Wyniki wyszukiwania:

pl
Brak notatek
Koszyk jest pusty
Wyślij do drukarki
Usuń
A A A
Narzędzia

Grupa Kapitałowa PGNiG pełni kluczową rolę na polskim rynku gazu i odpowiada za utrzymanie bezpieczeństwa energetycznego kraju. W tym celu podejmuje niezbędne działania, które mają za zadanie zaspokoić systematycznie rosnące zapotrzebowanie na paliwo gazowe.

Grupa PGNiG zapewnia dywersyfikację dostaw poprzez wydobycie złóż krajowych oraz import ze źródeł zewnętrznych. W Polsce PGNiG jest największym importerem i dostawcą gazu ziemnego. Paliwo trafia do kraju przez rozbudowaną sieć systemu przesyłowego, przy czym od 2016 r. system zasilają również dostawy gazu typu LNG. Za pomocą sieci dystrybucyjnych gaz rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy system gazowy uzupełniają magazyny gazu, które służą do pokrywania sezonowych i dobowych niedoborów paliwa gazowego. Natomiast z perspektywy samego obrotu, kluczową rolę pełni Towarowa Giełda Energii, na której PGNiG jest Animatorem Rynku Gazu od listopada 2013 r.

System przesyłowy

System przesyłowy i zasięg sieci dystrybucyjnej w Polsce

Zarządzaniem siecią przesyłową oraz transportem gazu ziemnego siecią przesyłową na terenie całego kraju, w celu ich dostarczenia do sieci dystrybucyjnych oraz do odbiorców końcowych podłączonych do systemu przesyłowego zajmuje się państwowa spółka GAZ-SYSTEM. Obecny system przesyłowy składa się z dwóch współpracujących ze sobą systemów, czyli Systemu Gazociągów Tranzytowych (SGT) oraz Krajowego Systemu Przesyłowego (wysokometanowego E i zaazotowanego Lw). Na koniec 2017 r. łączna długość sieci przesyłowej w Polsce wynosiła ponad 11 tys. km. Wielkość przesłanego paliwa gazowego za pośrednictwem sieci wyniosła w 2017 r. 17,6 mld m3 (bez uwzględnienia paliwa gazowego przesłanego na rynku OTC i TGE).

W grudniu 2017 r. Walne Zgromadzenie GAZ-SYSTEM zatwierdziło Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju (KDPR) na lata 2018-2027. Realizacja planowanych zamierzeń infrastrukturalnych ukierunkowana jest przede wszystkim na zaspokojenie obecnego i przyszłego zapotrzebowania na gaz ziemny odbiorców krajowych przy zapewnieniu stabilnych dostaw tego surowca. Tym samym w KDPR zdefiniowany jest nowy strategiczny program inwestycyjny, którego działania skupiają się na realizacji koncepcji projektów infrastrukturalnych wchodzących w skład tzw. Bramy Północnej. Program o nazwie Brama Północna polega na połączeniu z norweskimi złożami gazu z wykorzystaniem gazociągu podmorskiego pomiędzy Polską a Danią (więcej informacji o projekcie Baltic Pipe) oraz rozbudowie zdolności regazyfikacyjnych istniejącego Terminalu LNG.

W kolejnych latach GAZ-SYSTEM planuje także rozbudowę pozostałych połączeń międzysystemowych oraz krajowej sieci przesyłowej. Projekty te będą miały kluczowe znaczenie dla zapewnienia stabilnych dostaw gazu do kraju oraz Europy Środkowej i Wschodniej (rola eksportera m.in. dla Ukrainy).

Aktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do systemu przesyłowego o znaczeniu strategicznym

Przepływ gazu

W 2017 r. odnotowano wzrost importu paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 167 TWh (wzrost o 17 TWh, czyli około 11%), przy czym dostawy z kierunku wschodniego spadły o blisko 5%, natomiast o 58% zwiększone zostały dostawy z Unii Europejskiej w porównaniu do 2016 r. Większość importowanego surowca (około 59% w łącznym przepływie paliwa) dostarczono z kierunku wschodniego. Według danych  GAZ-SYSTEM, najwięcej gazu ziemnego przesłano przez punkt w Drozdowiczach. Natomiast z kierunku zachodniego najwyższy przepływ odnotowano w punkcie Mallnow.

W 2017 r. kontynuowano dostawy gazu w postaci skroplonej, sprowadzanego drogą morską do Terminala LNG. Skutkowało to wzrostem wolumenu gazu zregazyfikowanego w gazoporcie o 66% w porównaniu do 2016 r. Istotnie wzrósł również eksport na Ukrainę (o 34% r/r).

Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia

Punkt wejścia/wyjścia (w TWh) 2017 2016 Δ r/r
Dostawy z UE 42,53 26,94 +58%
w tym Lasów, Gubin (GCP) 6,08 4,87 +25%
w tym Cieszyn 1,26 0,06 +1994%
w tym Mallnow 35,20 22,01 +60%
Dostawy ze Wschodu 106,04 112,11 -5%
w tym Drozdowicze 49,72 48,12 +3%
w tym Tieterowka 0,88 0,82 +7%
w tym Kondratki 21,06 28,14 -25%
w tym Wysokoje 34,37 35,03 -2%
Regazyfikacja LNG 18,47 11,14 +66%
Eksport na Ukrainę (głównie Hermanowice) 13,78 10,24 +35%
Łączny przepływ 180,82 160,56 +13%
Źródło: GAZ-SYSTEM

LNG w Polsce

Od 2016 r. swoją działalność w zakresie odbioru i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego prowadzi spółka Polskie LNG S.A., której Terminal LNG umożliwia odbiór 5 mld m3 (po regazyfikacji) gazu zimnego rocznie. W przypadku wzrostu zapotrzebowania na tego typu paliwo gazowe istnieje możliwość zwiększenia zdolności wysyłkowej Terminala LNG nawet do 7,5 mld m3, bez konieczności powiększania terenu, na którym zlokalizowano inwestycję. Do Terminala LNG mogą zawijać zbiornikowce LNG o wymiarach nie większych niż zbiornikowce typu Q-Flex, których maksymalna pojemność (w zależności od konkretnego statku) wynosi od 210 do 218 tys. m3 LNG (około 130 mln m3 gazu wysokometanowego po regazyfikacji. Finalny produkt regazyfikacji trafia do krajowego systemu przesyłowego za pomocą tłoczni gazu w Goleniowie, która zlokalizowana jest ponad 80 km od gazoportu. Ponadto, LNG jest transportowane cysternami do zakładów lub stacji regazyfikacyjnych zlokalizowanych na terenie całej Polski.

PGNiG traktuje dostawy LNG jako jeden ze środków zapewnienia bezpieczeństwa oraz dywersyfikacji źródeł dostaw gazu. Początkowo Spółka posiadała rezerwację ok. 60% przepustowości terminala, umożliwiających odbiór i regazyfikację około 2,5 mln ton LNG, czyli nieco ponad 3 mld m3 gazu po regazyfikacji rocznie. W 2017 r. PGNiG, zawierając ze spółką Polskie LNG S.A. aneks do umowy, zwiększyło rezerwację mocy do 100% zdolności regazyfikacji Terminala LNG . Umowa w tym zakresie jest ważna do 1 stycznia 2035 r. Oznacza to, że od 2018 r. Spółka może sprowadzić drogą morską LNG, które po regazyfikacji będzie odpowiadało około 5 mld m3 gazu ziemnego rocznie.

Łącznie w 2017 r. PGNiG zaimportowało poprzez Terminal LNG 1,24 mln ton LNG , co odpowiada około 18,8 TWh.

System dystrybucyjny

W obszarze dystrybucyjnym działa jeden duży operator systemu dystrybucyjnego Polska Spółka Gazownictwa i kilkudziesięciu mniejszych operatorów funkcjonujących lokalnie, których sieci przyłączone są do Polskiej Spółki Gazownictwa lub GAZ-SYSTEM.

Magazynowanie gazu

PGNiG jest właścicielem 9 podziemnych magazynów gazu w Polsce. Średni dzienny pobór gazu z polskich magazynów w okresie wytłaczania wyniósł w 2017 r. 118,14 GWh, o 26% więcej niż w analogicznym okresie poprzedniego roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce w sezonie letnim w 2017 r. wyniosło 131 GWh/dobę, o 9,35 GWh/dobę więcej niż w 2016 r.

Stan napełnienia magazynów w Polsce w latach 2016-2017 w GWh

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Gas Infrastructure Europe, Gas Storage Europe.

Towarowa Giełda Energii

PGNiG jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE. Zgodnie z informacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen obrotu gazem w 2017 r. wyniósł 138,7 TWh, z czego 114,7 TWh stanowił obrót na rynku kontraktów terminowych (RTT). Oznacza to, że blisko 83% transakcji na gaz zawieranych na giełdzie w 2017 r. stanowiły kontrakty: roczne, sezonowe (lato, zima), kwartalne, miesięczne oraz tygodniowe.

Wolumen obrotu na kontraktach terminowych (RTT) na TGE w 2016 r. i 2017 r. w TWh

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.

Struktura kontraktów na TGE w 2016 r. i 2017 r. 

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE.

W 2017 r. odnotowano wyższy o około 28% wolumen obrotu na kontraktach terminowych w odniesieniu do roku ubiegłego. Na koniec 2017 r. 108 podmiotów aktywnie uczestniczyło w obrocie gazem ziemnym – niemal dwukrotnie więcej niż w roku ubiegłym. Natomiast 200 firm posiadało koncesję na obrót paliwami gazowymi, o 3 więcej niż w roku poprzednim.

W 2017 r. spotowa cena gazu w Polsce wyniosła średnio 79,76 PLN/MWh, o 18,5% więcej niż w 2016 r. Ceny gazu na TGE były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech, a także innymi rynkami europejskimi. Spread pomiędzy spotowymi cenami na TGE i GASPOOL wyniósł średnio 1,49 EUR/MWh w 2017 r.

Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego w Polsce i w Niemczech

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX – European Energy Exchange. 

Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i NCG w 2017 r.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX – European Energy Exchange.

Rynek gazu na świecie

W 2017 r. odnotowano wzrost cen gazu ziemnego na rynkach europejskich. Średnia cena kontraktu miesięcznego (month ahead) na holenderskim hubie TTF była wyższa o 22% w stosunku do średniej ceny w 2016 r.

Temperatura powietrza w okresie zimowym często była niższa od sezonowej normy, co skutkowało zwiększonym zapotrzebowaniem na gaz do celów grzewczych. Na polach gazowych w Norwegii oraz w Holandii występowały awarie, które powodowały tymczasowe ograniczenia w dostawach gazu do krajów Europy Zachodniej. Na Wyspach z kolei podjęto decyzję o całkowitym zamknięciu magazynu Rough, odpowiadającego za 70% zdolności magazynowych Wielkiej Brytanii. Rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 oraz zmniejszona generacja energii z elektrowni jądrowych we Francji wpłynęły na zwiększony popyt na gaz w sektorze wytwórczym. Na wzrost ceny gazu w Europie wpływ miały również okresowe remonty kluczowej infrastruktury przesyłowej oraz wybuch gazu w stacji kompresorowej w Baumgarten.

Cena gazu ziemnego w 2017 r.

Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach Europejskich w latach 2016-2017.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX – European Energy Exchange.

GPL i NCG – Niemcy; NBP – Wielka Brytania TTF– Holandia

 

W 2017 r. zanotowany został wzrost średniej ceny gazu ziemnego w Europie o 21% w porównaniu do 2016 r. Największa dynamika wzrostu nastąpiła na niemieckim hubie NCG oraz holenderskim TTF – po 24%. Średnia cena gazu na kluczowych europejskich rynkach wyniosła 17,34 EUR/MWh, podczas gdy w 2016 r. była równa 14,06 EUR/MWh.

Początek 2017 r. był okresem, w którym nastąpiły liczne ograniczenia w dostawach gazu z kierunku północnego. Zmniejszenie przepływów nastąpiło m.in. w wyniku nieprzewidzianych awarii w instalacjach na polach Kollsness oraz Troll. Do awarii doszło również na polu Gronningen w Holandii. Natomiast zwyżka na hubie NBP w okresie październik 2016 – luty 2017 wynikała z problemów eksploatacyjnych, a w konsekwencji z konieczności podjęcia decyzji o trwałym zamknięciu magazynu Rough. Odwrócenie spreadu pomiędzy NBP, a hubami w kontynentalnej części Europy w pierwszej połowie 2017 r., było następstwem prac remontowych na gazociągu Interconnector – jedynego połączenia pozwalającego na przesył gazu z Wielkiej Brytanii do kontynentalnej części Europy. Dalsze umacnianie cen było wynikiem wzrostu ceny ropy, do której wciąż indeksowanych jest część europejskich kontraktów importowych, a także licznych awarii norweskiej infrastruktury wydobywczej. Do wzrostów przyczyniło się również zwiększone zapotrzebowanie na gaz we francuskim sektorze wytwórczym w obliczu ograniczonej produkcji energii z bloków jądrowych. Zwiększony popyt na gaz do celów wytwórczych był również spowodowany wzrostem cen uprawnień do emisji CO2 Wzrost ceny gazu pod koniec roku był skutkiem niższych temperatur oraz eksplozji w stacji kompresorowej w Baumgarten.

Biorąc pod uwagę uśrednione dzienne wartości przepływów gazu ziemnego, ponad 1 663 TWh (152 mld m3), czyli 56% ubiegłorocznego wolumenu gazu ziemnego sprowadzanego gazociągami do Europy, pochodziło z Rosji. Udział rosyjskiego importu wzrósł o 2 punkty procentowe w porównaniu z rokiem poprzednim. Drugim największym dostawcą gazu do Europy była Norwegia, która dostarczyła 888 TWh (81 mld m3), co odpowiadało za 30% dostaw. Udział importu paliwa gazowego ze złóż norweskich spadł o 1 punkt procentowy, w porównaniu do 2016 r. Z Afryki Północnej wyeksportowano 410 TWh (37 mld m3).

Główne kierunki importu gazu do Europy

Źródło: Thomson Reuters

Jednym z głównych czynników, który powoduje wahania wolumenu importu gazu z kierunku wschodniego w danym okresie roku jest cena ropy. Elastyczna konstrukcja kontraktów zakupowych, powiązanych z ceną ropy naftowej, umożliwiła europejskim importerom zwiększyć odbiór surowca ze wschodu w okresie niskich cen ropy i ograniczyć zakupy z innych kierunków (w zależności od rodzaju podpisanego kontraktu i formuły cenowej).

Stan magazynów gazu

Na koniec 2017 r. poziom wypełnienia magazynów w Polsce wyniósł około 78% i był wyższy do tego odnotowanego na koniec 2016 r. o 1 punkt procentowy.

Stan wypełnienia magazynów gazu w Europie na dzień 31 grudnia 2017 r.

Kraj Stan [GWh] Wypełnienie [%]
Austria 58 346 47%
Belgia 3 784 42%
Bułgaria 4 248 68%
Chorwacja 4 227 75%
Czechy 25 258 73%
Dania 8 887 82%
Francja 69 444 52%
Niemcy 154 536 66%
Węgry 37 694 56%
Włochy 142 314 74%
Holandia 83 861 65%
Polska 25 820 78%
Portugalia 1 842 52%
Rumunia 17 014 50%
Słowacja 25 126 66%
Hiszpania 22 098 70%
Wielka Brytania 6 988 77%
Ukraina 157 728 47%
Razem EUROPA* 691 494 65%
Źródło: GIE – Gas Infrastructure Europe
* Bez uwzględnienia stanu wypełnienia magazynów dla Białorusi, Irlandii, Łotwy oraz Serbii

Postępy w realizacji projektów infrastrukturalnych na europejskim rynku gazu

Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na europejskim rynku. Ma on umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce, a także do odbiorców w sąsiednich krajach. W 2016 r. GAZ-SYSTEM oraz duński operator systemu przesyłowego Energinet opracowali studium wykonalności dla możliwości ustanowienia nowego połączenia międzysystemowego pomiędzy dwoma rynkami krajowymi za pomocą dwukierunkowego gazociągu podmorskiego i rozbudowy krajowych sieci przesyłowych. Na podstawie pozytywnego wyniku studium określona została przepustowość Baltic Pipe na poziomie do 10 mld m3/ rocznie do Polski oraz do 3 mld m3/r do Danii i Szwecji.

Postęp kolejnych prac nad projektem Baltic Pipe przedstawiał się następująco:

  • W czerwcu 2017 r. premierzy Polski i Danii podpisali memorandum w sprawie gazociągu, w którym potwierdzili swoje wsparcie dla realizacji tego projektu.
  • W czerwcu 2017 r. rozpoczęła się Procedura Open Season (Faza 1). Jej celem było zbadanie zapotrzebowania na przepustowość gazociągu wśród podmiotów działających na rynku gazu, a tym samym celowość podjętej inwestycji. W ramach tej procedury, uczestnicy rynku mieli możliwość zgłoszenia chęci rezerwacji odpowiedniej ilości przepustowości na danym gazociągu.
  • W lipcu 2017 r. zakończyła się Faza 1 Procedury Open Season, która potwierdziła wystarczający popyt na przesył gazu ziemnego do realizacji inwestycji.
  • We wrześniu 2017 r. operatorzy GAZ-SYSTEM oraz Energinet rozpoczęli Fazę 2 procedury Open Season, w ramach której oczekiwano od uczestników rynku ostatecznej dekleracji wolumenu rezerwowanej przepustowości, a następnie zawarcia umów przesyłowych na okres do 15 lat gazowych.
  • 27 października 2017 r. zakończono Fazę 2 Procedury Open Season, w ramach której PGNiG złożyło wiążącą ofertę na rezerwację przepustowości w okresie od 1 października 2022 r. do 30 września 2037 r. Zobowiązanie określono na szacunkową kwotę 8,1 mld zł.
  • W listopadzie 2017 r. obydwaj operatorzy uzyskali pozytywny wynik testu ekonomicznego dla projektu. W międzyczasie Baltic Pipe został uwzględniony na trzeciej liście projektów (projekt znalazł się również na pierwszej i drugiej liście opublikowanych odpowiednio w 2013 r. i 2015 r.) będących przedmiotem wspólnego zainteresowania (PCI), opracowanej przez Komisję Europejską, co potwierdziło istotne znaczenie budowy gazociągu dla całej UE.
  • W styczniu 2018 r. PGNiG podpisało umowy przesyłowe z GAZ-SYSTEM oraz Energinet.

Zgodnie z założeniami projektu do 1 grudnia 2018 r. GAZ-SYSTEM oraz Energinet podejmą ostateczne decyzje inwestycyjne, od których realizacji zależy rozpoczęcie świadczenia usług przesyłowych gazu gazociągiem Baltic Pipe.

Na początku września 2015 r. przedstawiciele Gazpromu, E.ON AG i BASF-Wintershall, Royal Dutch Shell, Engie (dawniej GdF Suez) i OMV podpisali prawnie obowiązujące porozumienie akcjonariuszy w sprawie budowy gazociągu Nord Stream 2. W wyniku realizacji umowy miała powstać spółka zajmująca się budową i późniejszą eksploatacją gazociągu, w której Gazprom miał posiadać 51% udziałów, a pozostali udziałowcy pakiety mniejszościowe sumujące się do 49%. Do niemieckiego oraz polskiego organu antymonopolowego złożony został wniosek o zgodę na zarejestrowanie konsorcjum odpowiedzialnego za budowę magistrali. W połowie sierpnia 2016 r. polski Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów stwierdził, że koncentracja dostaw gazu tym gazociągiem zagrozi konkurencji na rynku gazu w Polsce i innych krajach Europy Środkowo – Wschodniej. W efekcie konsorcjum nie mogło zostać powołane, a Rosja stanęła przed dylematem wyboru sposobu finansowania budowy gazociągu.

W listopadzie 2017 r.,w ramach prac Komisji Europejskiej złożona została poprawka do dyrektywy gazowej będącej częścią trzeciego pakietu energetycznego. W ten sposób projekt Nord Stream 2 miałby zostać podporządkowany przepisom unijnego prawa w zakresie konieczności udostępnienia możliwości przesyłowych, nie tylko przedsiębiorstwom biorącym udział w projekcie, ale także pozostałym uczestnikom rynku. Z kolei w styczniu 2018 r. spółka Nord Stream 2 poinformowała na swojej stronie internetowej, że otrzymała zgodę na budowę i eksploatację morskiego odcinka gazociągu Nord Stream 2 w wodach terytorialnych Niemiec i na terenie gminy Lubmin w pobliżu Greifswaldu. Zgodnie z założeniem projektu oddanie do użytku drugiej nitki gazociągu łączącego Rosję z terytorium Niemiec ma nastąpić do końca 2019 r.

Wstrzymany pod koniec 2015 r. projekt Turkish Stream, został wznowiony 10 października 2016 r. przez Rosję i Turcję, które podpisały międzynarodową umowę dotyczącą budowy dwóch nitek gazociągu, (planowane do oddania do eksploatacji w grudniu 2019 r.). Jego przepustowość ma wynieść ok. 28 – 30 mld m3, czyli dwukrotnie mniej, niż pierwotnie planowano. Po uzyskaniu wymaganych zgód, w maju 2017 r. poinformowano o rozpoczęciu praktycznego etapu realizacji projektu Turkish Stream, czyli rozpoczęcia budowy morskiego odcinka gazociągu.

Perspektywy rynku gazu

Giełdy gazu ziemnego w ostatni dzień handlowy 2017 r. zanotowały osłabienie cen spotowych we wszystkich obserwowanych obszarach – cena instrumentu spot na GASPOOL wyniosła niespełna 19 EUR/MWh. Spadały również ceny wszystkich kontraktów terminowych w Holandii oraz większości kontraktów w Niemczech i w Wielkiej Brytanii, co miało miejsce pomimo umocnień cen kontraktów na ropę i węgiel.

Wielu analityków prognozuje dalszy spadek cen gazu w 2018 r. nie tylko z powodu wysokiego poziomu wydobycia ropy naftowej w USA, ale równie imponującego wzrostu produkcji gazu ziemnego za oceanem. Według danych EIA wielkość wydobycia w samym 2018 r. w USA może wzrosnąć o blisko 7 mld m3.