Urząd Regulacji Energetyki 3.3 Problemy i koszty okresu przejściowego - Jaki model rynku energii? -

Niezależnie od tego, dążenie Polski do integracji z Unią Europejską wymusza podejmowanie różnorodnych działań dostosowawczych poszczególnych sektorów gospodarki do standardów europejskich. Procesy dostosowawcze, po pierwsze, zawsze wymagają czasu, a po drugie muszą mieć precyzyjnie wyznaczony cel, jakim w tym przypadku jest utrzymanie wysokiego i zrównoważonego tempa wzrostu gospodarczego oraz liberalizacja gospodarki, która uwalniając mechanizmy konkurencji ma zapewnić zwiększenie zamożności społeczeństwa. Wiąże się to zawsze z koniecznością rozwiązywania trudnych (często nawet bardzo trudnych) problemów, jak również wymaga ponoszenia szeroko rozumianych kosztów, nie tylko w wymiarze finansowym.

Działania dostosowawcze, polegające na przejściu od monopolu i własności państwowej do konkurencji i własności prywatnej poprzez restrukturyzację i prywatyzację, objęły całą energetykę, w tym również gazownictwo. Konsekwencją wprowadzenia konkurencji powinno być dążenie do zmniejszenia kosztów i w efekcie obniżenie cen realnych¹⁸⁾.

Z procesem przekształcania przemysłu gazowego polegającym na wprowadzaniu bardziej konkurencyjnych rozwiązań, wiąże się kilka zagadnień wartych omówienia:

• struktura podmiotowa gazownictwa, w tym udział przedsiębiorstw sektora publicznego i prywatnych,
• dostęp podmiotów gospodarczych do infrastruktury, czyli zasada TPA,
• wielkość popytu i podaży gazu, jako źródła energii,
• rola i działania organów państwa oraz niezależnego regulatora w procesie liberalizacji przemysłu gazowego.

Wprowadzony od 1997 roku obowiązek posiadania koncesji Prezesa URE na prowadzenie działalności w zakresie: wytwarzania, przesyłania i dystrybucji oraz obrotu paliwami gazowymi (obecnie również na obrót gazem ziemnym z zagranicą), pozwolił na dokładne zewidencjonowanie podmiotów działających w tym sektorze oraz ustalenie wielkości i zakresu ich działalności. Ogółem na 61 przedsiębiorstw koncesjonowanych, 56 przedsiębiorstw działa w skali lokalnej, a więc wykorzystuje paliwa gazowe na potrzeby własne oraz na zaspokojenie potrzeb najbliższego otoczenia. Tylko w nielicznych przypadkach przedsiębiorstwa te posiadają bardzo krótkie odcinki własnej sieci przesyłowej i rozdzielczej. Tylko pięciu koncesjonariuszy ma możliwość funkcjonowania na terenie całego kraju, przy czym w czterech przypadkach ogranicza się to do obrotu paliwami gazowymi. Tylko jedno przedsiębiorstwo, Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. (PGNiG S.A.), jest upoważnione do działania w zakresie przesyłania i dystrybucji paliw gazowych na terenie całego kraju, ze względu na długość i stopień pokrycia obszaru Polski siecią posiadanych gazociągów. Jak więc widać, określenie PGNiG S.A. jako przedsiębiorstwa dominującego na rynku gazu lub też jako „naturalnego monopolisty” jest w pełni uzasadnione.

PGNiG S.A. jest spółką prawa handlowego, ale ponieważ 100% akcji należy do Skarbu Państwa, można powiedzieć, że jest to firma państwowa, działająca w warunkach komercyjnych. Ponieważ tylko PGNiG S.A. ma możliwości techniczne niezbędne do przesyłania i dystrybucji gazu na terenie całego kraju, można stwierdzić, że w tych dziedzinach nie funkcjonują firmy prywatne, które mogłyby stanowić konkurencję dla tej firmy państwowej. Co prawda, na rynkach lokalnych działają już cztery firmy prywatne, które dysponują własną siecią przesyłową i rozdzielczą, ale długość tych sieci jest tak niewielka, że nie mają one w zasadzie żadnego znaczenia dla oceny całego systemu gazociągów przesyłowych i rozdzielczych.

Zgodnie z założeniami polityki energetycznej państwa, rozpoczęty został proces restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG S.A. Zgodnie z decyzją Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy (którego funkcje pełni Minister Skarbu Państwa), zaakceptowaną przez Radę Ministrów, utworzono pięć spółek z wyłącznym udziałem kapitałowym PGNiG S.A., które będą zajmowały się:

• poszukiwaniem i wydobyciem gazu,
• dystrybucją gazu w oparciu o przejęte od PGNiG S.A. gazowe sieci rozdzielcze (średnich i niskich ciśnień).

Spółka „macierzysta” będzie prowadziła działalność w zakresie przesyłania, obrotu i magazynowania gazu oraz będzie zajmowała się procesami prywatyzacji wydzielonych spółek.

Niewątpliwą zaletą przyjętych rozwiązań jest zniesienie wyłączności PGNiG S.A. na świadczenie usług w zakresie dystrybucji gazu, ale nadal nie rozwiązany pozostaje problem dominacji tego przedsiębiorstwa w zakresie przesyłania gazu. Będzie ono również głównym, obok powstałej spółki poszukiwawczo–wydobywczej, dostawcą gazu dla wyodrębnionych spółek dystrybucyjnych, odbiorców przemysłowych zasilanych bezpośrednio z sieci przesyłowej oraz innych spółek dystrybucyjnych, działających na rynkach lokalnych.

Pozostaje mieć nadzieję, że powstanie kilku przedsiębiorstw dystrybucyjnych, w miejsce jednego, stworzy warunki do rozwoju konkurencji, szczególnie w obszarze zaopatrzenia małych odbiorców indywidualnych. Oczekuje się przede wszystkim, że ta zmiana uruchomi mechanizmy dążenia do obniżania kosztów działalności gospodarczej, podwyższania jakości świadczonych usług oraz poszukiwania alternatywnych źródeł pozyskiwania tańszego gazu.

Należy jednak zasygnalizować problem, z jakim mogą spotkać się nowopowstałe spółki dystrybucyjne już na początku swojej działalności. Każda z nich przejmie bowiem od spółki „macierzystej” nie tylko infrastrukturę, majątek i pracowników, ale również proporcjonalną część zadłużenia. Sytuacja finansowa PGNiG S.A. nie jest dobra, gdyż przez ostatnie lata przedsiębiorstwo to wykazuje straty. W roku 2000 wyniosły one około 415 mln zł, zaś w roku 2001 szacowane są na kolejne około 180 mln zł. Wyodrębnione spółki rozpoczną działalność w zróżnicowanych warunkach, zależnych od:

• wielkości rynków zbytu, jakie przejmą,
• lokalizacji rynków zbytu,
• stanu technicznego i wielkości przejętej infrastruktury.

Dlatego też prowadzona przez nie działalność może przynosić zróżnicowane efekty, które nie zawsze umożliwią spłatę przejętych zobowiązań. Dla zwiększenia efektywności działalności na własny rachunek, konieczne będzie podejmowanie działań w zakresie pozyskiwania nowych rynków zbytu, z jednoczesnym dążeniem do obniżki kosztów działalności. Najprostszym narzędziem racjonalizacji kosztów jest restrukturyzacja zatrudnienia. Jednak z uwagi na fakt, że PGNiG S.A. jest jednym z największych pracodawców w kraju, gdyż ogółem zatrudnia ponad 30 tys. osób, koszty społeczne związane z procesami dostosowawczymi w tym przedsiębiorstwie, w przypadku pojawienia się konieczności zwolnień, mogą okazać się duże.

PGNiG S.A. jako firma państwowa jest „naturalnym monopolistą” nie tylko w dziedzinie przesyłu i dystrybucji gazu, ale posiada również dominującą rolę jako przedsiębiorstwo obrotu gazem. Chociaż koncesję na obrót gazem na terenie całego kraju otrzymały ponadto cztery przedsiębiorstwa prywatne, to ich działanie na szerszą skalę jest w naturalny sposób utrudnione, ze względu na ograniczony dostęp do istniejącej sieci przesyłowej, przy jednoczesnym braku własnej infrastruktury sieciowej. Przeszkodę tę mogło by jednak osłabić odpowiednie wykorzystanie zasady TPA.

Kolejnym etapem w procesie restrukturyzacji PGNiG S.A. będzie prywatyzacja nowoutworzonych spółek, realizowana w celu pozyskiwania kapitału. W pierwszej kolejności prywatyzowane będą spółki: poszukiwawczo–wydobywcza i dystrybucyjne, zaś spółka „macierzysta” zajmująca się przesyłaniem i magazynowaniem gazu, ze względu na bezpieczeństwo energetyczne państwa, nie będzie prywatyzowana przez minimum 5 lat. Prywatyzacja będzie rozwiązaniem problemów finansowych tego największego podmiotu sektora gazowego, oczywiście tylko wówczas, gdy uda się pozyskać inwestorów dysponujących odpowiednim kapitałem i zainteresowanych inwestowaniem w ten sektor gospodarki Polski. Zaletą prywatyzacji będzie również zmiana proporcji między własnością prywatną a własnością państwową, co również powinno sprzyjać rozwojowi działań konkurencyjnych w tym sektorze. Jednocześnie należy podkreślić, że każda decyzja prywatyzacyjna powinna być podejmowana w sposób przemyślany i poprzedzona szczegółową i kompleksową analizą, której motywem przewodnim byłby cele tego przedsięwzięcia. Dotychczasowe doświadczenia pokazują bowiem, że prywatyzacja nie może stanowić celu samego w sobie¹⁹⁾. W przypadku spółek powstałych w wyniku restrukturyzacji PGNiG S.A., celem nadrzędnym przesądzającym o zakresie i sposobie prywatyzacji powinno być pozyskanie środków finansowych na ich rozwój i poprawę efektywności gospodarowania, a tym samym stworzenie im warunków do funkcjonowania na rynku konkurencyjnym.

Przed przystąpieniem do prywatyzacji konieczne jest rozstrzygnięcie, czy powinna, a jeżeli tak, to w jakim zakresie, zostać zachowana kontrola państwa, realizowana poprzez PGNiG S.A., nad działalnością poszukiwawczo-wydobywczą i dystrybucyjną w gazownictwie oraz jaki powinien być maksymalny udział kapitałowy nowych właścicieli, wyłonionych w drodze prywatyzacji. Nie bez znaczenia jest też wybór sposobu prywatyzacji, który może polegać na poszukiwaniu inwestora strategicznego lub prywatyzacji w trybie oferty publicznej, co spowoduje rozdrobnienie akcjonariatu. Decyzje o sposobie prywatyzacji powinny być podejmowane indywidualnie, na podstawie analizy potrzeb poszczególnych spółek. Pewne jest jednak, że ze względu na trudną sytuację finansową PGNiG S.A., decyzje prywatyzacyjne powinny być ukierunkowane na wybór takiego rozwiązania, które zapewni pozyskanie odpowiednich środków finansowych oraz wykreuje takich właścicieli, którzy w długim horyzoncie czasowym zaangażują się w rozwój sektora gazowniczego.

Dostęp do sieci, rozumiany jako znoszenie wyłączności i likwidowanie barier wejścia na rynek gazowy, jest bardzo istotnym elementem wprowadzania rozwiązań konkurencyjnych.

Stworzenie możliwości swobodnego korzystania z sieci przesyłowej przez podmioty zajmujące się obrotem gazem, a nie posiadające własnej infrastruktury sieciowej (czyli realizacja zasady TPA w gazownictwie), może przyczynić się do rozwoju konkurencji, co w konsekwencji pozwoli odbiorcom na wybieranie tych dostawców gazu, których oferty będą najkorzystniejsze. W obecnych warunkach praktycznie jedynymi dostawcami gazu dla odbiorców zasilanych z sieci przesyłowej mogą być PGNiG S.A. oraz wyodrębniona z jego struktur spółka poszukiwawczo–wydobywcza, a dla odbiorców zasilanych z sieci rozdzielczej – cztery spółki dystrybucyjne, wszystkie również wyodrębnione z PGNiG S.A. Tak więc z punktu widzenia odbiorcy, wybór nie jest zbyt szeroki.

Rozporządzenie Rady Ministrów z 6 sierpnia 1998 r. wprowadziło harmonogram uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych. Problem polega jednak na tym, że z prawa do korzystania z sieci przesyłowej, na podstawie tego rozporządzenia, mogą korzystać tylko ci odbiorcy, którzy będą przesyłali paliwa gazowe wydobyte lub wytworzone w kraju, natomiast nie mogą skorzystać z tej regulacji prawnej ci odbiorcy, którzy chcieliby przesyłać paliwa gazowe z importu. Jednocześnie, rozporządzenie uzależnia termin uzyskania prawa do korzystania z usług przesyłowych, od wielkości dokonywanych rocznych zakupów paliw gazowych. Najwcześniej, bo z dniem 1 lipca 2000 r. prawo do korzystania z usług przesyłowych uzyskały największe podmioty – zakupujący 25 mln m³ paliw gazowych rocznie. Podmioty dokonujące zakupów rocznych w ilości 15 mln m³ uzyskają prawo do korzystania z usług przesyłowych z dniem 1 stycznia 2004 r., zaś dokonujący zakupów w ilości mniejszej niż 15 mln m³ dopiero z dniem 5 grudnia 2005 r. Trzeba w tym miejscu przypomnieć, że wszystkie podane ilości dotyczą paliw gazowych wydobywanych lub wytwarzanych w kraju, zaś całoroczne zapotrzebowanie na paliwa gazowe jest pokrywane tylko w 25% ze źródeł krajowych.

Wprowadzenie tej regulacji prawnej z pewnością wychodzi naprzeciw rozwiązaniu kwestii dostępu do infrastruktury sieciowej, ale tylko w ograniczonym zakresie. W 75% zapotrzebowanie na gaz jest pokrywane gazem z importu, a więc tylko nieliczni odbiorcy zużywający gaz ze źródeł krajowych będą mogli skorzystać z prawa dostępu do sieci przesyłowej. Ponieważ rozporządzenie uzależnia uzyskanie prawa do korzystania z usługi przesyłowej od ilości rocznych zakupów gazu, to do roku 2004 praktycznie będą mogli z niego skorzystać tylko najwięksi odbiorcy przemysłowi. W miarę postępu procesu liberalizacji zakres prawa do korzystania z infrastruktury sieciowej powinien być rozszerzany o coraz mniejszych odbiorców, a docelowo z prawa takiego powinni też korzystać indywidualni odbiorcy komunalni.

W obecnej sytuacji, obowiązek udostępniania sieci będzie dotyczył prawie wyłącznie infrastruktury będącej własnością PGNiG S.A., co wiąże się z koniecznością stworzenia takich rozwiązań, które nie będą kolidowały ze statutowymi obowiązkami tego przedsiębiorstwa, ale jednocześnie zablokują możliwość wykorzystywania przez nie dominującej roli na rynku. W związku z tym, że PGNiG S.A. jest nie tylko monopolistą w zakresie przesyłania i dystrybucji gazu, ale również największym przedsiębiorstwem obrotu gazem, w naturalny sposób będzie ono miało tendencję do preferowania własnych odbiorców, stawiając zaspokojenie ich potrzeb na pierwszym planie. Ważne jest więc zapewnienie stosowania zasady równego traktowania podmiotów.

Biorąc pod uwagę wielkość udziału gazu z importu, w zaspokojeniu krajowego zapotrzebowania na gaz (który – jak już wspomniano – wynosi 75%, w stosunku do 25% gazu pochodzącego ze źródeł krajowych), wydaje się wskazane rozważenie wprowadzenia takich regulacji prawnych, które stwarzałyby możliwość korzystania z usług przesyłowych dla paliw gazowych, bez względu na źródło ich pochodzenia.

Wykorzystanie gazu, jako źródła energii jest w Polsce o połowę mniejsze niż średnie zużycie gazu w Europie i wynosi zaledwie 10%, przy około 70-procentowym udziale węgla kamiennego. Prognoza zapotrzebowania na gaz, zgodnie z „Założeniami polityki energetycznej Polski do 2020 roku”, zakłada systematyczny wzrost zużycia, przy założeniu, że wzrastać będzie zużycie gazu przez elektroenergetykę i sektor komunalno-bytowy. Zawarte w tym dokumencie szacunki przewidują wzrost krajowego zapotrzebowania na gaz do poziomu 18,4-22,0 mld m³ rocznie w 2010 roku. Od kilku lat zapotrzebowanie na gaz utrzymuje się praktycznie na stałym poziomie, a ze względu relacje cen różnych paliw, gaz nie jest jeszcze paliwem konkurencyjnym dla elektroenergetyki, wykorzystującej głównie tańszy węgiel.

Można mieć wątpliwości, czy ta prognoza się sprawdzi. Raczej należy się spodziewać, że zapotrzebowanie na gaz będzie utrzymywało się na dotychczasowym poziomie, który wynosi około 11 mld m³ rocznie lub będzie wzrastało w niewielkim stopniu. Nie wydaje się również, że gwałtownie wzrośnie zapotrzebowanie na gaz w sektorze komunalno-bytowym, ze względu na stosunkowo wysokie ceny gazu oraz niewysoki stopień zamożności naszego społeczeństwa.

Wydobycie gazu ze źródeł krajowych wynosi około 3,5 mld m³ rocznie, zaś pozostałe zapotrzebowanie pokrywane jest dostawami gazu z importu²⁰⁾. Najważniejszą umową o dostawę gazu jest tzw. kontrakt jamalski dotyczący dostaw z Rosji, z gazociągu tranzytowego Jamał – Europa Zachodnia. W ramach tego kontraktu, przez okres 25 lat ma być sprowadzone do Polski 250 mld m³ gazu. Jest to kontrakt zawarty w formule „take or pay”, co oznacza konieczność systematycznego odbioru, umownie określonych ilości gazu, pod rygorem płacenia kar. Umowa taka nie przewiduje możliwości zagospodarowywania ewentualnych nadwyżek odebranego gazu, na przykład w przypadku gwałtownego spadku zapotrzebowania, poprzez jego reeksport lub odsprzedaż. Tego typu kontrakty długoterminowe na dostawy gazu z importu są niewątpliwym utrudnieniem w liberalizacji, głównie ze względu na to, że blokują możliwość wyboru dostawców. Podaż gazu, rozumiana jako łączna ilość gazu możliwa do pozyskania ze źródeł krajowych oraz w ramach zawartych kontraktów na dostawy z importu, zaspokaja aktualny popyt na gaz, czyli krajowe zapotrzebowanie na gaz jako źródło energii.

W przypadku, gdy sprawdzi się wspomniana prognoza dotycząca wzrostu zapotrzebowania na gaz, nawet jeżeli ten wzrost nie będzie tak duży jak się szacuje i przy ustalonym na poziomie około 4 mld m³ rocznie wydobyciu gazu ze źródeł krajowych, wzrastająca ilość gazu z importu, sprowadzana z jednego kierunku, jak to ma miejsce aktualnie w ramach kontraktu jamalskiego, stwarza potencjalne ryzyko dla bezpieczeństwa energetycznego państwa.

W sytuacji znaczącego uzależnienia od gazu importowanego z jednego kierunku, mając na względzie konieczność zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu, konieczne jest podejmowanie działań zmierzających do dywersyfikacji źródeł jego pozyskania.

Rada Ministrów przyjęła w „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 roku”, że celowe jest przesunięcie w czasie tworzenia konkurencyjnego rynku gazu ziemnego w Polsce, ze względu na wolniejszy przebieg liberalizacji w przemyśle gazowniczym Unii Europejskiej, stwierdzając jednocześnie, że polski rynek gazu pozostanie w najbliższych latach rynkiem regulowanym²¹⁾.

W związku z tym, w okresie przejściowym, ważną rolę będzie pełnił niezależny regulator, którym na mocy ustawy – Prawo energetyczne jest Prezes Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Ustawowo określone kompetencje Prezesa URE dotyczą w szczególności:

• koncesjonowania działalności przedsiębiorstw gazowniczych,
• zatwierdzania i kontrolowania taryf dla paliw gazowych,
• egzekwowania przestrzegania zasady TPA,
• uzgadniania planów rozwoju przedsiębiorstw zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych,
• nadzoru nad jakością świadczonych usług,
• promowania konkurencji oraz
• równoważenia interesów przedsiębiorstw gazowniczych i odbiorców.

Realizując powyższe obowiązki, Prezes URE winien uwzględniać założenia polityki energetycznej państwa oraz kierować się zasadą minimalizacji kosztów.

Na szczególne podkreślenie zasługuje rola Prezesa URE w zakresie kształtowania cen na paliwa gazowe. I tak, zatwierdzając taryfę na paliwo gazowe, Prezes URE dokonuje analizy kosztów uzasadnionych i ustala taki poziom cen, jaki znajduje w nich pokrycie. Szczegółowa analiza kosztów, dokonywana przy rozpatrywaniu wniosków taryfowych skutecznie ogranicza naturalne tendencje przedsiębiorstw do proponowania nieuzasadnionych wzrostów cen i tym samym stanowi ochronę dla finalnych odbiorców gazu.

Istotna jest również rola Prezesa URE w procesie uzgadniania planów rozwoju przedsiębiorstw zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych. Wykorzystując tę kompetencję, Prezes URE ma możliwość stwierdzenia, czy zamierzenia rozwojowe przedsiębiorstw gazowniczych są zgodne z założeniami polityki energetycznej państwa.

Jednym z ważniejszych założeń polityki państwa jest konieczność zintensyfikowania działań na rzecz wzrostu dostaw gazu z innych kierunków geograficznych, gdyż rosnący strumień dostaw gazu z jednego kierunku, w ramach umowy z Rosją, stwarza potencjalne ryzyko dla bezpieczeństwa energetycznego państwa. Realizując to założenie Rada Ministrów wydała 24 października 2000 r. rozporządzenie w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy. Zgodnie z postanowieniami tego rozporządzenia, maksymalny udział gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku przez przedsiębiorstwo gazownicze, nie może być wyższy niż:

• 88% w latach 2001-2002,
• 78% w latach 2003-2004,
• 72% w latach 2005-2009,
• 70% w latach 2010-2014,
• 59% w latach 2015-2018,
• 49% w latach 2019-2020.

Udzielając koncesji na prowadzenie działalności w zakresie obrotu gazem ziemnym z zagranicą, Prezes URE jest zobowiązany do uwzględniania ustalonych we wspomnianym rozporządzeniu poziomów dywersyfikacji źródeł dostaw. Wprowadzenie tej regulacji prawnej ma skłonić przedsiębiorstwa importujące gaz ziemny do poszukiwania innych niż rosyjskie źródeł dostaw.

Obecnie w ramach tzw. małego kontraktu norweskiego do Polski jest sprowadzane około 200 mln m³ gazu, transportowanego przez Niemcy i odbieranego w Zgorzelcu. Trwające od 2000 roku negocjacje, prowadzone przez PGNiG S.A., zakończone zostały podpisaniem 3 września 2001 r. kontraktu na kolejne dostawy gazu z Norwegii. W ramach długoterminowego (16-letniego) kontraktu podpisanego przez PGNiG S.A. i pięć firm norweskich (Statoil, Norsk Hydro Produksjon, Total Fina Elf Exploration Norge AS., A/S Norske Shell i Mobil Exploration Norway Inc.), w latach 2008-2024 ma być sprowadzone do Polski 74 mld m³ gazu ziemnego z norweskich pól naftowych na Morzu Północnym. Gaz będzie dostarczany nowo wybudowanym gazociągiem, biegnącym po dnie Bałtyku. Roczne dostawy gazu będą wynosiły od 2,5 mld w roku 2008 do 5 mld m³ rocznie, poczynając od roku 2011. Tu nasuwa się pytanie, czy sprawdzą się prognozy i zapotrzebowanie na gaz wzrośnie na tyle, że gaz sprowadzony w ramach tego kontraktu zostanie zużyty. Ponieważ jest to kontrakt długoterminowy typu „bierz lub płać” („take or pay”), to odpowiedź na to pytanie ma zasadnicze znaczenie. Kolejna niewiadoma, to cena gazu norweskiego oraz koszty, jakie będzie musiała ponieść strona polska (PGNiG S.A.) w związku z inwestycjami niezbędnymi do realizacji tego kontraktu. Wartość samego kontraktu wynosi 50 mld zł, natomiast niewiele wiadomo na temat kosztów budowy gazociągu. Nawet jeżeli strona norweska sfinansuje te koszty, to PGNiG S.A. będzie musiało sfinansować inwestycje towarzyszące, umożliwiające rozprowadzenie gazu z polskiego terminalu w Niechorzu na teren północno-zachodniej Polski. Natomiast wszelkie koszty inwestycyjne związane z tym kontraktem, o których dzisiaj niewiele wiadomo, z pewnością nie pozostaną bez wpływu na poziom ceny samego gazu, która w chwili podpisywania kontraktu określana była jako „porównywalna do ceny gazu rosyjskiego”.

Podpisanie kolejnego kontraktu długoterminowego, z obowiązkiem odbioru umownie ustalonych ilości gazu i ceną gwarantującą zwrot poniesionych nakładów, może być krokiem w kierunku pozyskania alternatywnego źródła dostaw, ale nie jest rozwiązaniem uzasadnionym ekonomicznie²²⁾.

Pamiętając o podpisanym i realizowanym kontrakcie jamalskim, który praktycznie w całości pokrywa aktualne zapotrzebowanie na gaz z importu, wiązanie się kolejnym kosztownym kontraktem długoterminowym, na dostawy gazu w ilościach, które mogą okazać się zbyt duże w stosunku do zapotrzebowania, nie jest również właściwe z punktu widzenia realizacji ustawowego celu, jakim jest ochrona interesów odbiorców.

Dążenie do dywersyfikacji źródeł dostaw, które ze względu na zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego jest jak najbardziej wskazane, powinno raczej dotyczyć takiej rozbudowy systemu gazociągów, która pozwalałaby na swobodny wybór dostawcy gazu z dowolnego kierunku.

Najlepszym rozwiązaniem, umożliwiającym swobodny wybór dostawcy gazu, byłaby taka rozbudowa infrastruktury przesyłowej, która pozwoliła by na połączenie polskiego systemu przesyłowego z międzynarodowymi systemami gazowymi Europy Zachodniej. Dla realizacji tego typu inwestycji niezbędne jest wsparcie kapitałowe, które może być uzyskane w wyniku prywatyzacji podmiotów tego sektora. Natomiast ponoszenie dużych nakładów inwestycyjnych na rozbudowę połączeń polskiego systemu gazowego z nowymi, pojedynczymi dostawcami, jak to ma miejsce w przypadku kontraktu z Norwegią, nie jest skutecznym sposobem realizacji strategicznego celu, jakim jest dywersyfikacja źródeł.

***

Polityka energetyczna państwa oraz strategiczne kierunki działania ustalone w „Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 roku” potwierdzają, że przyszłe członkostwo Polski w Unii Europejskiej wymaga podejmowania działań zmierzających między innymi do odchodzenia od modelu narodowych monopoli energetycznych i liberalizacji tego sektora. W zakresie rynku gazu, jako priorytetowe zadania, wyznaczone zostały m.in.:

• przeprowadzenie procesu restrukturyzacji PGNiG S.A.,
• zintensyfikowanie działań na rzecz wzrostu dostaw gazu z różnych kierunków oraz
• efektywne wykorzystanie krajowych zasobów gazu.

Wszelkie procesy dostosowawcze wymagają czasu, ale aby były skutecznie i sprawnie przeprowadzone wymagają również wsparcia finansowego i decyzyjnego. W przypadku polskiego sektora gazowego, konieczne jest pozyskanie środków finansowych na rozbudowę systemu gazociągów i połączeń z międzynarodowymi systemami gazowymi. Stworzenie technicznych możliwości przesłania gazu z dowolnego kierunku i w potrzebnych ilościach, pozwoli na zawieranie elastycznych kontraktów i zwiększy bezpieczeństwo dostaw.

Przy dążeniu do liberalizacji rynku gazu w Polsce, duże znaczenie będzie również miała konsekwencja w realizacji programu restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG S.A. oraz decyzje co do sposobu wykorzystania uzyskanych w wyniku prywatyzacji kapitałów.

¹⁹⁾ Szerzej na ten temat – zob. Regulacja i prywatyzacja w dziedzinach infrastrukturalnych w perspektywie integracji z Unią Europejską, Ministerstwo Skarbu Państwa, Warszawa 1999.

²⁰⁾Dostawy te będą realizowane w ramach długoterminowego kontraktu z Rosją, pięcioletniego kontraktu z Norwegią oraz krótkoterminowych kontraktów z Danią, Niemcami i Ukrainą, przy czym umowy na dostawy gazu z Norwegii, Niemiec i Ukrainy dotyczą stosunkowo niewielkich ilości, bo od 0,5 do 1,0 mld m³ gazu rocznie. Nie wspominam tu o niedawno (we wrześniu 2001 r.) parafowanym długoterminowym w założeniu kontrakcie na dostawę znacznych ilości gazu z Norwegii (jest o nim mowa w dalszej części tego tekstu), ponieważ celowość tego kontraktu została zakwestionowana przez nowy gabinet (Premiera L. Millera), wkrótce po jego zaprzysiężeniu.

²¹⁾ Por. „Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r.”, Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 1999

²²⁾ Problem kontraktów długoterminowych porusza J. Astramowicz, Liczy się pewność dostaw i bezpieczeństwo, „Rzeczpospolita”, 14-16 kwietnia 2001.