Zdaniem największego producenta energii w Polsce, zwiększenie poziomu gazowego obliga giełdowego do 85 proc. przełoży się na dodatkową presję podażową na podmiot oferujący paliwo gazowe na TGE. – To przełoży się na większą dostępność gazu na hurtowym rynku niezależnie od siły rynkowej poszczególnych podmiotów, lepsze sygnały cenowe w postaci wiarygodnego indeksu cenowego oraz zwiększy konkurencję na szerokim rynku gazu. Zwiększenie konkurencji limituje poziom marż i tym samym cen dla odbiorcy – uważa spółka.
Mniej optymistyczna co do spadku cen jest Enea. – W naszej ocenie rynek gazu charakteryzuje się stosunkowo małą płynnością. Obserwowana podaż może być niewystarczająca do obsługi pozycji kontraktowej źródeł o dużej zmienności poboru. Nowelizacja ustawy o obligu w naszej ocenie nie tyle wpłynie na znaczący spadek cen paliwa, ile może znacznie poprawić płynność rynku – tłumaczy spółka. Podobnie uważa Tauron, którego zdaniem nowelizacja prawa przyczyni się przede wszystkim do wzrostu transparentności i płynności handlu, co zwiększy wiarygodność rynkowych indeksów cenowych.
Obligo gazowe nie będzie więc rozwiązaniem wszystkich bolączek polskiej energetyki i przemysłu opartego na gazie. Co więcej, bez kolejnych pomysłów i zmian, możemy wpaść w podwójną pułapkę gazową.
Pierwsza pułapka gazowa
Pierwsza pułapka dotyczy wysokiej marży pobieranej przez Orlen, choć sama spółka tłumaczy, że to nie wynika z jej chęci zysku. Dzisiaj cena na TGE nie jest kształtowana przez koszyk zakupowy jednego czy drugiego dostawcy. Opiera się ona na tym, gdzie jest najbliżej hub gazowy, a tym dla polskiego rynku jest Trading Hub Europe (THE), a więc europejski rynek hurtowy dla gazu ziemnego zlokalizowany w Niemczech. Gaz Orlen więc kupuje w cenie, którą wyznacza ten rynek i importuje go do Polski. Barierą mają być – zdaniem Orlenu – wysokie koszty infrastruktury, które spadają na kupujących. Orlen tłumaczy, że ten wysoki spread cenowy wynika z wysokich kosztów infrastruktury dot. importu gazu do Polski. Te opłaty, które pobiera Orlen oznaczają dla wielu odbiorców gazu w Polsce gorszą pozycję w porównaniu do pozycji odbiorców za granicą. Ta kwestia była dyskutowana na styczniowej Podkomisji stałej ds. Infrastruktury Krytycznej, Górnictwa i Energetyki. Jeden z wątków dotyczył właśnie tego spreadu między cenami na TGE, a cenami na giełdach zagranicznych, wynoszącego nawet 5-6 euro na MWh. To przekładać się ma na wyższe koszty po stronie odbiorców, np. Grupy Azoty.
Orlen odrzuca jednak sugestie, że to on odpowiada za tak wysokie opłaty. Spółka tłumaczy, że to efekt taryfy, którą otrzymuje Gaz-System, operator systemu przesyłowego. – Taryfy są jednymi z najwyższych w Europie, w szczególności w porównaniu z taryfami na rynkach płynnych, takich jak THE czy TTF (rynek holenderski) – tłumaczy Orlen. Spółka dodaje, że jednostkowy koszt mocy na punktach wejścia do niemieckiego systemu przesyłowego (THE) dla rezerwacji rocznych w taryfach na 2026 r. wynosi ok. 0,81 euro/MWh, dla holenderskiego (TTF) jest to ok. 0,66 euro/MWh, natomiast dla systemu polskiego wysokość tej stawki jest odpowiednio o ponad 120 i 170 proc. wyższa i wynosi ok. 1,81 euro/MWh.
Skąd takie stawki? Dzieje się tak z powodu inwestycji przeprowadzanych przez operatora w ostatnich kilkunastu latach, które miały na celu dywersyfikację źródeł dostaw i zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego. Te inwestycje to m.in. wybudowanie terminala LNG w Świnoujściu, budowa Baltic Pipe, interkonektorów z Litwą i Słowacją, rozpoczęcie budowy FSRU w Gdańsku oraz rozbudowa sieci przesyłowej pozwalającej na zmianę kierunku rozpływów gazu, uwzględniająca zakończenie dostaw z Rosji i budowę ww. nowej infrastruktury. Orlen zdaje sobie z tego i podkreśla, że były one konieczne aby uzyskać bezpieczeństwo energetyczne wobec. ew. rosyjskiego szantażu gazowego, którego ryzyko istniało na początku tej dekady.
