych strategiach i przemyślanych
rozwiązaniach;
• W obliczu wyczerpania się złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w
długookresowej perspektywie należy poszukiwać nowych,
alternatywnych źródeł energii oraz stopniowo wdrażać nowe
technologie, zwłaszcza energooszczędne. Jest to jednak punktem
wyjścia do rozważań wykraczających poza zakres tematyczny
niniejszej pracy.
87
BIBLIOGRAFIA
PUBLIKACJE NAUKOWE I ARTYKUŁY PRASOWE
1. Adamczyk P., Nowe taryfy Gazpromu, Parkiet z dn. 30.05.2006.
2. Bojarski W., Bezpieczeństwo energetyczne, Wokół Energetyki nr 6/2004.
3. Bytniewska A., Bartimpex chce wrócić do gry o gaz, Puls Biznesu z dn.
22.11.2005.
4. Czekański M., Putin da gaz, nie da ropy, Rzeczpospolita z dn.
22.03.2006.
5. Diakonowicz M., Skąd i dokąd, Nafta & Gaz Biznes, nr 2/3/4/2006.
6. Europa otwiera się na skroplony gaz, Świat Energii nr 4/2006.
7. Gazprom w pełni świadomy swojej energetycznej potęgi, Parkiet z dn.
31.05.2006.
8. Gazprom wart ponad 300 mld dolarów, Rzeczpospolita z dn. 8.05.2006.
9. Głowacki K., Problemy dywersyfikacji dostaw gazu, Nafta & Gaz Biznes
nr 1/2/2002.
10. Golachowski K., Gazociąg Bałtycki – fakty, mity, konteksty, Świat
Energii nr 10/2005.
11. Golachowski K., Jak jest rozliczany gaz z Rosji, Świat Energii nr
11/2005.
12. Golachowski K., Maleje udział Rosji w imporcie gazu do Polski, Świat
Energii nr 10/2005.
13. Golachowski K., Sposób na urynkowienie gazownictwa, Świat Energii nr
12/2005.
14. Grzeszak A., Para w ropę, Polityka nr 6/2005.
15. Grzeszak A., Polska od morza do Możejek, Polityka nr 22/2006.
88
16. Kaliski M., Staśko D., Rola krajowej infrastruktury paliwowo-surowcowej
w kształtowaniu bezpieczeństwa energetycznego Polski, Rurociągi nr 2-
3/2003.
17. Karnkowski P., Przegląd historyczny odkryć złóż ropy naftowej i gazu
ziemnego w Polsce, Przegląd Geologiczny, vol. 52, nr 2/2004.
18. Key World Energy Statistics 2005, International Energy Agency, Paryż
2006.
19. Kochanowski K., Jak importować więcej gazu, „Świat Energii” nr 2/2006.
20. Kublik A., Gazprom szykuje dla Europy gazowy OPEC, Gazeta Wyborcza
z dn. 27.04.2006.
21. Lewandowska M., Pętla bezpieczeństwa, Nafta & Gaz Biznes, nr 4/2004.
22. Łakoma A., Reszka P., Gaz płynie, a konflikt narasta, Rzeczpospolita z
dn. 4.01.2006.
23. Łakoma A., Gra o energetyczną niezależność Polski, Rzeczpospolita z dn.
20.06.2006.
24. Łasica K., Przekarmiona Europa, Puls Biznesu z dn. 24.04.2006.
25. Markowski A., Pawelec W., Wielki słownik wyrazów obcych i trudnych,
Warszawa 2001.
26. MDI Strategic Solutions, Analiza sytuacji na polskim rynku ropy
naftowej, Warszawa 2005.
27. Mizerska M., Konferencja prasowa Ministerstwa Środowiska i
Państwowego Instytutu Geologicznego, Przegląd Geologiczny, vol. 52, nr
7/2004.
28. Ostrowski W., Gaz ziemny - paliwo XXI wieku, Fakty, nr 3/2004.
29. Pełczyńska-Nałęcz K., Wiśniewska I., Rosyjsko-ukraiński kompromis
gazowy, Komentarze Ośrodka Studiów Wschodnich, 5.01.2006.
30. Российский статистический ежегодник, Росстат, Москва 2004.
31. Rząd nie chce uwolnić gazu, Gazeta Wyborcza nr z dn. 9.06.2006.
89
32. Słojewska A., Najpierw dostawy z Norwegii, Rzeczpospolita, z dn.
9.06.2006.
33. Tatys Z., Nowe osiągnięcia poszukiwawcze, Nafta & Gaz Biznes, nr
11/2002.
34. Walat T., Dzień, w którym wypłynie ryba, Polityka nr 11/2006.
35. Wasilewski A., Gaz ziemny w polityce Rosji, Wydawnictwo IGSMiE PAN,
Kraków 2005.
36. Wasilewski A., Ropa naftowa w polityce Rosji, Wydawnictwo Instytutu
Gospodarki Surowcami Mineralnymi I Energią PAN, Kraków 2005.
37. Zator B., Nadchodzi era gazu ziemnego, Nafta & Gaz Biznes, nr
12/2004.
ŹRÓDŁA INTERNETOWE
38. AO Siberian Oil Company, Consolidated Financial Statements, as of
December 31, 2004 and 2003.
39. BP Statistical Review of World Energy June 2005, BP Statistical Review
of World Energy, Londyn 2005.
40. BP Statistical Review of World Energy June 2006, BP Statistical Review
of World Energy, Londyn 2006.
41. Газпром, Годовой отчёт 2005.
42. Годовой отчёт открытого акционерного общества «НОВАТЭК»
за 2005 год.
43. Grupa Lotos SA, Raport Roczny 2005.
44. http://www.akm.ru
45. http://www.cire.pl
46. http://www.europolgaz.com.pl
47. http://www.gazprom.ru/articles/child_company.shtml
48. http://www.gaz-system.pl
49. http://www.gks.ru
90
50. http://www.iteragroup.com
51. http://www.izvestia.ru
52. http://www.mgip.gov.pl
53. http://www.mi.gov.pl
54. http://www.northgas.ru/company/activities/production
55. http://www.orlen.pl
56. http://www.pern.com.pl
57. http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne
58. http://www.pgnig.pl
59. http://www.tnk-bp.ru
60. http://www.ure.gov.pl
61. Лукоил, Отчёт о деятельности 2005.
62. ОАО Сургутнефтегаз, Годовой отчёт 2005.
63. OAO Novatek IFRS Consolidated Financial Statements.
64. PGNiG, Raport roczny 2004.
65. PKN Orlen SA, Skonsolidowany Raport Roczny.
66. Polskie Górnictwo Naftowe I Gazownictwo, Wyniki finansowe PGNiG S.A.
4 kwartały 2005.
67. Yukos Oil Company, U.S. GAAP Consolidated Financial Statements
December 31, 2002.
91
Wyszukiwarka
Podobne podstrony:
Paliwa ciekłe z gazu ziemnego Technologia czystych paliw Mnich
Cw. 1 (gazowe) Badanie procesu spalania gazu ziemnego, PODRĘCZNIKI, POMOCE, SLAJDY, SUROWCE I PALIWA
Projekt i załoŻenia techniczne budowy małej stacji paliw płynnych praca inzynierska budownictwox
bezpieczeństwa i higieny pracy przy budowie i eksploatacji sieci gazowych oraz uruchamianiu instalac
Wniosek i umowa o przyłączenie gazu ziemnego
instrukcja bhp dla magazynow paliw plynnych olejow i smarow
Instrukcja przeciwpożarowa dla stacji paliw płynnych
Palniki i instalacje gazu ziemnego w kotlowniach
Całość Obliczenie zasobów gazu ziemnego złoża Bosusław
Warunki techniczne, jakim powinny odpowiadać?zy i stacje paliw płynnych,
Geneza gazu ziemnego akumulowanego w czerwonym spągowcu, geologia, AGH, SzM, GEOLOGIA
Stacja paliw płynnych, BHP, Instrukcje-Obsługi
Plan pracy, Politechnika Śląska semestr I GiG, BHP- górnictwo ropy i gazu ziemnego
RMG w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać?zy i stacje paliw płynnych,
05.243.2063-BAZY I STACJE PALIW PŁYNNYCH, PRAWO BUDOWLANE
więcej podobnych podstron