Gazu rosyjskiego będzie w Polsce coraz mniej

Sprowadzamy coraz więcej gazu skroplonego poprzez terminal w Świnoujściu - właśnie została odebrana 50. dostawa. Budowany jest też gazociąg do Norwegii, który umożliwi transport do Polski surowca z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego.

W zeszłym roku PGNiG sprowadziło około 13,5 mld m sześc. błękitnego paliwa. Krajowe wydobycie wyniosło w tym czasie 3,8 mld m sześc. Import ze Wschodu był w tym czasie o ponad 0,62 mld m sześc. niższy niż w 2017 r. - wyniósł nieco ponad 9 mld m sześc. Rosyjski gaz jeszcze przez kilka lat będzie stanowił zasadniczą część sprowadzanego do Polski surowca. PGNiG kupuje go na mocy kontraktu jamalskiego, zawartego w połowie lat 90. ubiegłego wieku. Obowiązuje w nim klauzula "take or pay" ("bierz lub płać"), zobowiązująca Polskę do płacenia Gazpromowi do końca 2022 r. za około 85 proc. ilości kontraktowych gazu, niezależnie od tego, czy surowiec faktycznie został sprowadzony, czy nie.

PGNiG stara się zmniejszać zakupy do wymaganego kontraktem progu. Spółka podkreślała wielokrotnie, że rosyjski gaz jest sprzedawany do Polski na nierynkowych warunkach, drożej, niż do innych krajów. Od kilku lat toczy się w tej sprawie spór przed Trybunałem Arbitrażowym w Sztokholmie. - Naszym obecnym priorytetem jest równoległe budowanie alternatywnego, długoterminowego portfela bezpiecznych dostaw od roku 2023, opartego na rynkowych zasadach i cenach. Portfel ten oparty będzie zarówno o gaz LNG jak i gaz z norweskiego szelfu sprowadzony gazociągiem Baltic Pipe - informuje Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG ds. handlowych.

Uruchomienie dostaw skroplonego gazu do kraju umożliwiło otwarcie w 2016 r. terminala w Świnoujściu. Jego zdolność przeładunkowa wynosi 5 mld m sześc. gazu rocznie. Planowana jest rozbudowa do 7,5 mld m sześc. Spółka Polskie LNG uzyskała już komplet decyzji środowiskowych oraz lokalizacyjnych wymaganych do rozbudowy. W toku są postępowania przetargowe. Pierwsze, ogłoszone w grudniu 2018 r., ma wyłonić wykonawcę trzech kluczowych elementów programu rozbudowy części lądowej - trzeciego zbiornika, dodatkowych instalacji zwiększających moc regazyfikacyjną oraz instalacji przeładunkowej LNG wraz z bocznicą. Drugie, ogłoszone już w styczniu tego roku, dotyczy budowy dodatkowego nabrzeża dla statków.

PGNiG kupiło do tej pory ponad 4,2 mln ton LNG (5,7 mld m sześc. po regazyfikacji). Od czasu komercyjnego otwarcia terminala do Polski wpłynęło 37 ładunków z Kataru w ramach długoterminowego kontraktu z Quatargas, 9 dostaw spotowych - z Norwegii, USA i Kataru oraz pierwsza dostawa w ramach kontraktu średnioterminowego z brytyjską firmą Centrica. Średnia częstotliwość dostaw wynosi dwa razy w miesiącu, choć w czerwcu i grudniu 2018 r. oraz styczniu 2019 r. PGNiG sprowadziło do Świnoujścia po trzy dostawy.

W ostatnią niedzielę do Świnoujścia wpłynęła pięćdziesiąta dostawa LNG. Metanowiec Iberica Knutsen przetransportował ok. 57 tys. ton LNG z portu Sabine Pass w USA. Po regazyfikacji da to ok. 75 mln m sześc. gazu ziemnego - tyle, ile zużywa średnio cała Polska przez cztery dni latem lub jeden zimą. Ładunek został kupiony w ramach transakcji spotowej od hiszpańskiej firmy Naturgy.

Za dostawy spotowe odpowiada biuro PGNiG w Londynie. Jego pracownicy szukają korzystnych okazji na rynku, uzupełniając portfel stałych dostaw. Skroplony gaz ziemny z roku na rok zajmuje coraz więcej miejsca w strukturze importu grupy. W zeszłym roku było to ponad 20 proc. Wiceprezes spółki Maciej Woźniak zaznacza, że ambicje spółki na 2019 rok sięgają jeszcze dalej, co oznacza, że udział ten będzie dalej rósł.

Innym projektem, który ma uniezależnić Polskę od gazu z Rosji jest gazociąg Baltic Pipe łączący złoża gazu na Szelfie Norweskim z Polskim systemem gazowym, przebiegający również przez terytorium Danii. Na inwestycję tę składa się kilka komponentów - budowa gazociągu na dnie Morza Północnego, rozbudowa duńskiego systemu przesyłowego, budowa tłoczni gazu w Danii, a następnie budowa gazociągu na dnie Bałtyku i rozbudowa polskiego systemu przesyłowego.

Pod koniec listopada 2018 r. duński i polski operator systemu przesyłowego, Energinet i Gaz-System, podjęli ostateczną decyzję o realizacji projektu. Jednym z warunków było potwierdzenie zainteresowania rynku przepustowością gazociągu - będzie on mógł transportować 10 mld m sześc. gazu rocznie do Polski i 3 mld m sześc. w drugą stronę, z Polski do Danii. Zainteresowanie przesyłem poprzez Baltic Pipe wielokrotnie zgłaszał PGNiG. Grupa jest obecna w Norwegii poprzez swoją spółkę zależną, PGNiG Upstream Norway, która ma udziały w 24 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Celem firmy jest zwiększenie wydobycia w Norwegii do ok. 2,5 mld m sześc. rocznie. Dla porównania - w 2017 r. produkcja PGNiG z norweskich złóż wyniosła ok. 550 mln m sześc.  

Uruchomienie przesyłu gazociągiem Baltic Pipe planowane jest na październik 2022 r. Dotrzymanie tego terminu jest bardzo istotne - z końcem 2022 r. wygasa kontrakt jamalski z Gazpromem. Polska nie chce zawierać kolejnej długoterminowej umowy ze stroną rosyjską, musi mieć więc przygotowaną alternatywę.

Według opublikowanych wcześniej przez operatorów systemu przesyłowego szacunków, koszt Baltic Pipe oscylować może w granicach 1,6-2,1 mld euro. Wydatki po stronie polskiej mają wynieść ok. 874 mln euro. Na dniach pojawiła się informacja, że Komisja Europejska przyznała projektowi dofinansowanie na prace budowlane. Maksymalna wysokość przyznanego wsparcia wynosi 215 mln euro. Wcześniej gazociąg otrzymał ze środków unijnych blisko 52 mln euro z przeznaczeniem na opracowanie studium wykonalności, prace projektowe i uzyskanie niezbędnych pozwoleń administracyjnych.

Elementem polityki ukierunkowanej na zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego była też rozbudowa interkonektorów, czyli połączeń z systemami sąsiadującymi z Polską krajów. Na to zdecydowano się w pierwszej kolejności. Dzięki przeprowadzonym w tym obszarze inwestycjom, w sytuacji kryzysowej możliwe jest zapewnienie przepływu surowca np. między Polską a Niemcami, czy Polską a Czechami.

Monika Borkowska