Zima pokazała bolączki polskiego rynku gazu i pułapki, w które wpadliśmy

Polska energetyka, która w coraz większym stopniu opiera się na gazie, przeżywa największy test odporności od lat. Teraz sprawdza ją m.in. mroźna zima. Czy w przyszłości pomoże jej zwiększenie obliga gazowego?

Z tego artykułu się dowiesz:

• Jakie pułapki zagrażają polskiemu rynkowi gazu w kontekście rozwoju energetyki?
• W jaki sposób zwiększenie obliga gazowego może wpłynąć na polski rynek hurtowy gazu?
• Jakie są argumenty Urzędu Regulacji Energetyki i Orlenu dotyczące kosztów infrastruktury gazowej?
• Jakie korzyści i wyzwania może przynieść dla Polski stworzenie własnego hubu gazowego?
• Dlaczego firmy energetyczne dążą do samodzielnego zaopatrywania się w gaz, a jakie napotykają bariery?
• Jakie zmiany w prawie mogą wpłynąć na liberalizację rynku gazu w Polsce?

Dyskusja o pułapkach gazowych rozgorzała w branży energetycznej przy okazji prac nad tzw. obligiem gazowym. Rząd planuje przywrócenie dla wytwórców energii elektrycznej obowiązku sprzedaży prądu na giełdzie do 80 proc. oraz zwiększenie takiego obowiązku w przypadku sprzedaży gazu z obecnych 55 proc. do 85 proc. Prace w rządzie nad nowelizacją prawa są na etapie analizowania złożonych pod koniec ub.r. opinii w ramach konsultacji publicznych..

Foto: Parkiet

Urzędowy optymizm i ostrożność spółek

W związku z rosnącą rolą gazu w polskiej elektroenergetyce przyjrzymy się obligu gazowemu. Proponowane podwyższenie obowiązku sprzedaży gazu ziemnego za pośrednictwem Towarowej Giełdy Energii (TGE) z 55 proc. do poziomu 85 proc. ma sprzyjać – jak argumentuje to ministerstwo energii odpowiedzialne za projekt – budowie dojrzałego, płynnego i transparentnego rynku hurtowego gazu ziemnego w Polsce. – Oczekiwanym efektem zmiany wysokości obowiązku odsprzedaży gazu ziemnego za pośrednictwem giełdy towarowej będzie zwiększenie podaży gazu oraz liczby ofert na TGE, w następstwie których przewidywany jest spadek cen na rynku hurtowym – tłumaczy resort. Realnie jednak już teraz ponad 71 proc. gazu oferowanego w Polsce sprzedawane jest za pośrednictwem TGE.

Także TGE uważa, że zwiększenie obliga gazowego będzie miało bardzo pozytywny i ważny wpływ na kilka kluczowych obszarów. – Pierwszym z nich jest cena, która w wyniku większej ilości dostępnego gazu na rynku giełdowym powinna znaleźć się pod presją podaży, co powinno przełożyć się na jej obniżenie. Drugi obszar to wyrównywanie szans dla wszystkich uczestników rynku (w tym przede wszystkim dla odbiorców przemysłowych) w dostępie do gazu w najbardziej transparentnym i niedyskryminacyjnym mechanizmie ustalania cen, jakim jest giełda, bez zróżnicowanych preferencji, które charakteryzują rynek pozagiełdowy i transakcje bilateralne – tłumaczy nam TGE. Ma to być o tyle istotne, że dzięki płynnej giełdzie i nieograniczonemu dostępowi do dużego wolumenu gazu, elektroenergetyka i odbiorcy przemysłowi będą mogli liczyć – zdaniem TGE – na większą aktywność strony podażowej i jej skłonność do oferowania atrakcyjniejszych cen również na rynku detalicznym. 

Trzecim obszarem zasługującym na uwagę jest niezbędna w procesie transformacji energetycznej elastyczność w kontraktowaniu gazu. - TGE umożliwia kontraktowanie w oparciu o instrumenty długoterminowe oraz produkty o krótkim okresie wykonania z dostawą w dniu następnym jak i w dniu bieżącym. Taki wachlarz instrumentów daje pełną elastyczność uczestnikom rynku w realizacji dynamicznie zmieniającego się zapotrzebowania w oparciu o cenę rynkową – tłumaczy nam TGE. Trzeba bowiem pamiętać, że w przeciwieństwie do giełdy, transakcje bilateralne często oparte o mechanizm take-or-pay (bież albo płać), nie zapewniają wystarczającej elastyczności bądź ceny podążającej za rynkiem. Z drugiej jednak strony ta klauzula to forma zabezpieczenia po stronie Orlenu przed ew. brakiem sprzedaży zamówionego gazu. Jak się dowiadujemy jednak w rozmowach z rynkiem, Orlen zaczyna proponować odkup nadwyżek gazu od kontrahenta, ale po cenach, niższych niż rynkowe co dla odbiorców traktowane jest jako strata. 

Foto: Parkiet

Orlen, jako główny dostawca gazu do Polski, jest najbardziej sceptyczny wobec zmian w obligu gazowym. Zdaniem tej spółki nie doprowadzi to do trwałego obniżenia cen dla odbiorców końcowych, w szczególności w sektorach energochłonnych.

Na zmiany na rynku gazu naciska elektroenergetyka, która do 2030 r. wybuduje kolejne bloki gazowe, które mają uzupełniać pracę zależnych od pogody OZE. PGE, której, jak się dowiadujemy, nie udało się porozumieć na temat nowego kontraktu na gaz z Orlenem, chce samodzielnie pozyskać dostawy. – Aktualnie obowiązujący poziom obliga w wysokości 55 proc. w praktyce nie generuje dostatecznej płynności ani konkurencji – ze względu na ograniczoną liczbę sprzedawców i niewielką aktywność niezależnych uczestników – uważa PGE.

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.

Gaz-System odpowiada, że to URE zatwierdza przychód regulowany na dany rok, weryfikując przedstawione we wniosku taryfowym koszty i to URE weryfikuje również poziom zwrotu z zaangażowanego kapitału. Co więcej, operator podkreśla, że te koszty zaczynają spadać. – Stawki opłat za usługę przesyłania paliw gazowych w punktach wejścia, w 2026 r. są niższe o 2 proc. w porównaniu do stawek obowiązujących w 2025 r. – tłumaczy operator. Przy obecnej cenie gazu na TGE na poziomie ok. 49 euro za MWh udział taryfy przesyłowej w cenie gazu przy stawce podstawowej to jedynie 3,7 proc. i odpowiednio 7,2 proc. dla produktów dobowych i ok. 5 proc. dla produktów miesięcznych (luty 2026 r.). – Stawki opłat są takie same we wszystkich punktach wejścia do systemu przesyłowego (z wyjątkiem rabatu 70 proc. w punkcie wejścia do Terminalu LNG oraz rabatu 80 proc. na połączeniach z instalacją magazynowania gazu), co oznacza, że punkty połączeń międzysystemowych nie są w żadnym stopniu obarczane przez Gaz-System dodatkowymi kosztami względem pozostałych krajowych punktów wejścia do systemu – podkreśla spółka. W ten sposób wskazuje, że to nie one są winne tych wysokich opłat. Za wysokie opłaty odpowiadają więc koszty infrastruktury, które budowaliśmy w imię bezpieczeństwa.

Czy zatem nie ma sposobu, aby ominąć tę pierwszą pułapkę gazową? Jest i może nią być własny hub gazowy, który w Polsce praktycznie może już działać. Biorąc pod uwagę rosnącą skalę krajowego rynku, istotnie rozbudowaną w ostatnich latach infrastrukturę przesyłową gazu oraz zdywersyfikowane źródła dostaw, zasadne jest pytanie o model wyceny gazu w Polsce. Jeśli faktycznie ambicją Polski, w oparciu o poczynione inwestycje w infrastrukturę przesyłową, jest stworzenie handlowego hubu gazowego w naszej części Europy, należy zadbać o zbudowanie większej autonomii ceny gazu. Dzięki temu możliwe będzie wykreowanie silnego indeksu cenowego dla regionu. Z naszych rozmów z rynkiem wynika, że mne powinien on bazować na kosztach importu z kierunku, z którego nie jest już w takim stopniu jak w przeszłości sprowadzany. W przeciwnym razie przemysł w Polsce będzie na starcie mniej konkurencyjny w stosunku do zachodniego o różnicę w wycenie gazu pomiędzy giełdami zachodnimi i w Polsce. 

Druga pułapka gazowa 

Druga pułapka gazowa związana jest z rosnącym znaczeniem energetyki gazowej, która ma stabilizować pracę OZE. Firmy takie jak PGE, Veolia, Enea i Tauron, ze względu na charakterystykę swojej działalności, nie są w stanie zagwarantować stabilnego profilu zużycia gazu i muszą opierać się na elastycznych, krótkoterminowych dostawach. Potrzeba pozyskania gazu „z dnia na dzień” zderza się z wysokimi kosztami na rynku spot, co skłania te podmioty do poszukiwania alternatywnych, niezależnych dróg importu w celu optymalizacji kosztów. PGE buduje własne struktury handlowe, dążąc do samodzielnego zaopatrywania swoich bloków gazowych. Ambicją firmy jest uniezależnienie się od krajowego dostawcy, ponieważ uważa, że jest w stanie pozyskać gaz taniej. Podobnie jest w przypadku Veoli, Enei i Tauronu. Główną barierą w realizacji tych planów jest obowiązująca ustawa o zapasach, która nie zamyka, ale utrudnia samodzielny import. Orlen podkreśla, że jest gotowy dostarczyć gaz każdemu o każdej porze dnia. Od początku 2026 r. obserwujemy rekordowe zapotrzebowanie na gaz ziemny w Polsce. 11 stycznia padł również rekord importu gazu przez Orlen – blisko 770 GWh w jednej dobie (ok. 67 mln m sześc.). Te liczby pokazują, że jest odpowiednia płynność rynku. Problemem może być jednak cena gazu, a ta może przełożyć się na stawki taryfowe za prąd.

Spółki energetyczne patrzą na sprawę nieco inaczej. Zdaniem Tauronu wyzwaniem dla jednostek współpracujących z OZE może być zmienność zapotrzebowania. Problem ten może być zmitygowany zarówno przez zapewnienie wystarczającej płynności na rynku dnia następnego, jak i poprzez wprowadzenie szerszej gamy kontraktów terminowych, co z końcem 2025 r. zostało zrealizowane na TGE. – W realiach 2026 r. oraz lat przyszłych przy wysokiej zmienności cen surowców, jak i postępującej transformacji, zakup zarówno kontraktów terminowych jak i spotowych wydaje się optymalnym modelem kontraktowania – tłumaczy Tauron.

Obligo początek liberalizacji rynku gazu?

Obligo, jak widzimy, nie będzie jednym rozwiązaniem. Dalsza poprawa konkurencyjności na rynku gazu będzie wymagała również zwiększenia liczby podmiotów po stronie podażowej. Do tego niezbędna wydaje się dyskusja nad modelem obowiązku utrzymywania zapasów gazu. 

Orlen nieoficjalnie nie widzi zagrożenia dla siebie bo jest przekonany że obroni swoją pozycję nawet jeśli pojawi się konkurencja. Z naszych rozmów – głównie z elektroenergetyką wynika, że rynkiem wynika, że dalsza poprawa konkurencyjności rynku gazu będzie wymagała również zwiększenia liczby podmiotów po stronie podażowej do czego niezbędna wydaje się dyskusja nad modelem obowiązku zapasowego. Na to ostatnie zwraca uwagę zwłaszcza PGE. 

Prawo w obecnym kształcie utrudnia liberalizację rynku. Z tym powinno być łatwiej po 2027 r., kiedy w całej UE będzie zakaz importu gazu z Rosji.