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
