Skomentuj 
Podziel się!
Udostępnij
Twittnij
Wyślij
Drukuj
Nowe rurociągi paliwowe. Nowe gazociągi przesyłowe. Rozbudowa pojemności magazynów gazu ziemnego i produktów naftowych. Jak je sfinansować?
Gazociąg Baltic Pipe to powrót do pomysłu z czasów rządów AWS na połączenie Polski z systemami przesyłowymi umożliwiającymi transport gazu wydobywanego w rejonie Morza Północnego. Tyle tylko, że gaz z Norwegii będzie droższy niż ten z obecnych źródeł zaopatrzenia, więc nie do końca jest jasne, kto go kupi.
Drugą młodość przechodzi także zamiar dywersyfikacji zakupów ropy przez rurociąg Odessa - Brody - Gdańsk. Idea powstała w latach 90. ubiegłego wieku, a obecnie nowego ducha tchnęło w nią przyłączenie się do projektu Azerbejdżanu i Gruzji. Nadal jednak nie wiadomo, czy rurociągiem, gdyby powstał, mogłaby popłynąć ropa. Bo kto miałby ją dostarczać? Azerbejdżan tłoczy swoją ropę do wybudowanego w ostatnich latach rurociągu BTC, a Kazachstan dotychczas nie był zainteresowany angażowaniem się w projekty, które mogłyby negatywnie wpłynąć na jego stosunki z Rosją.
Tematy o lokalnym charakterze to budowa nowych rurociągów/gazociągów przesyłowych i nowych magazynów. W sektorze paliwowym funkcjonuje od dawna pomysł na tzw. rurociąg północny, który łączyłby rafinerię w Gdańsku z centrum kraju, a przy okazji w sytuacji kryzysowej umożliwiał transport produktów gotowych importowanych morzem do Polski. Jednak ta, jak i inne, koncepcja na rozbudowę systemu rurociągów przesyłowych, zakładająca np. połączenie polskiego systemu rurociągów produktowych z siecią przesyłową państw ościennych od długiego czasu pozostaje na papierze.
Mniej kontrowersji budzi natomiast rozbudowa gazociągowego systemu przesyłowego czy też budowa nowych magazynów na paliwa i gaz, chociaż i w tych obszarach rzeczywistość pozostaje zazwyczaj daleko w tyle za planami.
Nie da się nie zauważyć, że dyskusje nad wymienionymi projektami ciągną się od wielu lat. Niewątpliwie długotrwałość procesów decyzyjnych jest typowa dla realizacji inwestycji w infrastrukturę. Zresztą nie jest to jedynie polski problem i podobne przykłady wirtualnych planów możemy znaleźć również w Europie. Znanym przykładem jest gazociąg Nabucco, którym miałby być transportowany gaz ziemny z Bliskiego Wschodu do Austrii przez Bułgarię, Rumunię i Węgry.
Chociaż projekt zyskał poparcie Komisji Europejskiej, gdyż stanowiłby alternatywę wobec rosyjskiego monopolu na dostawy gazu do Europy Środkowo-Wschodniej, nadal nie wiadomo, kto miałby ten gazociąg zaopatrywać w surowiec. Kłopoty z realizacją ma również projekt terminalu LNG na wyspie Krk w Chorwacji, inicjowany przez konsorcjum pod przewodnictwem OMV, w skład którego wchodzą m.in. E.ON, Total i RWE. Podobnie jak w przypadku projektowanego terminalu LNG w Świnoujściu, konsorcjum nie może sobie poradzić ze znalezieniem dostawcy płynnego gazu.
Wróćmy do terminalu w Świnoujściu. Pomysł, słuszny skądinąd politycznie, natrafia na kłopoty, gdy próbuje mu się nadać charakter choćby częściowo komercyjny. Nasze marzenia o rzeczach wielkich są, niestety, konfrontowane z banalnym pytaniem:
Zanim zastanowimy się nad odpowiedzią, przyjrzyjmy się, jak terminal w Świnoujściu wpisuje się w łańcuch pozyskania i wykorzystania LNG. Gaz ziemny po wydobyciu przesyłany jest gazociągiem do instalacji skraplania gazu (najdroższe ogniwo w łańcuchu). Stamtąd skroplony gaz, czyli LNG (ang. Liquefied Natural Gas), poprzez instalacje terminalu wysyłkowego (eksportowego) trafia na metanowce, którymi jest transportowany do położonego zazwyczaj w innej części świata terminalu odbiorczego/importowego (taki właśnie terminal ma powstać w Świnoujściu). Tam następuje jego regazyfikacja i włączenie do systemu przesyłowego (rozwiązanie planowane w przypadku terminalu w Świnoujściu) lub też przeładowanie i dalszy transport w postaci skroplonej cysternami samochodowymi lub kolejowymi.
Instytucje finansujące budowę terminalu LNG będą chciały dokładnie zrozumieć ryzyko związane z planowaną inwestycją. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, jako podmiot zaangażowany kapitałowo w realizację inwestycji, czyli tzw. sponsor nowo budowanego terminalu odbiorczego, musi zabezpieczyć długoterminowy kontrakt na dostawy LNG, umowę na jego transport, kontrakt na odbiór gazu oraz odpowiednią lokalną infrastrukturę przesyłu.
Istniejące na świecie terminale wysyłające LNG nie są w stanie sprostać rosnącemu zapotrzebowaniu. Reakcją na olbrzymi popyt są duże inwestycje. Na przykład seria inwestycji Qatargas (łącznie ponad 10 miliardów USD). Warto tu dodać, że większość planowanej produkcji wzmiankowanych projektów Qatargas jest już zarezerwowana w kontraktach długoterminowych. Zjawisko to dotyczy znakomitej większości planowanej produkcji LNG. Rosnące zapotrzebowanie na surowiec w Chinach, Indiach, Europie i Stanach Zjednoczonych powoduje wzmożoną konkurencję odbiorców gazu o inwestycje w instalacje wysyłające gaz. Sytuacja często zmusza zainteresowanych odbiorem gazu do bezpośrednich nakładów na instalacje eksportowe. Wobec rosnącego, ale ciągle jeszcze słabo rozwiniętego, rynku spotowego jest to właściwie jedyny pewny sposób zabezpieczenia dostaw LNG. Czy nas na to stać?
Konsekwencją zawarcia kontraktu długoterminowego na dostawy LNG będzie analogiczny kontrakt gwarantujący transport skroplonego gazu oraz umowa regazyfikacyjna (umowa sprzedaży gazu). Należy przy tym mieć na uwadze, że właściciel terminalu wysyłającego będzie forsował kontrakt w formule "take or pay", co oznacza, że w sposób oczywisty pojawi się pytanie, czy odbiorca gazu z terminalu przyjmującego (PGNiG) zaakceptuje takie ryzyko, bo o bezpośrednim przeniesieniu ryzyka takiego kontraktu na odbiorców nie ma raczej co marzyć.
Na świecie rysują się dwie tendencje finansowania terminali: w zależności od tego, czy traktujemy je jako firmy zarabiające na regazyfikacji skroplonego gazu, czy też jako przedsiębiorstwa zarabiające na sprzedaży zakupionego gazu. Różnica jest wbrew pozorom dość zasadnicza. W pierwszym przypadku terminal ma zagwarantowane w umowie regazyfikacyjnej opłaty za przetworzony gaz oraz opłatę stałą za gotowość. Upraszczając, wysokość tych opłat powinna gwarantować obsługę długu i w interesie odbiorcy regazyfikowanego gazu jest zabezpieczenie dostaw. Z punktu widzenia instytucji finansujących jest to rozwiązanie prostsze. W drugim przypadku terminal to firma kupująca i sprzedająca gaz, zarabiająca na różnicy cen pomiędzy kontraktem na odbiór i dostawę gazu.
Ostatnie informacje prasowe o szacowanej wartości projektu budowy terminalu w Świnoujściu (a ściślej jego pierwszego etapu umożliwiającego przeładunek do 2,5 mld m sześc. LNG rocznie) na 450 milionów euro i planowanym udziale kapitału własnego w tej inwestycji do 300 milionów euro sugerują, że PGNiG zmierza do maksymalnego uproszczenia projektu finansowania przy istotnym zaangażowaniu kapitałowym. Od strony kosztowej wysokość tych kwot sugeruje, że nie są w nich zawarte koszty podłączenia terminalu do infrastruktury (zajmuje się tym operator systemu przesyłowego w Polsce, czyli firma Gaz-System) ani też koszty transportu skroplonego gazu. Jeżeli PGNiG będzie chciało zachować kontrolę nad dostawami skroplonego gazu do Polski, to zapewne będzie skłaniało się do pierwszej z sygnalizowanych wyżej form finansowania.
Inną niebagatelną kwestią jest problem wykonawstwa pod klucz. Terminale buduje ograniczona liczba firm, które dysponują odpowiednią wiedzą i doświadczeniem. Banki, ze względu na złożoność projektów, będą szczególnie wyczulone na kwestie związane z referencjami wykonawców. W tym kontekście wydaje się, że ostatnie decyzje związane z wyborem firmy projektującej SNC Lavalin to krok we właściwym kierunku.
Nie wspominamy tu szerzej o tym, że dla wielu kredytodawców bardzo istotne będzie ograniczenie ryzyka związanego z zanieczyszczeniem środowiska. Dla nikogo nie jest zaskoczeniem, że procedury związane z tą kwestią przy tak złożonych planach mogą mieć istotny wpływ na czas wykonania projektu, w szczególności jeżeli weźmiemy pod uwagę, że nikt w Polsce nie "odbierał" jeszcze terminalu LNG.
Koszty inwestycji w terminal odbiorczy LNG to kwestia kilkuset milionów euro. Przykładowo budowany w ostatnim czasie terminal odbiorczy i regazyfikujący o rocznej zdolności 2,5 mld m sześc. Ferrol (Mugardos) w północno-zachodniej Hiszpanii kosztował ponad 450 mln euro, a planowane nakłady na projektowany obecnie w Holandii Gate LNG, terminal o mocy 9 mld m sześc. rocznie szacuje się na 800 mln euro. Warto przywołać przykład, wprawdzie nieco odległy, ale dobrze ilustrujący proces złożonego finansowania terminalu odbiorczego Guangdong Dapeng LNG (5 mld m sześc.) w Chinach (raport "Project Finance"). Czynniki, które miały istotny wpływ na przyznanie finansowania projektu, to:
- włączenie banków na etapie wstępnego studium wykonalności (pięć lat przed udzieleniem finansowania);
- przyciągnięcie banków aktywnych w regionie, a co ważniejsze, zaangażowanych na dowolnym etapie łańcucha tworzenia wartości terminalu LNG, np. w finansowanie transportowców odpowiedzialnych za dostawy LNG do Guangdong Dapeng;
- oparcie projektu na 12 kontraktach odbiorczych, w tym 6 kontraktach na odbiór gazu do lokalnych firm dystrybuujących gaz;
- silne wsparcie chińskich władz centralnych i lokalnych.
Kluczowe znaczenie miał fakt, że umowa na dostawy LNG z Australii była największym kontraktem eksportowym tego kraju. Widoczna jest tendencja, że właściciele terminali skraplających w zamian za kontrakt długoterminowy na dostawy oczekują nie tylko wynagrodzenia, ale też dodatkowej "premii" - w opisywanym przypadku była to wielkość kontraktu, w innych jest nią np. zaangażowanie kapitałowe kupującego LNG w terminal skraplający.
Można się tu oczywiście zastanawiać, jaką premię będzie musiała zaoferować Polska, aby mieć terminal LNG działający na zasadach częściowo przynajmniej komercyjnych. Ale to już temat do innej dyskusji.
A terminal w Świnoujściu? Zapewne powstanie zgodnie z planami do 2011 roku, a na pozyskanie LNG w większych ilościach pozostanie jeszcze trochę poczekać.
