Zapisz Usuń Zamknij

Rynek gazu

Grupa PGNiG pełni kluczową rolę na polskim rynku gazu i jako lider 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 SA, na której PGNiG jest Animatorem Rynku Gazu od listopada 2013 r.

Towarowa Giełda Energii SA

Licencjonowana przez Komisję Nadzoru Finansowego giełda towarowa energii, paliw ciekłych i gazowych, limitów wielkości produkcji energii elektrycznej i emisji zanieczyszczeń, praw majątkowych wynikających ze świadectw pochodzenia itp.

Zarządzaniem siecią przesyłową oraz transportem gazu ziemnego siecią przesyłową na terenie całego kraju, w celu ich dostarczenia do sieci dystrybucyjnych (w 96% własność Grupy PGNiG) oraz do odbiorców końcowych podłączonych do systemu przesyłowego, zajmuje się państwowa spółka Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A. 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).

W 2016 r. na poziomie połączeń międzysystemowych podjęto działania, mające na celu:

przeprowadzenie testów oraz przekazanie do celów komercyjnych Terminala LNG w Świnoujściu, którym zarządza spółka Polskie LNG S.A., jednostka zależna Gaz-System;
kontynuowanie prac nad projektami dotyczącymi budowy interkonektorów na granicy z Litwą, Ukrainą, Słowacją oraz Czechami;
przeprowadzenie konsultacji rynkowych w sprawie Korytarza Norweskiego.

Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System S.A.

Spółka Skarbu Państwa, której kluczowym zadaniem jest transport paliw gazowych siecią przesyłową na terenie Polski.

Mapa aktualnych oraz planowanych transgranicznych punktów wejścia do systemu przesyłowego o znaczeniu strategicznym

źródło: Gaz-System oraz ENTSOG

Przepływ gazu

W 2016 r. odnotowano wzrost importu paliwa gazowego do Polski, który wyniósł 150,1 TWh (wzrost o 16,8 TWh – 13%), przy czym dostawy ze wschodu wzrosły o 24%, natomiast z UE spadły o 37% w porównaniu z 2015 r. Zdecydowaną większość importowanego surowca (prawie 75% w łącznym przepływie paliwa) dostarczono z kierunku wschodniego. Według danych opublikowanych przez ENTSOG (Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu, ang. the European Network of Transmission System Operators for Gas) najwięcej gazu ziemnego przesłano przez punkt w Drozdowicach. Natomiast z kierunku zachodniego najwyższy przepływ odnotowano w punkcie Mallnow. Dotychczasowe punkty zdawczo-odbiorcze Lasów, Gubin oraz Kamminke zastąpiono jednym punktem o nazwie GCP GAZ-SYSTEM/Ontrans. Dodatkowo w 2016 r. odnotowano pierwsze dostawy gazu w postaci skroplonej, sprowadzanego drogą morską do gazoportu w Świnoujściu. Największą dynamikę wzrostu r/r zaobserwowano na punkcie wyjścia w Hermanowicach (granica polsko-ukraińska), gdzie eksport paliwa gazowego wzrósł prawie sześciokrotnie.

ENTSOG

Europejska Sieć Operatorów Systemów Przesyłowych Gazu (ang. the European Network of Transmission System Operators for Gas) – organizacja skupiająca europejskich operatorów gazociągów.

Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia

Pasek przewijania znajduje się pod tabelą

Punkt wejścia/wyjścia (w TWh)	2016	2015	Δ r/r
Dostawy z UE	26,92	42,67	-37%
w tym Lasów, Gubin (GCP)	4,85	8,03	-40%
w tym Cieszyn	0,06	0,18	-66%
w tym Mallnow	22,01	34,45	-36%
Dostawy ze wschodu	112,08	90,65	24%
w tym Drozdowicze	48,09	39,03	23%
w tym Tieterowka	0,80	0,79	2%
w tym Kondratki	28,15	23,70	19%
w tym Wysokoje	35,04	27,14	29%
Regazyfikacja LNG	11,14	–	–
Eksport na Ukrainę (głównie Hermanowice)	10,24	1,56	557%
Łączny przepływ	150,14	133,32	13%

źródło: ENTSOG

LNG w Polsce

W 2016 r. działalność komercyjną rozpoczął Terminal LNG im. Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu. Terminal LNG wraz z infrastrukturą powstał przy udziale czterech głównych podmiotów: Gaz-System, Polskie LNG S.A. (spółka w 100% zależna od Gaz-System), Urzędu Morskiego w Szczecinie oraz Zarządu Morskich Portów Szczecin i Świnoujście. Pierwszy etap inwestycji umożliwia odbiór 5 mld m³ gazu zimnego rocznie. W przypadku wzrostu zapotrzebowania na tego typu paliwo gazowe istnieje możliwość zwiększenia zdolności wysyłkowej terminala nawet do 7,5 mld m³, bez konieczności powiększania terenu, na którym zlokalizowano inwestycję.

Jednorazowy transport LNG drogą morską może dostarczyć ok. 210 tys. m³ LNG, co odpowiada ok. 126 mln m³ gazu ziemnego. Finalny produkt regazyfikacji trafia do krajowego systemu przesyłowego za pomocą tłoczni gazu w Goleniowie, która zlokalizowana jest ponad 80 km od gazoportu. Oprócz tego 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. Spółka zarezerwowała ok. 60% mocy, umożliwiających odbiór i regazyfikację około 2,5 mln ton LNG, czyli nieco ponad 3 mld m³ rocznie przez okres najbliższych 20 lat.

regazyfikacja

Proces zmiany stanu skupienia gazu z postaci skroplonej do gazowej poprzez ogrzewanie.

System dystrybucyjny

W obszarze dystrybucyjnym działa jeden duży operator systemu dystrybucyjnego – PSG (spółka Grupy PGNiG) i kilkudziesięciu mniejszych operatorów systemu dystrybucyjnego, działających lokalnie, których sieci przyłączone są do PSG lub operatora systemu przesyłowego Gaz-System.

Magazynowanie gazu

PGNiG jest właścicielem wszystkich podziemnych magazynów gazu w Polsce. Średni dzienny pobór gazu z polskich magazynów w pierwszym kwartale 2016 r. wyniósł 90 GWh/dobę, prawie dokładnie tyle, co w roku poprzednim. W ostatnim dniu marca ubiegłego roku polskie magazyny były w 30% pełne, co oznacza, że znajdowało się w nich około 10 TWh gazu. W 2016 r. średnie zatłaczanie gazu do magazynów w Polsce wynosiło 135 GWh/dobę, o 22 GWh/dobę więcej niż w 2015 r. Przed rozpoczęciem sezonu zimowego w Polsce magazyny były wypełnione w ponad 98%.

Towarowa Giełda Energii

PGNiG jest liderem rynku gazu w obrocie giełdowym na TGE.

2016 r. był rekordowym pod względem wielkości wolumenu w obrocie gazem ziemnym na TGE, który wyniósł 114,5 TWh i był o 7,1% wyższy niż w 2015 r. Na Rynku Dnia Następnego i Bieżącego gazu (RDNiBg, potocznie z języka angielskiego – rynek spot) odnotowano wolumen na poziomie 24,6 TWh, czyli o 76,5% więcej r/r. Najbardziej dynamiczny wzrost nastąpił na Rynku Dnia Następnego (RDNg), gdzie sprzedaż wzrosła o 87,4%, do poziomu 19,6 TWh. Nieznacznie spadł (-3,3% r/r) obrót na Rynku Terminowym Towarowym (RTTg) i na koniec 2016 r. odnotowano obrót w wielkości 89,9 TWh. Warto zaznaczyć, że udział instrumentów terminowych w ogólnym obrocie na rynku gazu ziemnego wyniósł prawie 78,5%. Dynamika wzrostu obrotu na instrumentach spot świadczy o postępującej liberalizacji rynku i zwiększonej aktywności nowych uczestników, którzy wykorzystują transakcje natychmiastowe do bilansowania portfela gazu w krótkim terminie.

Zestawienie wolumenów i cen poszczególnych kontraktów terminowych na gaz ziemny notowanych na TGE w 2016 r.

TRWA WCZYTYWANIE DANYCH

Opracowanie własne na podstawie danych z TGE. Ceny poszczególnych kontraktów RTTg obliczone są na podstawie średniego kursu instrumentu terminowego ważonego wolumenem.

Wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE w 2015 i 2016 r.

GWh

TRWA WCZYTYWANIE DANYCH

Opracowanie własne na podstawie danych z TGE.

Na koniec 2016 r. 127 podmiotów aktywnie uczestniczyło w obrocie gazem ziemnym – niemal dwukrotnie więcej niż w roku ubiegłym. Natomiast 197 firm posiadało koncesję na obrót paliwami gazowymi, o 20 więcej niż w roku poprzednim. W 2016 r. cena spot gazu w Polsce wyniosła średnio 67,37 PLN/MWh, czyli o 24% mniej niż w roku poprzednim. Ceny gazu w Polsce były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i innych rynkach zachodnioeuropejskich. Różnica pomiędzy spotowymi cenami na TGE a niemieckim rynkiem Gaspool spadła z poziomu 1,39 EUR/MWh w 2015 r. do poziomu 1,34 EUR/MWh w 2016 r. Największe różnice między cenami na tych rynkach odnotowano w pierwszym kwartale 2016 r.

Gaspool (GPL)

Niemiecki hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w północnych Niemczech.

Net Connect Germany (NCG)

Niemiecki hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w południowych Niemczech.

Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE, TTF i NCG w 2016 r.

EUR/MWh

TRWA WCZYTYWANIE DANYCH

Źródło: Bloomberg

Tendencje na rynku gazu ziemnego

W 2016 r. ceny kontraktów terminowych na gaz ziemny, notowane na giełdzie TTF, spadły o 29% w porównaniu z rokiem poprzednim. Kurs obniżył się na skutek niskich cen ropy naftowej i produktów ropopochodnych, które służą do ustalenia warunków cenowych dla części kontraktów importowych dotyczących gazu ziemnego. Na rynek europejski trafiły znaczące wolumeny surowca pochodzące z elastycznych kontraktów importowych, doprowadzając do jego nadmiernej podaży i spadku wartości. Ceny na rynku spot były o ponad 30% niższe niż w 2015 r. Średnie stawki na rynku dnia następnego TTF wyniosły 13,97 EUR/MWh w porównaniu z 19,77 EUR/MWh rok wcześniej.

TTF

Title Transfer Facility - Holenderska Giełda Energii, wirtualny punkt obrotu gazem naturalnym w Holandii.

Średni poziom cen na głównych europejskich rynkach był do siebie zbliżony. Różnice w notowaniach (spread) zaobserwowano pomiędzy giełdami zlokalizowanymi w Europie kontynentalnej a hubem brytyjskim. Dla przykładu, niższe ceny gazu w Wielkiej Brytanii we wrześniu wynikały ze zwiększonych dostaw surowca z Europy kontynentalnej oraz Norwegii, a także wysokiego poziomu regazyfikacji.

hub brytyjski

National Balancing Point (NBP) - brytyjski hub gazowy, punkt obrotu gazem naturalnym w Wielkiej Brytanii.

Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich w latach 2015–2016

EUR/MWh

TRWA WCZYTYWANIE DANYCH

Źródło: ICE – Intercontinental Exchange, EEX – European Energy Exchange

Trzeci rok z rzędu odnotowano zwiększone zapotrzebowanie na gaz ziemny w Europie. Ogólny popyt wyniósł 493 mld m³i był wyższy o 17 mld m³ niż w roku poprzednim. O 13 mld m³ wzrosło zapotrzebowanie elektrowni i elektrociepłowni, które łącznie pozyskały 147 mld m³. Większy popyt zarejestrowały gospodarstwa domowe i małe przedsiębiorstwa, wśród których zagregowana konsumpcja wyniosła 192 mld m³i była o 2% wyższa r/r. W sektorze przemysłowym nie zaobserwowano zmian. Zapotrzebowanie na gaz najbardziej wzrosło w Wielkiej Brytanii (o 6 mld m³) oraz w Niemczech (o 5 mld m³).

Ponad 1447 TWh (135 mld m³), czyli 54% ubiegłorocznego wolumenu gazu ziemnego sprowadzanego gazociągami do Europy, pochodziło z Rosji. Udział rosyjskiego importu wzrósł o 15% w porównaniu z rokiem poprzednim. Drugim największym dostawcą gazu do Europy została Norwegia, która dostarczyła 835 TWh (76 mld m³), co odpowiadało za 31% dostaw. Import paliwa gazowego ze złóż norweskich spadł o 5%, w porównaniu z 2015 r. Z Afryki Północnej wyeksportowano 423 TWh (39 mld m³). Głównym czynnikiem, który doprowadził do silnego wzrostu importu z Rosji, były niskie ceny ropy naftowej. 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.

Główne kierunki importu gazu do Europy

GWh/dzień

TRWA WCZYTYWANIE DANYCH

Źródło: Thomson Reuters

W 2016 r. na europejskim rynku gazu skroplonego LNG również zaszły zmiany. Średni dobowy poziom regazyfikacji wyniósł ok. 1,1 TWh/dzień i był niższy o średnio 8% w porównaniu z 2015 r. Wielka Brytania zmniejszyła zapotrzebowanie o 25% r/r, jednak w dalszym ciągu pozostaje niekwestionowanym liderem z ponad 27% udziałem w ogólnym imporcie LNG do Europy. Import do pozostałych krajów europejskich był na porównywalnym poziomie r/r.

Na koniec 2016 r. poziom wypełnienia europejskich magazynów gazu obniżył się do 65%. W analogicznym okresie w 2015 r. stan magazynów oscylował w granicach 70%. Wskaźnik wypełnienia dostępnych pojemności magazynowych w Polsce wyniósł 77% i był jednym z najwyższych wśród analizowanych państw.

Postępy w realizacji projektów infrastrukturalnych na europejskim rynku gazu

Na początku września 2015 r. przedstawiciele Gazpromu, niemieckich E.On i BASF-Wintershall, brytyjsko-holenderskiego Royal Dutch Shell, francuskiego 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. Pomimo tych problemów, w grudniu 2016 r. prezes rosyjskiego koncernu Gazprom Aleksiej Miller poinformował, że realizacja projektu gazociągu Nord Stream 2 odbywa się zgodnie z planem, a druga nitka gazociągu zostanie oddana do użytku do końca 2019 r.

Projekt Turkish Stream został wstrzymany pod koniec 2015 r. w reakcji na zestrzelenie przez tureckie siły powietrzne rosyjskiego bombowca Su-24. Po okresie gorszych relacji na linii Moskwa–Ankara stosunki rosyjsko-tureckie uległy poprawie. W dniu 10 października 2016 r. Rosja i Turcja wznowiły prace w ramach projektu i podpisały międzynarodową umowę dotyczącą budowy dwóch nitek gazociągu, które planowo mają być oddane do eksploatacji w grudniu 2019 r., czyli w momencie wygaśnięcia umowy tranzytowej pomiędzy Rosją a Ukrainą. W dniu 20 stycznia 2017 r. ustawę ratyfikowała Duma Państwowa, a na początku lutego Rada Federacji. Ustawa o budowie gazociągu została następnie podpisana przez Władimira Putina, co było ostatnią formalną zgodą potrzebną do rozpoczęcia budowy gazociągu. W obecnej chwili szanse na budowę Turkish Stream są wyższe niż na realizację projektu Nord Stream 2. Rurociąg nie podlega jurysdykcji Komisji Europejskiej, w związku z tym nie może zostać zablokowany jak jego poprzednik South Stream.