Powiązania handlowe z rosyjskim sektorem paliw płynnych i gazu ziemnego

advertisement
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
ropę naftową i gaz ...................................................................... 68
4.2.1. Problem dywersyfikacji dostaw ropy naftowej ........................ 68
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
zaopatrywaniu
się
działań
w
energię.
minimalizujących
Sprzyja
temu
ryzyko
stosowanie
towarzyszące
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
surowców,
niestabilność
polityczną
państwa-importerzy
maksymalnego
możliwego
najskuteczniejszych
metod
i
paliw
poziomu
jest
gospodarczą
dążą
do
bezpieczeństwa
zróżnicowanie
krajów-eksporterów
zapewnienia
dostaw.
kierunków
sobie
Jedną
z
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
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. 2 Zagraniczni eksperci szacują wielkość rosyjskich zasobów na
46,5 – 50 mld baryłek 3 , 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. 4 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) . 5
Z kolei wielkość udokumentowanych zasobów gazu ziemnego w Rosji
ocenia się na 47,8 bln m3. 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 m3,
podobnie jak zajmujący trzecie miejsce Katar z 25,8 bln m3. Zasoby każdego
z pozostałych krajów nie przekraczają 7 bln m3 tego surowca. 6
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
m3,
natomiast
8,7
bln
m3
nie
zostało
przez
Ministerstwo
Zasobów
Naturalnych FR rozdysponowane. 7
2
Ibidem, s. 13.
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.
3
10
1.1.2. Wydobycie ropy i gazu
W 2005 r. w Rosji wydobyto 470 mln ton ropy naftowej 8 , co stanowiło
11,7% światowego wydobycia. 9 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
500
400
307
301
306
303
305
324
1995
1996
1997
1998
1999
2000
300
348
2001
380
421
456
470
2004
2005
200
100
0
2002
2003
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. 10
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
14,6 3,6
18,0
Północno-Zachodni
12,8
Południowy
89,2
Nadwołżański
Uralski
Syberyjski
Dalekowschodni
283,2
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)
946724
1000000
800000
590526
600000
400000
200000
654975
761577
296008
73023
103214 123909 121055
0
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.) 11
W
2003
r.
petrochemicznych,
w
Rosji
38,5
wyprodukowano
mln
ton
paliwa,
190
w
mln
tym
ton
29,3
produktów
mln
ton
samochodowego, 53,9 mln ton oleju napędowego oraz 54,6 mln ton
asfaltu. 12
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)
250000
200000
50000
194434
2002
2003
139970
150000
100000
186018
101180
49151
58969
50889
1995
1996
1997
67663
35156
0
1998
1999
2000
2001
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 m3 gazu ziemnego, co
stanowiło 22,2% światowego wydobycia. 13 Tuż za nią plasują się Stany
Zjednoczone (532 mld m3, 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%. 14
13
14
Key World Energy Statistics 2005, op. cit., s. 13.
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 16.
14
Zmiany wielkości wydobycia gazu ziemnego w Rosji w latach 19952004 ilustruje wykres 5.
Wykres 5.
Wydobycie gazu ziemnego w Rosji w latach 1995 – 2004
w mld m3
700
595
601
571
591
592
584
581
595
620
620
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
600
500
400
300
200
100
0
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)
200000
150778
160000
112464
120000
86927
80000
40000
160242
14734
24651
32505
35538
1995
1996
1997
1998
48691
0
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 m3 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 m3/100 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 m3/100
km. 15
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 m3
gazu. 16
Międzynarodowa Agencja Energii (IEA) zwraca uwagę, że w 2004 r.
podczas transportu gazu rosyjskiego straty tego surowca sięgnęły 70 mld
m3. Agencja ocenia, że przy zastosowaniu lepszej techniki można by
uratować niemal połowę - 30 mld m3 gazu. Również Komisja Europejska
sądzi, że Federacja Rosyjska powinna zmodernizować systemy wydobycia i
przesyłu gazu. 17
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. 18
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
16
17
18
K. Golachowski, Gazociąg Bałtycki – fakty, mity, konteksty, Świat Energii nr 10/2005.
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 17.
M. Czekański, Putin da gaz, nie da ropy, Rzeczpospolita z dn. 22.03.2006r.
Gazociąg Bałtycki – fakty, mity, konteksty, Krzysztof Golachowski, Świat Energii, nr 10/2005.
18
eksploatacji pierwszej nitki – 27,5 mld m3, po wybudowaniu drugiej nitki –
55 mld m3. 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. 19
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. 20
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
niewielkich
właścicielem
udziałów
w
tylko
innych
jednego
spółkach,
koncernu
m.
in.
–
Rosniefti
Łukoilu.
W
oraz
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 21
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 22
•
TNK-BP (dane z 2004 r.)
- Przychód ogółem 17 226 mln USD
- Zysk netto 4 017 mln USD 23
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.
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.]
22
21
- Wydobycie gazu 14,4 mld m3
- Przychód ogółem 428 741 mln rubli
- Zysk netto 114 479 mln rubli 24
•
Sibnieftiegaz (dane z 2004 r.) 25
- 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). 26
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 100procentowym
udziałem
Gazpromu,
26%
-
z
udziałem
Gazpromu
przewyższającym 50% oraz 39% z udziałem nie przekraczającym 50%. 27
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.]
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.]
25
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. 28
Aktualnie Gazprom dostarcza 20% dochodów z rosyjskiego eksportu.
W 2003 r. dostarczył on na rynek krajowy 282 mld m3 gazu po średniej
cenie 877 rubli (28,6 USD) za 1000 m3 (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. 29
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.
koniunkturze
ograniczeń
na
w
Przyczyn
rynkach
obrocie
tak
szybkiego
surowców
akcjami
wzrostu
energetycznych
spółki
upatruje
oraz
obowiązujących
się
w
zniesieniu
dotychczas
cudzoziemców. 30
28
29
30
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit., s. 17.
Idem.
Gazprom wart ponad 300 mld dolarów, Rzeczpospolita z dn. 8.05.2006.
23
Obecnie rozważane są projekty reorganizacji i restrukturyzacji firmy.
Przewiduje
się
wydzielenie
magazynowaniem
i
jednostek
transportem
gazu
zajmujących
ziemnego,
się
oraz
przerobem,
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. 31
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 m3, wzrost o 5% w porównaniu z 2004 r.
–
Sprzedaż gazu na rynku wewnętrznym – 307,0 mld m3
–
Sprzedaż gazu na rynku europejskim – 156,1 mld m3
–
Sprzedaż gazu krajom WNP oraz państwom nadbałtyckim - 76,6 mld m3
–
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%
–
31
32
Zysk netto - 203 439 mln rubli, wzrost w porównaniu z 2004 r. – 26% 32
http://www.cire.pl/item,21830,1.html [28.06.2006r.]
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). 33
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 34
•
JSC Nortgaz (dane z 2004 r.)
- Przychód ogółem 147 mln USD
- Zysk netto 10,5 mln USD 35
- Wydobycie gazu ziemnego 3,17 mld m3 (2005). 36
•
33
34
35
36
Nowatek (dane z 2005 r.)
ОАО Сургутнефтегаз, op. cit., s. 17.
http://www.iteragroup.com/documents/Pribubyt2005.xls [20.06.2006r.]
http://www.akm.ru/eng/news/2005/july/01/ns1495933.htm [20.06.2006r.]
http://www.northgas.ru/company/activities/production [20.06.2006r.]
25
- Przychody ogółem 42 187 mln rubli
- Zysk 13 662 mln rubli 37
- Wydobycie gazu ziemnego 25,2 mld m3
38
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. 39
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
38
39
OAO Novatek IFRS Consolidated Financial Statements, s.5.
Годовой отчёт открытого акционерного общества «НОВАТЭК» за 2005 год, s. 6.
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). 40
Wykres 7.
Porównanie zużycia i wydobycia ropy naftowej w Rosji
w latach 1995-2005 w mln ton
500
400
348
380
421
456
470
307
301
306
303
305
324
146.1
130.1
129.1
123.7
126.2
123.5
122.3
123.5
124.7
128.5
130
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
300
200
100
0
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
700
600
500
400
595
601
571
591
592
584
581
595
620
620
377.8
379.9
350.4
364.7
363.6
377.2
372.7
388.9
392.9
401.9
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
300
200
100
0
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. 41 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%. 42
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
250
223
188
200
150
100
162
145
ropa naftowa
63.5
62.7
75.4
produkty petrochemiczne
77.7
50
0
2000
2001
2002
2003
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. 43 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
50000
38816
40000
30000
20000
25284
28950
24576
10938
9402
10000
11227
14064
0
2000
2001
ropa naftowa
2002
2003
produkty petrochemiczne
Źródło: opracowanie własne na podstawie Rossijskij statisticieskij jeżegodnik 2004,
Rosstat, Moskwa 2004.
Tabela 1. Struktura geograficzna eksportu rosyjskiej ropy naftowej
Kierunek eksportu
Europa
USA
Chiny
Azja Południowa
Ameryka Środkowa i Południowa
Japonia
Inne
Łącznie
Wielkość eksportu
w mln ton
287,0
23,0
19,6
3,5
3,0
2,3
10,6
349,0
Udział w %
82,2
6,6
5,6
1,0
0,9
0,7
3,0
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 m3 gazu, co stanowiło
24,7% światowego eksportu tego surowca. 44 Druga na liście największych
światowych eksporterów gazu ziemnego – Kanada - wyeksportowała nieco
ponad połowę tej ilości, 103,1 mld m3 (13,1% światowego eksportu), zaś
kolejna Norwegia – 75,9 mld m3 (9,6%). 45
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
45
Key World Energy Statistics 2005, op. cit., s. 13.
Idem.
31
Wykres 11.
Eksport rosyjskiego gazu ziemnego
w latach 2000-2003 w mld m3
200
194
181
186
189
195
2001
2002
2003
2004
150
100
50
0
2000
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
Kraje WNP
Niemcy
Włochy
Turcja
Francja
Węgry
Polska
Słowacja
Czechy
Inne kraje
Łącznie
Eksport w mld m3
46,4
37,7
21,0
14,3
11,5
9,3
7,9
7,3
7,2
32,2
194,8
Udział w %
23,8
19,4
10,8
7,3
5,9
4,8
4,1
3,7
3,7
16,5
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 m3 gazu z krajów byłego ZSRR: 7,1 mld m3 z Kazachstanu i
1,2 mld m3 z Uzbekistanu. 46
Gazprom dostarcza gaz ziemny swoim odbiorcom po różnych cenach. Na
rosyjskim rynku wewnętrznym cena wynosi ok. 30 USD za 1 tys. m3.
Natomiast dla innych państw ceny gazu kształtują się następująco (za 1 tys.
m3):
•
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. 47
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
47
Российский статистический …, op. cit., s. 667.
P. Adamczyk, Nowe taryfy Gazpromu, Parkiet z dn. 30.05.2006r.
33
Kontrakt ten budzi pewne obawy dotyczące możliwości wywiązania się
Gazpromu
z
podpisanych
Międzynarodowej
Agencji
wcześniej
Energii
umów.
(IEA)
Claude
Dyrektor
Mandil
wykonawczy
ocenia
różnicę
pomiędzy możliwościami eksportowymi a zobowiązaniami nawet na 80-90
mld
m3
gazu. 48
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
dywersyfikacji
dostarczyć.
dostaw
Jednocześnie
gazu
ziemnego
podkreśla
do
on
konieczność
Europy. 49
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. 50
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 m3 (w przypadku Algierii) oraz 1,5
bln m3 (w przypadku Libii). 51
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
49
50
51
M. Czekański, op. cit.
http://www.cire.pl/item,22828,1.html [2.06.2006r.]
Ibidem.
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
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.
Zasoby
Zasoby
Ilość złóż
wydobywalne* przemysłowe**
w tys. ton
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 m3. 53
Tabela 4. Zasoby gazu ziemnego w Polsce w 2004 r.
Zasoby
Ilość złóż
wydobywalne
w mln m3
Ogółem
256
156 578
w tym zasoby zagospodarowanych złóż
Łącznie
183
127 744
Niż Polski
84
82 034
Przedgórze Karpat
65
43 522
Karpaty
33
1 146
Morze Bałtyckie
1
1 042
Zasoby
przemysłowe
w mln m3
80 723
80 268
59 305
19 356
561
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
krajowych
54
terenach
przedgórza
zasobów
gazu
karpackiego
ziemnego.
zlokalizowane
Najczęściej
jest
jest
to
29,3%
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 m3 surowca), Lubaczowie, Dzikowie, Jarosławiu, Pilźnie,
Jasionce, Żołyni oraz Leżajsku. 55
53
54
55
K. Kochanowski, Jak importować więcej gazu, „Świat Energii” nr 2/2006.
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm [8.06.2006r.]
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. 56
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
1000
866
753
800
600
443
2001
2002
346
400
200
471
173
162
161
176
165
185
1994
1995
1996
1997
1998
1999
0
2000
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
Niż Polski
Morze Bałtyckie
Karpaty
Przedgórze Karpat
Wydobycie w tys. ton
560,62
253,93
29,72
21,54
Łącznie
Udział w %
64,8
29,3
3,4
2,5
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 20112013 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. 57
W 2004 r. w Polsce pozyskano ze złóż własnych, wg różnych źródeł, od
4,3 mld m3 (Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo) 58 do 5,2 mld m3 gazu
ziemnego (Państwowy Instytut Geologiczny) 59 . Wielkości te gwarantują
pokrycie od 33% do 40% krajowego zapotrzebowania na ten surowiec,
wynoszącego w 2004 r. 13,2 mld m3. 60
57
58
59
60
Z. Tatys, Nowe osiągnięcia poszukiwawcze, Nafta & Gaz Biznes, nr 11/2002.
http://www.pgnig.pl/firma/268.htm#WYDOBYCIE [25.06.2006]
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/wydobycie.htm [8.06.2006r.]
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
6000
5000
4226
4664
4378
4490
4486
4317
1995
1996
1997
1998
1999
4474
4646
4913
4916
2000
2001
2002
2003
5229
4000
3000
2000
1000
0
1994
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
Niż Polski
Przedgórze Karpat
Karpaty
Morze Bałtyckie
Łącznie
Wydobycie w mln m3
3 439,25
1 722,09
36,31
31,27
5 228,92
Udział w %
65,8
32,9
0,7
0,6
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 m3. W latach 2006-2017 przewidywana jest
stabilizacja wydobycia na poziomie ok. 6 mld m3 gazu ziemnego, natomiast
po roku 2017 nastąpi zmniejszenie produkcji tego surowca do wielkości ok.
5,35 mld m3 w roku 2022. 61
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). 62
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, 63
•
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
63
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=9&did=2 [23.06.2006r.]
Idem.
43
Warszawa, Łódź – Częstochowa. Od 2002 r. PERN „Przyjaźń” zarządza
również trzema odcinkami rurociągów należących do PKN Orlen SA. 64
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 m3 ropy naftowej. Zbiorniki należące do PERN „Przyjaźń” SA pełnią
istotną rolę w utrzymywaniu nakazanych dyrektywą Unii Europejskiej 90dniowych zapasów paliwowych. Polska dąży do realizacji tej dyrektywy. 65
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
65
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=10&did=3 [23.06.2006r.]
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=11&did=4 [23.06.2006r.]
44
przesyłową określoną na 26,8 mld m3 gazu dla tranzytu w kierunku
Niemiec. 66
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). 67
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 m3 gazu
ziemnego rocznie, planowana przepustowość dwóch nitek – 65,7 mld m3
gazu rocznie. Zakłada się, że plany te zostaną zrealizowane do 2010 r. 68
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
67
68
http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=4&id=1815 [22.06.2006r.]
http://www.europolgaz.com.pl/firma_wladze.htm [6.06.2006.r]
http://www.europolgaz.com.pl/gazociag_parametry.htm [6.06.2006.r]
45
W 2005 r. przesłano 15,4 mld m3 gazu ziemnego, zaś w podziemnych
magazynach przechowywano 1,62 mld m3 tego surowca. 69 W skład polskiego
systemu
gazowego
wchodziły
redukcyjno-pomiarowe
w
również
liczbie
23
4100.
tłocznie
System
gazu
ten
oraz
zasilał
ok.
stacje
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. 70
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
Naftohaz
Ukraina
Biełtransgaz
Białoruś
Miejsce
połączenia
Całkowita
zdolność
przesyłowa
(w mln
m3/rok)
Drozdowicze
4 800
Polska
Wysokoje
5 000
Polska
100
Polska
1 000
Polska
Kaminnke
90
Niemcy
Włocławek
2 800
Polska
Lwówek
1 100
Polska
Tietierówka
VNG AG
EuRoPol
Gaz
Niemcy
Polska
Kierunek
dostaw
Lasków
Źródło: http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=4&id=1815
69
70
http://www.gaz-system.pl/page?mid=40 [6.06.2006.r]
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. 71
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/cgibin/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. 72
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 (3Litvinov, Kralupy, Pardubice) oraz na Litwie (1 – Możejki). 73
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%). 74
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%. 75
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/cgibin/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 76
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. 77
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. 78 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. 79
Zasięgiem
swojej
działalności
(bezpośrednio
lub
za
pośrednictwem spółek zależnych) PGNiG obejmuje 98% polskiego rynku
gazu. Udziały rynkowe spółki kształtują się następująco:
77
78
79
•
97 % w łącznej sprzedaży gazu,
•
98 % w sprzedaży gazu odbiorcom indywidualnym,
•
99 % w przesyle gazu,
•
100 % (prawie) w krajowym wydobyciu gazu,
http://www.pern.com.pl/index.php?dzid=16&did=837 [23.06.2006r.]
http://www.pgnig.pl/firma/260.htm [25.06.2006]
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%. 80
Jedynym akcjonariuszem spółki PGNiG S.A. jest Skarb Państwa
posiadający 100% udziałów w kapitale spółki dzielącym się na 5 000 000
000 akcji. 81
31.12.2004 r. Grupa Kapitałowa PGNiG SA posiadała akcje lub udziały
w 64 spółkach, w tym:
80
81
82
•
w 25 spółkach ponad 50% akcji lub udziałów,
•
w 18 spółkach od 20% do 50% akcji / udziałów,
•
w 21 spółkach do 20%. 82
Polskie Górnictwo Naftowe I Gazownictwo, Wyniki finansowe PGNiG S.A. 4 kwartały 2005 r., s. 2.
Polskie Górnictwo Naftowe I Gazownictwo, Raport Roczny 2004, s. 8.
Ibidem, s. 36.
51
Na
polskim
monopolistyczną
rynku
gazowym
strukturą,
bariery
istnieją
dla
również
konkurencji.
inne,
poza
Wyłącznym
dysponentem gazu (zarówno pochodzącego za źródeł krajowych, jak i
importowanego)
odbiorców
do
jest
PGNiG,
alternatywnych
co
pociąga
żródeł
za
gazu.
sobą
Co
utrudniony
więcej,
dostęp
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. 83
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
Łącznie
Rosja
Ukraina
Kazachstan
Norwegia
Czechy
Ilość
w tys. ton
17 316,13
16 669,79
327,74
185,07
132,02
1,50
Udział
w%
100,0
96,3
1,9
1,0
0,8
0*
Wartość
w PLN
15 496 038
14 798 371
340 294
190 899
164 873
1 558
Udział w
w%
100,0
95,5
2,2
1,2
1,1
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
Eksport
Import
Świat
Czechy
Szwecja
Dania
Holandia
Słowacja
Świat
Białoruś
Rosja
Niemcy
Litwa
Słowacja
Ilość
w tys. ton
2 331,55
627,68
230,31
319,26
200,60
128,09
5 640,61
1 042,33
1 035,66
625,91
688,04
404,93
Wartość
w PLN
2 662 711
809 655
321 826
261 050
253 402
175 349
7 914 699
1 393 797
1 329 057
994 767
969 778
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
Łącznie
Rosja
Kazachstan
Turkmenistan
Norwegia
Niemcy
Uzbekistan
Węgry
Litwa
Ilość
w mln m3
6 226
3 712
997
605
350
316
149
85
12
Udział w %
100,0
59,6
16,0
9,7
5,6
5,1
2,4
1,4
0,2
Wartość
w PLN
4 904 000
2 883 076
847 473
381 735
330 772
296 938
89 521
58 647
15 640
Udział w %
100,0
58,8
17,3
7,8
6,7
6,1
1,8
1,2
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 m3 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). 84
Jednakże rzeczywisty stopień dywersyfikacji dostaw jest nieco niższy,
bowiem gaz z Turkmenistanu dociera do Polski (przez Ukrainę) za
pośrednictwem rurociągów należących do Gazpromu. 85 Jako źródło dostaw,
kraj ten nie jest zatem całkowicie niezależny. 86
Polska eksportuje również niewielkie ilości gazu – 30 mln m3 o
wartości 12 164 tys. zł do Niemiec. 87
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 m3,
2008-2009 – 7 300 mln m3,
2010-2014 – 8 000 mln m3,
2015-2022 – 9 000 mln m3.
Aktualna cena gazu rosyjskiego wynosi około 200 USD za 1 000 m3. 88
84
85
86
87
88
K. Golachowski, Maleje udział Rosji w imporcie gazu do Polski, Świat Energii nr 10/2005.
M. Lewandowska, Pętla bezpieczeństwa, Nafta & Gaz Biznes, nr 4/2004.
K. Golachowski, Maleje… op. cit., s. 12.
http://www.pgi.gov.pl/surowce_mineralne/gaz_ziemny.htm [8.06.2006r.]
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. 89
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 państwowoprywatne, 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). 90
Stan bezpieczeństwa zaopatrzenia Polski w ropę naftową i gaz ziemny
oceniony
z
uwzględnieniem
niezadowalająco.
powyższych
Infrastruktura
czynników
dystrybucyjna
przedstawia
wymaga
się
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. 91 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 92 :
m
ds =-∑ ui ln ui
i=1
90
W. Bojarski, Bezpieczeństwo energetyczne, Wokół Energetyki nr 6/2004.
Ibidem.
92
M. Kaliski, D. Staśko, Rola krajowej infrastruktury paliwowo-surowcowej w kształtowaniu
bezpieczeństwa energetycznego Polski, Rurociągi nr 2-3/2003.
91
58
gdzie:
ui – 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. 93
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
całkowitego
import
importu
od
największego
nośnika
przez
dostawcy
dany
nie
kraj. 94
przekraczał 30%
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
94
http://www.ure.gov.pl/index.php?dzial=258&id=1491 [13.05.2006r.]
M. Kaliski, op. cit.
59
Ws =
P ⋅100
[%]
ZK
gdzie:
P – wydobycie paliwa w określonym roku
Zk – zużycie krajowe (ilości poszczególnych paliw dostarczone na rynek
minus saldo zapasów krajowych) 95
Wskaźnik
samowystarczalności
wskaźnikiem
dywersyfikacji
energetycznej
opartym
na
jest
imporcie
skorelowany
energii
od
ze
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
samowystarczalna
dostępności
ekonomicznej.
energetycznie
w
przypadku
Dlatego
węgla
też
Polska
kamiennego
jest
(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%). 96
95
96
Idem.
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.
WIi =
Ii - E i
[%]
ZKi
ZEi =
E i - Ii
[%]
ZKi
gdzie:
ZKi – zużycie całkowite i-tego nośnika
Ii – import i-tego nośnika
Ei – 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 90dniowemu 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
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. 98
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
Statystycznego
objęte
Wspólnot
obowiązkiem
Europejskich
przekazywania
informacji
o
do
Biura
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
99
99
A. Wasilewski, Gaz…, op. cit, s.56.
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. 100
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. 101 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
100
101
102
pojawienia
się
innych
dostawców. 102
Idem.
Rząd nie chce uwolnić gazu, Gazeta Wyborcza nr z dn. 9.06.2006.
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). 103
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%. 104
103
http://www.mgip.gov.pl/NR/rdonlyres/CBBE5FE3-3F4A-44DD-AF552FF43943F32C/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
dywersyfikacji
zobowiązany
ziemnego
dostaw
do
do
nośników
Polski,
podjęto
energii.
przeprowadzenia
Minister
działań
uchwałę
dotyczącą
gospodarki
przygotowujących
został
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
kontraktów
ekonomicznych
na
dostawę
i
możliwości
gazu).
zawarcia
Ponadto
długoterminowych
podkreślono
konieczność
przeprowadzenia inwestycji umożliwiających zwiększenie wydobycia gazu
ziemnego
na
terytorium
Polski
oraz
powiększenie
pojemności
magazynowych. 105
104
105
M. Lewandowska, op. cit.
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. 106
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. 107
•
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 m3 gazu. Inne złoża
tego obszaru: Sowia Góra, Sieraków i Grotów liczą po kilka mld m3 gazu. 108
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. 109
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. 110 Z kolei koszt
przystosowania instalacji w obu polskich rafineriach dla przerobu innej niż
109
110
http://www.pgi.gov.pl/index.php?option=news&task=viewarticle&sid=123 [8.06.2006r.]
K. Łasica, Przekarmiona Europa, Puls Biznesu z dn. 24.04.20006 r.
68
Urals ropy szacuje się na 500 mln zł. 111 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. 112 Połączenie liczyć będzie 674 km, w tym polski
odcinek – 556 km. Według wstępnych szacunków koszt inwestycji wyniósłby
300 mln euro. 113 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. 114
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 OdessaBrody-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
112
113
114
MDI Strategic Solutions, Analiza sytuacji na polskim rynku ropy naftowej, Warszawa 2005 r., s. 6.
M. Diakonowicz, Skąd i dokąd, Nafta & Gaz Biznes, nr 2/3/4/2006.
http://www.mi.gov.pl/aktualnosci/1102.html [20.06.2006r.]
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. 115
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. 116
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
116
M. Diakonowicz, op. cit.
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 m3),
lecz niższej, niż strona rosyjska domagała się podczas konfliktu (230 USD za
1000 m3). 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. 117
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. 118
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. 119
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. 120
W przypadku Polski koszt budowy terminalu o przepustowości 5 mld
m3 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. 121 Przygotowywane są również dwa inne projekty terminalu, o
przepustowości 3 mld m3 i 7 mld m3 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. 122
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
121
122
Idem.
K. Golachowski, Jak sprowadzić..., op. cit.
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 m3 (przy 30 mld m3 całkowitej przepustowości);
•
BalticPipe – miał łączyć polską sieć gazociągową z Danią i Norwegią
pozwalając na przesłanie łącznie 7 mld m3 z obu tych krajów, w tym
dla Polski od 2 do 5 mld m3 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 m3
(według różnych szacunków) gazu z Niemiec. Łączny koszt budowy 30kilometrowego odcinka gazociągu (po stronie polskiej) miał wynieść
100 mln USD. 123 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
Interkonektor
spółki
przesyłowej
pozwalałby
na
VNG-Verbundnetz
wymianę
Gas
handlową
z
AG. 124
rynkami
europejskimi oraz na zaopatrzenie Polski w 1,5 mld m3 gazu ziemnego
rocznie;
•
Jamał II – według planów miał przebiegać równolegle do pierwszej
nitki Gazociągu Jamalskiego. Przepustowość obu rurociągów miała
wynieść 65,7 mld m3, z czego sam Jamał II dostarczyłby Polsce 3 mld
m3;
123
124
A. Bytniewska, Bartimpex chce wrócić do gry o gaz, Puls Biznesu z dn. 22.11.2005.
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. 125
Projekt
ten
wymaga
jeszcze
rządowych
ustaleń. Po
planowanym uruchomieniu Nabucco w 2009 r. do Polski mogłoby trafić
2-3 mld m3 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 m3 gazu (z 8
mld m3 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. 126 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 m3 surowca. 127 Szacowany
koszt gazociągu wynosi 2,8-4,0 mld euro. Planowana przepustowość
125
126
127
M. Diakonowicz, op. cit.
A. Łakoma, Gra o energetyczną niezależność Polski, Rzeczpospolita z dn. 20.06.2006.
M. Diakonowicz, op. cit.
74
wyniosłaby ok. 20 mld m3 rocznie, z czego 3-4 mld m3 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
m3 gazu, zaś po dalszej rozbudowie sieci dostawy mogą wzrosnąć
nawet
do
0,8
mld
m3
(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. 128 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.
128
Z
kolei
Bogdan
Pilch
jako
projekty
o
najwyższym
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. 129
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 m3 surowca (5,5 mld m3 – wydobycie krajowe, dostawy z
Rosji – 8 mld m3, z Norwegii – 3,5 mld m3, z terminalu – ok. 3 mld m3). 130
129
130
K. Kochanowski, Jak importować więcej gazu, Świat Energii, nr 2/2006.
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. 131
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
Import
Kraj
Zużycie
3
(mld m )
Wydobycie
gazociągami
własne
(mld m3), w
(mld m3)
nawiasie liczba
dostawców
131
Import LNG
Wielkość importu
(mld m3); udział
gazociągami od
największego
największego
dostawcy w %;
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
K. Głowacki, op. cit.
77
c.d. tabeli 11.
Import
Kraj
Zużycie
(mld m3)
Wydobycie
gazociągami
własne
(mld m3), w
(mld m3)
nawiasie liczba
dostawców
Import LNG
Wielkość importu
(mld m3); udział
gazociągami od
największego
największego
dostawcy w %;
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.
Import
Zużycie
Kraj
(mld m3)
Wydobycie
gazociągami
własne
(mld m3), w
(mld m3)
nawiasie liczba
dostawców
Import LNG
Wielkość importu
(mld m3); udział
gazociągami od
największego
największego
dostawcy w %;
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
98
95,9
11,4 (4)
79,8/Nor
0
73,3
13
61,4 (6)
38,4/A
5,9 (2) 64/Nig
Wielka
Brytania
Włochy
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 132 .
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
132
Południowej
(Grecja,
Hiszpania,
Portugalia,
Turcja,
Włochy)
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. 133 Największy z nich, terminal położony na
brytyjskiej wyspie Grain pozwoli na przesłanie 14,5 mld m3 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. 134
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. 135
133
134
135
Europa otwiera się na skroplony gaz, Świat Energii nr4/2006.
Idem.
K. Głowacki, op. cit.
81
Tabela 12. Ropa naftowa w Europie
– główne kierunki eksportu i importu
Import do Europy
Eksport z Europy
Wielkość
Eksporter
importu
w mln ton
Wielkość
Udział
Importer
w%
Udział
eksportu
w mln ton
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
9,1
1,5
41,6
6,7
621,4
100,0
Meksyk
Inne
Łącznie
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. 136 Gazprom nie
zamierza również udostępniać swojej sieci gazociągowej innym krajom,
tłumacząc
to
pełnym
zagospodarowaniem
i
rozplanowaniem
systemu
przesyłowego na najbliższe 20-25 lat. 137
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
137
A. Kublik, Gazprom szykuje dla Europy gazowy OPEC, Gazeta Wyborcza z dn. 27.04.2006 r.
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
(kontrakt
kraje
jamalski)
są
związane
oraz
długoterminowymi
interesem
ekonomicznym
kontraktami
(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 rosyjskoukraińskiego 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
alternatywnych
perspektywie
źródeł
energii
należy
oraz
poszukiwać
stopniowo
nowych,
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 23/2003.
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
Polecamy darmowe prace mgr z ubezpieczeń
- serwis z pracami dyplomowymi całkowicie za darmo
Polecamy darmowe analizy i prace mgr
- analizy finansowe, ekonomiczne
Polecamy darmowe prace mgr z pedagogiki
- rodzina, wychowanie dziecka, socjalizacja
Polecamy darmowe prace mgr z bankowości
- banki komercyjne, banki centralne
Polecamy darmowe prace mgr z ekonomii
- makroekonomia, mikroekonomia
Polecamy darmowe prace mgr z zarządzania zasobami ludzkimi
- rekrutacja, selekcja, motywowanie pracowników...
Darmowe prace mgr z pedagogiki
- jak wyżej
Darmowe prace mgr z reklamy
- marketing, promocja
Download
Random flashcards
123

2 Cards oauth2_google_0a87d737-559d-4799-9194-d76e8d2e5390

bvbzbx

2 Cards oauth2_google_e1804830-50f6-410f-8885-745c7a100970

Pomiary elektr

2 Cards m.duchnowski

Prace Magisterskie

2 Cards Pisanie PRAC

Create flashcards