Kuchnia kontraktów długoterminowych

Piotr Syryczyński

Specjalnie dla czytelników www.morskosci.pl przygotowałem opinię skąd bierze się ryzyko związane z kontraktami zawartymi w USA, w tym z kontraktami z firmą VG. Te kontrakty długoterminowe pozawierał nasz monopolista gazowy ale też zawarło je wiele innych firm mających znacznie większe kapitały i teoretycznie lepsze doświadczenie kontraktowe.

W poniższym materiale udowadniam, iż VG nikogo nie rolował ani nie oszukiwał a jedynie przez 68 miesięcy od zamknięcia finansowego dla terminala CP1 wykorzystywał wszystkie punkty kontraktu długoterminowego. VG był zobowiązany tak postępować, bo nie mógł naruszyć swoich umów o finansowanie tego projektu. To co naprawdę się działo i dzieje z tymi kontraktami wymaga spokojnego neutralnego spojrzenia. W mojej opinii ryzyka i problemy z tym kontraktem wcale się nie skończyły. One dopiero się ponownie pojawią w niedalekiej przyszłości.

Dla tych większych firm, operujących na różnych rynkach i mających złoża gazu w różnych częściach świata, niektóre ryzyka kontraktów z VG są nieistotne lub mogą sobie dać z nimi radę (choć to ich kosztuje niezłe środki co pokazały pozwy przeciwko VG złożone do sądu w Luizjanie).

Moim zdaniem te kontrakty długoterminowe naszego monopolisty z VG generują dla nas (w Polsce) sytuację, w której będziemy mieli przez ponad 20 lat niestabilne ceny za gazowe moce szczytowe potrzebne w czasie „dunkelfaluty”. Dunkelflauta to okres zimowy, gdy nie ma wiatru a duża ilość chmur blokuje fotowoltaikę w dzień i nie daje rady naładować magazynów energii.

W tym czasie mają pracować w polskim systemie elektrownie gazowe generujące prąd za pomocą specjalnych kontraktów z odpowiednim wynagrodzeniem za te usługi. Gaz dla tych elektrowni ma być głównie z USA i to głównie z terminali firmy VG. Koszt tych usług w tym koszt gazu może być inny niż się spodziewamy.

Grozi nam wejście w Polsce w sytuację jaka teraz istnieje w amerykańskim systemie sieci na wschodnim wybrzeżu, czyli PJM obejmującym północno-wschodnie stany USA (w tym Nowy Jork). W PJM jest zamontowanych 32 GW elektrowni gazowych i 10 GW elektrowni na olej diesla. W wyniku przetargu system PJM zaczął płacić obecnie rocznie za usługi mocowe nie 2,5 ale 14 mld dolarów. W tamtym rejonie (głównie decyzjami polityków z partii demokratycznej) stopniowo są wyłączane elektrownie węglowe, a elektrownie gazowe, które je zastępują żądają coraz wyższych cen z powodu wzrostu kosztów gazu i kosztów jego przesyłu oraz magazynowania. Te wysokie ceny za stabilizację rynku energii elektrycznej spowodowały oskarżenia jakie stan Pensylwania złożył wobec systemu PJM, iż PJM swoimi wysokimi cenami wykupił usługi z całego regionu i pozostawił w ten sposób stan Pensylwania (nie należący do systemu PJM) bez możliwości zakontraktowania usług systemowych. Całość tego sporu jest publicznie dostępna na stronie www.ferc.gov jeśli ktoś lubi czytać skomplikowane wywody stron pod energetycznym prawem amerykańskim.

Sytuacja polityczno-ekonomiczna w USA ulega istotnym zmianom i to właśnie ta zmiana sytuacji generuje ryzyka. Każde z opisanych dalej ryzyk kontraktowych może wystąpić w czasie ponad 20 lat realizacji tych kilku umów:
- ryzyko biznesowe związane z sytuacją wewnętrzną w USA i przyjętą formułą ceny za gaz;
- ryzyko kontraktowe wynikające ze sposobu określenia siły wyższej;
- ryzyko techniczno-polityczne, iż może niekiedy być znacznie za dużo gazu do odebrania albo będzie dopłacanie (czyli opłaty stałe) ale bez odbioru gazu i nie daje się przewidzieć tego odpowiednio wcześniej bo wystąpi u nich sytuacja kryzysowa.

Oczywiście nie widziałem tej umowy między naszym monopolistą a VG ale czytałem wiele podobnych umów zaczynając od umów, których walizkę dostałem kiedyś od kolegi z ONZ. Przeczytałem też sporo dokumentów publicznych z FERC, oświadczeń stron i dokumentów składanych jako np. raporty środowiskowe opisujących działanie terminali jakie buduje lub projektuje VG i jego konkurenci. Także brałem udział w prywatyzacji spółek, które posiadały podobne kontrakty długoterminowe. Te kontrakty (KDT) istniały w polskiej energetyce i były podstawą w latach 90-tych do finansowania modernizacji wielu elektrowni.

Czym jest kontrakt długoterminowy?

Kontrakt długoterminowy służy pozyskaniu finansowania na inwestycję, której wartość jest duża a spłacenie tej inwestycji może być trudne lub niemożliwe gdyby ten obiekt pracował całkowicie na surowcach „z wolnego rynku” i sprzedawał produkt(y) „na wolnym rynku”.

Jeśli np. chcemy sobie zbudować obiekt przerabiający mięso ze świń (jest spory rynek dostawców mocno ze sobą konkurujących) na produkt sprzedawany do wielu odbiorców i kilku sieci handlowych to na budowę tego obiektu nie potrzeba kontraktu długoterminowego. Dlaczego? Bo na taki obiekt instytucje finansujące dają powiedzmy 70 % kredytu, a minimum 30 % to własne środki inwestora. Dodatkowo instytucje finansujące są zastawione na tym obiekcie i nawet jeśli inwestor się potknie i nie zacznie go spłacać to banki przejmują ten obiekt (gotowy i działający) i za chwilę spokojnie sprzedadzą go innemu inwestorowi za 70-85 % wartości tego obiektu zarabiając jeszcze na tej operacji. Bo to jest obiekt, który do działania ma rynek z każdej strony (i w surowcu i w produkcie). W takich sytuacjach finansowanie obiektu nie wymaga takich kontraktów.

Jeśli jednak wartość obiektu jest duża (a tu mówimy o wielu miliardach dolarów na duży eksportowy terminal do skraplania LNG, a do tego jest to nowa technologia nieco inna niż dotychczasowe) to często inwestor ma tylko 10 % czy 15 % własnych kapitałów. Taki obiekt jest unikalny w tym sensie, że nie ma dużej ilości klientów na odbiór jego usług a wielu z nich ma kontrakty też z innymi producentami. Ten obiekt ma bowiem surowiec „rynkowy” ale produkt czyli LNG wcale nim jeszcze nie jest. Nie ma swobodnego rynku LNG (jeszcze).

Cena surowca czyli gazu (w USA) jest zmienna i może zdarzyć się sytuacja, że przez jakiś okres (rok-pięć) z 20 lat planowanego spłacania obiektu cena surowca (gazu) będzie w USA zbyt duża aby sprzedać LNG na eksport na wolnym rynku (po cenach spotowych). Zatem jest to ryzyko dla instytucji finansujących, że ten projekt może mieć okresy, gdy nie będzie spłacał swojego kredytu (gdyby nie miał takich kontraktów).

To te instytucje finansujące (w tym fundusze emerytalne mające pieniądze odłożone przez zwykłych Amerykanów) zażądały tego, by nim uruchomi się finansowanie, inwestor posiadał np. na minimum 75-80 % swojej przewidzianej produkcji kontrakty długoterminowe. Chodzi tu o kontrakty z podmiotami, które gwarantują przez 20 lat, że zawsze corocznie odbiorą gaz i zapłacą za jego skraplanie a nawet jeśli nie odbiorą gazu to nadal będą płacić stałą opłatę roczną za gotowość. Te stałe opłaty roczne są tak skalkulowane aby pokryć spłatę całości inwestycji np. po 15-18 latach.

Inwestor (np. VG ale też inni jego konkurenci) został zmuszony do znalezienia chętnych na takie kontrakty i musiały one wejść w życie ZANIM w ogóle otrzymał pierwsze pożyczone pieniądze na tę inwestycję. I są to kontrakty, które gwarantują odbiór np. przez 20 lat od momentu pozytywnego zakończenia budowy i uruchomienia obiektu w pełnej skali.

Dodatkowo to podmioty gwarantujące te opłaty roczne muszą mieć odpowiednią wiarygodność (kapitały własne), a niekiedy dodatkowo musi gwarantować za nie (czyli poręczać) np. ich kraj.

Tak było „na odwrót” z dużym terminalem do importu gazu do USA. Ten terminal organizowała firma, która teraz w tym terminalu skrapla gaz. Ale powstał on najpierw jako terminal do regazyfikacji gazu i tłoczenia go do USA! Było to dawno temu za czasów prezydenta Busha seniora. Wtedy cztery duże koncerny naftowe zagwarantowały, że będą płacić wspólnie przez ok. 11 lat kwotę około 230 mln USD rocznie jako stałą opłatę za gotowość do regazyfikacji LNG. I płaciły tę opłatę lekko gryząc zęby, gdyż po zbudowaniu tego obiektu nagle w USA odkryto metody wydobycia gazu łupkowego, a terminal do importu LNG stał się niepotrzebny. Tzn. stał sobie spokojnie, był konserwowany a czterej niefortunni gwaranci płacili tak długo aż się spłacił.

Teraz po przeróbce był i jest to terminal do eksportu LNG i oczywiście firma zarabia sobie na nim porządnie. Tamci czterej ”fundatorzy” nigdy nie odzyskali swoich pieniędzy.

Ze względu na liczne ryzyka związane ze światowym rynkiem gazu instytucje finansujące wiedziały, że gdyby nie było odpowiednich kontraktów długoterminowych to pewnego dnia taki obiekt spłaciłby 40-65 % swojej wartości i nagle rynek mógłby się wywrócić. Inwestor musiał NAJPIERW uzgodnić treść tych kontraktów z instytucjami finansującymi czy są one poprawne i czy na pewno wszystkie ryzyka przerzucają na klientów terminala.

Dla instytucji finansujących terminale do skraplania LNG największym zagrożeniem jest to, iż nagle Federacja Rosyjska wróci na światowe rynki i rzuci kilkaset mld m3 gazu rocznie i przez rurociągi na Bałtyku, i poprzez LNG z Arktyki, i poprzez rurociągi do Chin. Wtedy terminal w USA do skraplania gazu byłby wiele lat bezużyteczny.

Instytucje finansujące zgadzają się niekiedy aby np. 8 ryzyk ponosili klienci a dwa ryzyka inwestor ale wtedy to inwestor musi te ryzyka przerzucić np. na kontraktora, który buduje ten terminal. Jeśli jednak np. kontraktor ma dopuszczone swoim kontraktem dwuletnie opóźnienie to ci, co gwarantują odbiór gazu muszą w swoich kontraktach mieć klauzule, iż muszą czekać nawet 3 lata ponad pierwotny termin uruchomienia. Umowa z kontraktorem budującym terminal musi być zgodne z umowami tych gwarantów.

To między innymi sprawdza inżynier bankowy - czy wszystkie umowy „są spójne” i pasują do siebie jak klocki LEGO. Jeśli coś jest nie w porządku to inżynier bankowy daje wątpliwości a inwestor jest zmuszany przez instytucje finansujące do korekt tych dokumentów.

Zabawa w kontrakty długoterminowe oznacza, iż muszą one podlegać egzekucji wobec stron nawet w sytuacji gdyby ulegały zmianie warunki ekonomiczne - po prostu nie może być ścieżki dla gwaranta (a tutaj kupujący usługę skraplania jest jednocześnie gwarantem wobec dających kredyt), przez którą mógłby ten gwarant uciec od swoich zobowiązań.

Niekiedy instytucje finansujące stosują dodatkowe zabezpieczenia, aby w razie wpadki inwestora przejąć dany obiekt i kontrakty długoterminowe z nim związane. W Europie jest to metoda „podwójnego Luksemburga”, czyli obiekt budowany jest jako spółka córka firmy z Luksemburga, potem kolejna firma z Luksemburga jest właścicielem tej pierwszej a dopiero właścicielem tej spółki babki jest sam inwestor. W USA często instytucje finansujące żądają założenia spółki poprzez stan Delaware, gdzie (taka jest opinia) sądy działają najlepiej na rzecz wierzycieli danego projektu.

W takiej konstrukcji jeśli inwestor nie spłaca kredytu na budowę (bo np. ma kłopoty z samą budową lub znikli jego gwaranci lub zbankrutował jego wykonawca budowy) to instytucje finansujące mogą w ciągu paru godzin pokazać sędziemu w Luksemburgu odpowiednie dokumenty a on na mocy prawa Luksemburga natychmiast przenosi własność danej firmy na wierzycieli. Tak wyglądają najmocniejsze zabezpieczenia kontraktowe, gdy są naprawdę wdrożone długoletnie umowy. Wszystko jest tak zorganizowane, aby ci co dają pieniążki nie stracili ich w nieudanej inwestycji.

Zatem to nie VG jest „złym podmiotem”, on zachowuje się poprawnie tak, jak nakazuje mu sztuka kontraktowania i ci co go finansują. Co więcej taki kontrakt długoterminowy wchodzi w życie dopiero gdy obiekt działa w 100 % bez żadnej wady technicznej, a wcześniej instytucje finansujące nie zgadzają się aby np. wcześniej ruszył odbiór produkcji wg kontraktu niż jest zachowany pełny i ostateczny dokument odbioru obiektu. Bo wtedy nastąpiłoby przesunięcie dat w kontraktach co mogłoby naruszyć inne umowy o finansowanie obiektu.

Od samego początku było wiadomo, iż tego typu obiekt może mieć czas realny rozruchu nawet 2-3 lata i było to opisywane w dokumentach środowiskowych dla tej inwestycji. A to, iż ktoś zapomniał wynegocjować sobie odpowiedniego procentu gazu kupowanego także „w czasie rozruchu” to wyłącznie nieudolność osób negocjujących taki kontrakt. Widać z danych z USA, że tylko włoscy i chińscy negocjatorzy mają w kontraktach z VG klauzulę, że mają prawo kupować gaz także w czasie rozruchu, tzn. dostają wtedy gaz po cenie skroplenia plus cena z Henry Hub i pewien procent (nieduży).

Inni klienci niż włoscy czy chińscy nie byli na tyle sprytni aby zagwarantować sobie taką klauzulę.

Gdyby nasz monopolista miał wynegocjowany odpowiedni procent gazu skraplanego w czasie rozruchu, to wtedy miałby zgoła inną sytuację i nie straciłby około 900 mln dolarów na zakupy spot i teraz jeszcze sporo pieniążków na procesy w tej sprawie.

Zresztą gdyby miał odpowiednio duże magazyny gazu, to też nie musiałby ratunkowo kupować gazu na spocie gdy jego ceny były szokująco duże w wyniku początku wojny na Ukrainie. Ale nasi politycy nie budowali nigdy wystarczającej pojemności magazynów gazu i to się teraz mści.

Nasz monopolista podpisał w USA tego typu umowy z VG i na pewno zawierają one takie klauzule jak je opisałem. Wszelkie istotne ryzyka są na niego przerzucone, a teraz wyjaśnię jakie są to ryzyka i jaki to ma skutek dla polskiej gospodarki.

Ryzyka biznesowe związane z sytuacją wewnętrzną w USA

Kontrakty zawierane w USA z terminalami w Luizjanie i w Teksasie to nie kontrakty na gaz jak próbują nam wmawiać polscy politycy. To są kontrakty na skraplanie gazu plus usługa jego zakupu z rynku amerykańskiego (a w zasadzie z rynku stanu Luizjana) po cenie np. Henry Hub plus X %. Henry Hub to miejsce rozliczeń w Luizjanie gdzie gaz od lat jest stosunkowo tani. To jest miejsce (umowne) gdzie jest największy przepływ gazu i jest uśrednianie go tzn. mieszanie gazu z morza (niewiele) i gazu z zachodniego Teksasu oraz pewnych niewielkich ilości gazu z okolicy (w zasięgu rurociągów dosyłowych też ze złóż w okolicznych stanach). Na tym terenie jest od lat duży nadmiar gazu i jego cena utrzymuje się niska gdyż:

- dawniej np. 30 lat temu Henry Hub był miejscem gdzie spotykały się gazociągi z setek platform morskich na Zatoce Meksykańskiej i po zmieszaniu ten gaz płynął głównie na północ. Był to zatem świetny punkt do rozliczeń i praktycznie od tego czasu cała gospodarka amerykańska (i inne giełdy gazu) odnoszą się zawsze do cen na Henry Hub (ale ceny na północy USA niekiedy są znacząco różne niż na Henry Hub).

- nie ma wystarczających rurociągów na północ USA po to, aby zasilić z zapasem w gaz np. rejon Nowego Jorku, gdzie są okresowo braki gazu i nawet myślą o zbudowaniu tam terminala do regazyfikacji LNG. Brak gazociągów wynika z tego, że może i by się znaleźli chętni do ich budowy, ale przepisy środowiskowe jakie narzuciła kiedyś administracja prezydenta Obamy skutecznie to utrudniają. Z tego powodu są okresy, gdy nagle ceny na północy USA są znacząco wyższe niż na Henry Hub (latem w czasie szczytu użycia klimatyzacji i w razie okresu ciężkiej zimy, gdy wszyscy grzeją dodatkowo domy na północy USA a brakuje tam gazu dla energetyki).

Na północnym wschodzie USA jest taka dość ciekawa sytuacja, iż ze względu na braki gazu w zimie elektryczność jest wtedy wytwarzana przez rezerwowe bloki pracujące na oleju dieslowskim i jest tego 10.000 MW takich elektrowni opłacanych aby stać w rezerwie. Niekiedy też latem przy dużym zapotrzebowaniu na klimatyzację też są one uruchamiane.

- nie ma wybudowanej na południu USA wystarczającej liczby terminali eksportowych LNG po to, aby cały ten nadmiar gazu z południa USA wyeksportować, bo administracja prezydenta Bidena mocno blokowała niektóre projekty, a zatem sztucznie jest od lat niska cena gazu w Teksasie i Luizjanie. Ograniczenie w budowie nowych obiektów eksportowych administracja prezydenta Bidena uzasadniała (i miała tutaj pełną rację!) tym, że okresowo zaczyna w szczycie zapotrzebowania brakować gazu na północy USA. Wyborcy w tych stanach północnych w czasie wojny na Ukrainie płacili o 40-50 % więcej za gaz. To nie dowcip, ale taki był skutek wojny na drugiej półkuli. Wtedy Europa gwałtownie zwiększyła zakupy gazu i zabrakło dodatkowego gazu do tłoczenia na północ USA. Do czasu wojny na Ukrainie na południu zawsze była część złóż „zapasowa”, która nieco wstrzymywała wydobycie bo nie było chętnych lub spekulowali czekając na wyższe ceny. Ale po ataku Rosji na Ukrainę te zapasowe rezerwy zużyto od razu. Wzrosły ceny i także tą sytuację wykorzystali Kanadyjczycy (co opisuję dalej). Republikanie atakując Bidena użyli dobrego argumentu, że społeczeństwo USA zapłaciło za gaz w wyniku wojny na Ukrainie nawet 10 - 15 mld USD dodatkowo.

- ale dlaczego odbiorcy gazu na północy USA nie mieli kontraktów długoterminowych? Przecież gdyby je mieli to producenci gazu z południa musieliby im sprzedawać gaz po cenie kontraktowej a nie wysyłać gaz do Europy. Otóż nałożyły się tutaj takie czynniki. Znaczna część odbiorców europejskich miała kontrakty na skraplanie gazu i zdecydowała się go kupować, mimo, iż cena na Henry Hub rosła bo brakowało gazu w Europie. Dodatkowo uruchomiony został terminal CP1 firmy VG, który co prawda jest ciągle w stanie rozruchu ale sam w czasie tego rozruchu skupował dodatkowo gaz i sprzedawał go po wysokiej cenie na rynku „spot” na własne konto. To właśnie działalność VG spowodowała dodatkowy wzrost cen gazu w USA - bez tego terminala byłaby smutna sytuacja w Europie ale też byłby tańszy gaz na północy USA i być może jednak to Biden by wygrał wybory prezydenckie.

VG stosował tutaj prostą taktykę, iż oferował gaz po cenie minimalnie niższej niż cena w Holandii plus koszty transportu. A ponieważ cena w Holandii sięgnęła szczytu to VG pośrednio na tej wojnie zarobił sporo miliardów dolarów i dzięki temu poprawił swoją sytuację finansową.

Kopalnie w Teksasie i inne kopalnie ropy i gazu łupkowego nie mogą zwiększać swojego wydobycia, bo one produkują stałą ilość gazu a dla nowych ilości gazu trzeba zainwestować w nowe odwierty co trwa. Zatem Europa „wyssała” nadwyżkowy gaz z Teksasu i pozostawiła stany północne USA z wysokimi cenami.

Tylko stan Oklahoma (jedyny w USA) wprowadził kilka lat temu zasadę, iż płaci kopalniom aby nie wydobywały 100 % czyli w pełni co do swojej zdolności do wydobywania gazu, ale tylko 85 %. I ten stan jako jedyny ma zawsze rezerwę uruchamianą przez ten stan gdyby ceny gazu szły za szybko w górę.

Dodatkowa przyczyna dla której ludzie (zwykli wyborcy) nie mieli taniego gazu w USA tkwi w działaniach prezydenta USA w latach 30 i 40-tych XX wieku. Stworzono wtedy system, w którym dystrybucją prądu a potem i gazu zajmują się niewielkie gminne, miejskie i inne drobne podmioty, które tylko refakturują cenę na klientów a kupują (prąd i gaz) wprost z giełdy lub od podmiotu, który ma regulowane ceny. Te podmioty mają niskie kapitały i nie mają w ogóle doświadczonych osób do prowadzenia długoterminowych zakupów, bo też nie mają na to kapitału. Jak jest uderzenie wysokich cen to od razu wysyłane są wyższe faktury do wyborców.

Zatem miliony ludzi na północy USA zostało z wysokimi cenami przez półtora roku i to było między innymi powodem, dla którego głosowali nagle na p. Trumpa i został on prezydentem. Jego konkurent (prezydent Biden) nie potrafił wymyśleć sposobu aby ci ludzie jakoś dostali gaz po niższej cenie. Jego ekipa gospodarcza „przespała” pośrednie ekonomiczne skutki wojny na Ukrainie i prezydent Biden przegrał w kilku kluczowych stanach, które dawniej głosowały na demokratów. Były to właśnie te stany gdzie najboleśniej uderzyły w wyborców wysokie ceny gazu i elektryczności.

- niska cena gazu na południu USA jest też dlatego, iż jest on jakby ODPADEM z produkcji ropy łupkowej na południu USA. Tzn. w pewnym sensie to odpad, bo na samej ropie producenci w stanach z ropą łupkową zarabiają dziennie 1 mld dolarów, a na eksporcie LNG zarabiają tylko 30-35 mld dolarów rocznie. Zatem dochody z eksportu gazu w formie LNG to 10 % procent ich przychodów. Ilość wyprodukowanego gazu zależy od ilości nowych odwiertów za ropą łupkową, a przy okazji wydobywa się gaz. Jeśli cena ropy zacznie spadać poniżej 60 USD za baryłkę, to firmom nie będzie się opłacać inwestować w nowe odwierty na terenie USA (bywał taki czas w USA i wtedy budowano tam terminale do importu gazu!).

Jeśli w ciągu najbliższych 20 lat będą okresy NISKIEJ ceny ropy na świecie, to USA zmniejszą produkcję ropy łupkowej w sposób naturalny, bo nie będzie tyle nowych wierceń, tyle ile dawniej. A to może spowodować spadek ilości produkowanego gazu w USA. Zatem ilość gazu w Teksasie (szczególnie po wybudowaniu wielu terminali i nowych rur na północ) może okresowo być za mała dla pełnego zapewnienia eksportu LNG i wtedy jego cena na Henry Hub może pójść w górę. A co za tym idzie w górę pójdzie cena po załadunku i mogą być okresy gdy nie będzie sensu kupować tak drogiego gazu.

A niskie ceny ropy na świecie mogą być np. z powodu dość szaleńczej zabawy prezydenta Trumpa z taryfami nakładanymi na swoich sąsiadów. Już są pierwsze oznaki recesji w USA i jeśli rzeczywiście USA wpadną w recesję to przede wszystkim spadnie cena ropy na rynkach światowych, a producenci ropy łupkowej w Teksasie i innych stanach zmniejszą ilość odwiertów i za 2 lata spadnie ostro produkcja gazu.

Zatem kontrakty z USA to rodzaj spekulacji i uzależnienia polskiego rynku gazu od cen na południu USA. Równie dobrze można by się umówić, iż ceny wołowiny w Gdańsku będą zależeć całkowicie od cen w rzeźni w Argentynie. OK jest tam dużo krów ale czy przez następne 20 lat ?? I czy mieszkańcy Gdańska oraz Warszawy akceptują takie proste rozwiązanie, aby płacone przez nich ceny całkowicie uzależnić od tego rynku argentyńskiego i działań jakichś polityków na drugiej półkuli?

Gdyby to były kontrakty długoterminowe ale zawarte z producentem gazu plus kontrakt na skraplanie i określona formuła cenowa to byłoby o wiele lepiej (lub posiadanie własności producenta tego gazu i wtedy mamy pełną wiedzę o sytuacji). Wtedy wiemy na czym stoimy i mamy jakąś gwarancję formuły cenowej, bo mamy kontrakt wprost z producentem (jak z Katarem czy dawniej z Gazpromem), czy tak jak w Norwegii nasz monopolista ma udziały w określonych firmach i doskonale wie po jakim koszcie ten gaz będzie pozyskiwany w przyszłości.

A tu politycy wykupili nam los na loterii i zmusili naszą gospodarkę aby w taką grę spekulacyjną zagrała na 20 lat.

Administracja USA (Trumpa czy jego następców) może zbudować nagle przy użyciu jakiejś specustawy kilka dużych rurociągów gazu z południa na północ i cały nadmiar gazu w Teksasie zniknie. Dlaczego?

Otóż w roku 2024 70 % wyeksportowanego gazu to był gaz kanadyjski !!! To nie żart ale smutna prawda, Kanadyjczycy dostarczają gaz do północnego i wschodniego USA, a dzięki temu Teksas i Luizjana eksportują dużo gazu. Ale gdyby nagle Kanadyjczycy zmniejszyli eksport gazu do USA, to USA muszą jak najszybciej popchnąć gaz z południa na północ, a to można naprawdę zrobić w 2-3 lata jak się wyjmie worek pieniędzy i zatrudni dobre firmy.

Wybudowanie paru gazociągów z Teksasu do północnego USA (takich jak cztery Nord Stream tylko po lądzie amerykańskim dla transferu 200 mld m3 na północ) to wspaniały projekt politycznie motywowany i nagle wszystko się zmieni. Po zbudowaniu takich dodatkowych rur stany na północy USA dostaną brakujący im gaz i zimą i latem, a tych wrednych Kanadyjczyków odcina się od dochodów. Bo w czasie wojny na Ukrainie, gdy wzrosły ceny gazu na północy USA, to też Kanadyjczycy podnieśli swoje ceny i dostosowali się do sytuacji rynkowej. Ostatecznie całe lata dostawali mało za gaz, a teraz się trochę odkuli. Dostawali przez dziesięciolecia mało za swój gaz bo nie mogli sprzedać nikomu innemu. Byli w sytuacji Turkmenistanu po uzyskaniu niepodległości gdy mógł sprzedawać gaz tylko na północ.

Gaz z południa USA był zawsze cenowym odnośnikiem i Kanadyjczycy nie mogli podnosić cen bo wtedy więcej gazu byłoby skierowane na północ, a tego Kanadyjczycy nie chcieli bo dla nich te przychody ze sprzedaży były istotne.

A dlaczego Kanadyjczycy sami mieliby zmniejszyć ilość gazu  wysyłanego do USA ? Z powodu tych samych cen - otóż oni sami zaczynają pchać swój gaz też na zachód do nowych terminali na zachodzie Kanady. Bo to im się lepiej opłaca i ponadto ich gaz nie musi jechać przez Kanał Panamski albo wręcz dookoła Afryki - prawie połowa gazu z USA idzie do Europy, a reszta do Azji ale bardzo mało przechodzi przez Kanał Panamski, a prawie cały gaz z USA płynie dookoła RPA i dalej do Azji!!!

Kanadyjczycy boją się właśnie takiej sytuacji, że USA kiedyś w ogóle zmniejszy odbiór gazu i sami zaczęli inwestować w terminale eksportujące LNG. Kanadyjczycy chcą wejść na rynek azjatycki i za parę lat może w ogóle sami zmniejszą podawanie gazu do USA tylko z przyczyn ekonomicznych. Już pierwszy etap terminala eksportowego dla LNG w stanie Brytyjska Kolumbia ruszył a dalsze są w budowie.

W połowie 2024 roku Kanadyjczycy uruchomili też rurociąg TMX (Trans Mountain Pipeline Expansion). Kosztem 53 mld dolarów kanadyjskich zwiększono ilość przesyłanej ropy na zachód i do Azji z poziomu ok. 300.000 baryłek dziennie do poziomu 890.000 baryłek dziennie (141.000 m3/d). W ten sposób gospodarka Kanady powoli usamodzielnia się w wielu obszarach (choć ciągle stan Alberta musi sporo ropy wysyłać do USA).

Prezydent Trump ma doświadczenie inwestycyjne - dla niego i jego ekipy zorganizowanie budowy wielkich rur przez USA to prosta sprawa, a wtedy nadmiar gazu na południu USA będzie historią. Wyborcy na północy USA dostaną „amerykański gaz” dający pracę amerykańskim firmom i odetną się od gazu kanadyjskiego.

Jest to realne zagrożenie, bo stany kanadyjskie zaczęły grozić cłami na energię, którą eksportują do USA (jako odwet wobec taryf nałożonych przez administrację USA) i zrobiły to na początku marca 2025, więc sytuacja w której USA będzie używać znacznie więcej gazu na północy kraju przybliża się szybkimi krokami.

Przez ostatnie kilkanaście lat przemysł amerykański nie zwiększał w ogóle zużycia gazu. Widać to doskonale w statystykach organu rządowego EIA. Przyczyna była prosta - administracje partii demokratycznej sprzyjały swoimi decyzjami „środowiskowymi” do wynoszenia przemysłu do Chin i Indii a też do Wietnamu i innych krajów. Teraz nowa administracja prezydenta Trumpa będzie robić wszystko, aby gwałtownie z powrotem dokonać reindustrializacji USA i wznowić wiele rodzajów produkcji. Już nałożone cła na miedź (25 %) i na aluminium oznaczają gwałtowny bodziec do wzrostu produkcji w USA, a zatem potrzeba tam energii elektrycznej, a co za tym idzie wzrosną inwestycje w bloki gazowe i zużycie gazu. To dopiero początek, bo dodatkowego prądu w USA chce branża sztucznej inteligencji, stoczniowcy, farmerzy, a także przeróbka wielu kopalin rud metali. Gaz na pewno wróci w USA do łask, bo partia demokratyczna pewnie z 12-20 lat będzie w opozycji - wyborcy w USA chcą pracy, a to da im (prawdopodobnie) program prezydenta Trumpa.

Sądzę, że kiedyś w czasie tych 20 lat dla nas i innych europejskich odbiorców gaz będzie ale po wyższych cenach.

Zawierając kontrakt na 20 lat trzeba sobie przeliczyć wszystkie nawet mało prawdopodobne scenariusze i rozumieć jakie ryzyka sobie bierzemy w takim kontrakcie.

Ryzyka kontraktowe związane z siłą wyższą.

Jestem zdecydowanie przekonany, że w tych amerykańskich kontraktach siła wyższa obejmuje też awarie terminala (no przecież może być taka awaria) i obejmuje też działania władz USA zmniejszające dostawy gazu do terminala, oraz takie zdarzenia jak nakładanie ceł i taryf lub opłat za prawo skraplania. Siłą wyższą może być też zderzenie statków blokujące wejście do terminala lub podobne zdarzenie wypadkowe. Prawie na pewno nasz monopolista musiał się zgodzić na takie zapisy siły wyższej w tych kontraktach.

Przykładowo jeśli jakiś kolejny rząd USA wprowadzi dodatkowe opłaty celne za eksportowanie gazu do Europy - to zapłaci je nie firma prowadząca terminal ale odbiorca zanim jego statek wypłynie z tego terminala. A akurat prezydent USA ma pełną swobodę konstytucyjną w nakładaniu opłat i ceł oraz ograniczeń importowych i eksportowych!

Jeśli prezydent USA wyda dekret, że w okresie zimowym (gdy potrzeba gazu na północy USA) to co najwyżej 20 procent wydobytego gazu można eksportować, to może to zrobić i wtedy będzie to też „siła wyższa” zwalniająca VG czy ich konkurentów ze skraplania pełnej ilości gazu dla zagranicznych klientów.

Czyli na 20 lat ten kontrakt powoduje, iż musimy być grzeczni wobec USA, bo jak nie to zobaczycie co oni potrafią nam zrobić. To samo mieliśmy ze Związkiem Radzieckim ale on był nieco bliżej i jakoś dawaliśmy sobie radę (czasami było źle politycznie ale gospodarczo jakoś szło dzięki sporej grupie ludzi w polskich ministerstwach i w centralach handlu zagranicznego). W tej sytuacji robienie jakichś awantur czy sporów z sekretarzem stanu w USA, czy wzajemne „pyskówki” które lubią Polacy są całkowicie nie na miejscu. Bo druga strona ma znacznie silniejsze karty w swoim ręku i po takiej pyskówce wskutek zwykłej ludzkiej niechęci może spowodować poważne szkody w naszej gospodarce.

Co gorsza Polska, po wstąpieniu do Unii Europejskiej pozbawiła się już 20 lat temu wpływu (istotnego) na politykę celno-taryfową Unii. W sytuacji, w której jakieś opłaty czy cła będą nakładane przez USA, to dotyczyć one będą całej Unii Europejskiej, a jeśli Unia też będzie kontratakować i nałoży jakieś cła czy opłaty na towary z lub do USA to niestety Polska musi tego przestrzegać.

Siła wyższa np. awaria oznacza także czas na „zreperowanie i oddanie do rozruchu terminala po remoncie” a remont i poprawianie terminala po awarii może trwać i dwa lata !!! Tzn. terminal za 7 lat może doznać awarii technicznej i potem się będzie dwa lata reperował zanim wróci do pełnej pracy. Takie siły wyższe są ogłaszane na wielu terminalach LNG na świecie po awariach, a czas reperacji jest niekiedy długi np. w Melkoya w Norwegii. Jestem pewien, że VG nie gwarantuje nikomu „zastępczego gazu” w czasie awarii objętej siłą wyższą a tą pewność mam z prostego powodu. VG nie powiedziało nic o tym w swoim prospekcie emisyjnym - gdyby miało takie „gwarancje” wobec klientów musieliby je opisać dla giełdy nowojorskiej.

Kontrakt z VG na pewno daje maksymalny limit czasu na siłę wyższą, ale prawdopodobnie jest to 4 czy nawet 6 lat. Ten limit określa po jakim czasie druga strona może rozwiązać kontrakt. Czyli dopóki nie wyczerpie się ww. limit czasu „siły wyższej”, to nadal nasz monopolista będzie związany z tym kontraktem i będzie musiał dalej odbierać gaz. Zazwyczaj wypowiedzenie kontraktu jest możliwe ale najpierw musi upłynąć czas działania siły wyższej (czy suma takich czasów). Zresztą samo wypowiedzenie kontraktu z powodu zbyt długiej siły wyższej może mieć dodatkowe zabezpieczenia np. finansowe itd. itp.

Siła wyższa przesuwa działanie kontraktu o pewien czas. Powiedzmy, iż VG ma w kontrakcie zagwarantowane, że może mieć do 4 lat siły wyższej łącznie w czasie 20 lat kontraktu. To oznacza, iż może przez taki czas bezkarnie mieć awarie (np. pięć awarii po 7 miesięcy i jedna 13 miesięcy razem 48). Oczywiście to oznacza, iż kontrakt będzie trwał nie 20 lat ale 24 lata ale w środku będzie kilka przerw technicznych. No ale akurat te „przerwy techniczne” mogą wypaść w czasie naszej dunkleflaute, gdy gwałtownie potrzebujemy sporo gazu (dla tych 10 GW gazówek jakie są planowane).

Zatem mamy ciekawą grę przez 20-23 (24?) lata - jak tam się coś stanie i będzie poważna awaria u VG, to będą dwa połączone tego efekty, my nie dostaniemy części gazu od nich a w tym samym czasie ceny gazu rynku na spot pójdą w górę, no bo popsuł się ważny terminal !!!

Na rynku uranu był kiedyś podobny przypadek. Firma kanadyjska wydobywająca uran umówiła się z klientami, że za 5-6 lat dostarczać będzie dużo uranu z nowej kopalni po rozsądnej cenie. Budowa kopalni zaczęła się ale nie udało się zamrozić górotworu przez kilka lat, wyszły kolosalne problemy i trwała budowa nawet o trzy lata dłużej. Ale tam klienci oczywiście nie dali sobie wpisać, że przedłużanie się budowy to siła wyższa! I ta kanadyjska firma przez trzy lata musiała skupować uran od konkurentów po wysokich cenach (bo uranu brakowało, bo nikt nie budował innej kopalni uranu, bo Kanadyjczycy dali niskie ceny w kontrakcie!) i ci Kanadyjczycy musieli sprzedawać uran swoim odbiorcom po znacznie niższej cenie kontraktowej, bo był to kontrakt z dużymi karami. Ale odbiorcy uranu byli silniejsi i nie dali sobie wtrynić kontraktu z klauzulą, że opóźnienie budowy to siła wyższa i mają czekać nawet w nieskończoność aż zakończy się budowa kopalni. Czyli odbiorcy tego uranu byli mądrzejsi od naszego monopolisty, który wdepnął w coś czego chyba nie rozumiał gdy podpisywał te kontrakty.

Zatem ta „siła wyższa” może spowodować, że kontrakt z VG będzie trwał znacznie dłużej i będą w nim okresy gdy niespodziewanie nie ma gazu, a potem nagle ten gaz jest dostępny. I tego nie da się przewidzieć wcześniej, a zatem zawsze będzie to zaskakiwać.

Takie „zaskakiwanie rynku” jest bardzo korupcjogenne gdyż ci, co wcześniej wiedzą o przerwie w dostawach mogą jeszcze dokupić produkt, gdy inni jeszcze nie wiedzą o planowanej przerwie w dostawach czy zmianie taryf. Klasyczny opis tej sytuacji jest na filmie „Ziemia obiecana” ale realnie istniał przez wiele lat z Elektrownią w Naddniestrzu.

To jest elektrownia gazowo-węglowa położona w „republice”, która nie uznaje się za część Mołdawii. Wręcz przeciwnie politycy w tym „tworze państwowym” uważają się nadal za część ZSRR gdyż twierdzą, że to Rosja, Białoruś, Ukraina i inne  kraje „wyszły z ZSRR”, ale oni czyli mieszkańcy Naddniestrza nigdy z tego ZSRR nie głosowali aby wyjść. Normy i przepisy z czasów ZSRR nadal tam obowiązują.

Ta elektrownia do działania potrzebuje albo gazu przesłanego z Ukrainy albo węgla przewiezionego z Rumunii przez Mołdawię. I oczywiście przez wiele lat nie wiedziała wcześniej ile gazu i ile węgla dostanie, a zatem jej produkcja była nieregularna i wywoływała nawet wahania na kontraktach na giełdzie energii w Wiedniu. Zatem ci co wiedzieli wcześniej o sytuacji na najbliższy miesiąc mogli znacząco się obłowić na tych kontraktach terminowych w Wiedniu.

I tutaj będzie też taka sytuacja - każde zawahanie w działaniu jakiegoś terminala firmy VG będzie skutkować kłopotami i wahaniami cen na naszym rynku energii elektrycznej. A ci co będą mieli lepsze dojścia do tej informacji będą mogli coś zyskać.

Ryzyka techniczno-polityczne pośrednie

Ta trzecia grupa ryzyk jest ryzykiem iż może być i nadmiar gazu i silny brak gazu z powodu tych kontraktów. Celem polskich polityków jest wybudowanie łącznie 10 GW elektrowni gazowych. Takie elektrownie gazowe budować też będą w dużych ilościach Amerykanie w USA. Prezydent Trump wyraźnie ogłosił, iż musi nastąpić rozwój energetyki a zatem zużycie gazu w USA też znacząco wzrośnie. Tzw. data-center czyli AI już zużywa 32 GW energii w USA, a potrzeba ze dwa-trzy razy więcej.

Obecni dostawcy gazu powoli zmniejszają swoje dostawy. W Norwegii można oczekiwać spadku produkcji gazu z poziomu tych maksimum 105-107 mld m3 przez kolejne lata, gdyż po prostu złoża są już wyczerpywane a nowych jakoś nie widać. Mam wątpliwości czy przez 20 lat zdoła się utrzymać wypełnienie Baltic Pipe bo tak czy inaczej będzie konkurencja odbiorców z zachodniej Europy.

Powiedzmy, iż wybudujemy te bloki gazowe w Polsce i uzależnimy je całkowicie od rynku amerykańskiego. Ale te bloki przede wszystkim mają pracować w czasie gdy nie ma wiatru i nie ma fotowoltaiki. Zawsze takie okresy są zimą i jesienią w Polsce i często reszta Europy ma taką samą sytuację. Przykład mieliśmy w listopadzie 2024 i w dniach wokół 17.02.2025.

Jeśli nie będzie uruchomiony ponownie Nord Stream, to wtedy będziemy mocno zależni od całej trasy Luizjana - Cieśniny Duńskie - Polska i jakakolwiek awaria czegokolwiek na terminalu LNG w Świnoujściu, czy w FSRU w Gdańsku kładzie nas na łopatki.

Powinniśmy tak jak Azja mieć zdolność do regazyfikacji dwa razy większą niż zwykłe potrzeby - wykorzystanie terminali azjatyckich to tylko 45 % a budują ciągle nowe. 17 lutego 2025 wcale nie było ciężkiej zimy a już Baltic Pipe musiał pracować na 100 % i na 100 % terminal w Świnoujściu. To stanowczo za dużo. Polscy politycy nie chcą budować więcej terminali do regazyfikacji LNG w imię obłędnej tezy, iż to za drogo.

Zatem w ciągu 20 lat będą zdarzać się okresy, że będzie gazu za dużo i będziemy płacić stałe opłaty na rzecz VG, a mogą też być okresy, że będziemy potrzebować gazu, a akurat będzie „awaria” u VG lub zabraknie nam terminali do regazyfikacji. Mówimy tu o czasach, gdy spadnie użycie węgla dla polskiego ciepłownictwa a niektóre prognozy mówią, iż potrzebować możemy nawet 30 mld m3 gazu rocznie z czego większość zimą.

Ryzyko techniczno-biznesowe jest też związane z ilością gazu, jaki nasz monopolista wydobywa i będzie wydobywał. Zgodnie z nową strategią zamierza w 2030 wydobywać nawet 12 mld m3 ale przyznał, że w roku 2024 wydobył tylko 8,6 mld m3. Podaje, iż wydobył w Norwegii na szelfie 4,5 mld m3 w roku 2024. Zatem resztę do Baltic Pipe dokupywał od innych producentów, którzy mogli ale nie musieli mu sprzedać tego dodatkowego gazu. Różnica zatem to wydobycie w Polsce podawane jako 4,1 mld m3. Jednakże dane z URE pokazują, że tak naprawdę z polskich złóż do systemu gaz trafia tylko w postaci energii (np. za rok 2023) tylko 22,2 TWh w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. Dlaczego 4,1 mnożone przez 11 daje 22,2 TWh??? Bo gaz wydobywany w Polsce jest mocno zaazotowany a URE podaje jego wartość w jednostkach energii, podczas gdy władze naszego monopolisty (po to, aby to ładniej wyglądało) podają ilości wydobytego gazu w mld m3 (choć tak naprawdę połowa tego gazu to nie metan tylko azot).

Opisana sytuacja powoduje, iż tak naprawdę nie mamy pewności co do sytuacji za 5-10 lat, w tym nie wiemy jaki będzie bilans gazu w Polsce, szczególnie w okresach zimowych. Pośrednio przyznaje to Prezes PSE S.A. w wywiadzie z dnia 16 grudnia 2024 w dziale Ekonomia Gazety Wyborczej. Powiedział tam znamienne słowa: „Trzeba stworzyć mechanizm rynkowy, który zachęci spółki do budowania nowych jednostek gazowych … Realia są takie, że ponieważ te elektrownie będą działać rzadko, nie utrzymają się wyłącznie z rynku energii. Muszą mieć inny mechanizm, taki jak rynek mocy, w ramach którego dostaną pieniądze nie za produkcję energii, ale za pozostawanie w gotowości do dostarczenia mocy do systemu.”

Mamy zatem sytuację, iż politycy chcą zbudować dużo elektrowni gazowych „stojących w gotowości”, a zatem potrzebują do tego bardzo dużej zdolności importowej gazu w okresie zimowym i potężnych dodatkowych magazynów gazu. A tego się nie buduje.

Podsumowanie

Zabawa z międzynarodowymi kontraktami to nie przelewki i jeśli do tych celów wysyłamy niezbyt kompetentne osoby to mamy pasztet jaki opisałem. Być może będziemy mieli szczęście i przez te 20 lat, od kwietnia 2025 gaz z Calcasieu Pass od VG będzie spokojnie płynął i być może gaz z kolejnego terminala firmy VG, też popłynie kiedyś (np. za dwa lata) i damy sobie radę. Ale nie postawiłbym tutaj zakładu w tym zakresie. Widać wyraźnie, że niestabilność polityczna w USA i decyzje administracji prezydenta Trumpa (działającego na rzecz swoich wyborców) oraz narastające sprzeczności gospodarcze pomiędzy USA a Kanadą, mogą zachwiać całym rynkiem gazu i nagle zostaniemy z problemami.

(zainteresowani mogą otrzymać wersję [.pdf] jeśli napiszą na adres: qwerty@zwarszawy.pl)