ANALIZA
Ksawery Czerniewicz
Ośrodek Analiz Strategicznych
Od wielu lat bezpieczeństwo energetyczne Polski utożsamiane jest z dywersyfikacją dostaw węglowodorów. O ile bowiem dysponujemy różnymi energetycznymi surowcami, przede wszystkim węglem, to w przypadku ropy naftowej i gazu skazani jesteśmy na pokrywanie zapotrzebowania na nie importem.
To pierwsza cecha charakterystyczna jeśli chodzi o zdefiniowanie na czym polega bezpieczeństwo energetyczne RP. Druga – związana rzecz jasna z pierwszą – to konieczność uniezależnienia się od dostaw węglowodorów z kierunku wschodniego. Wspomniana wcześniej dywersyfikacja sprowadza się bowiem głównie do redukcji importu gazu i ropy z Rosji. I jest to oczywiste w świetle tego, że polskie koncerny naftowe Orlen i Lotos w swych rafineriach korzystają z dostaw z Rosji nawet w 90 proc., zaś ponad 2/3 gazu zużywanego w polskim przemyśle i indywidualnych gospodarstwach domowych to surowiec dostarczany przez Gazprom. A udział ten jest nawet jeszcze większy, jeśli nie zapomnimy, że te ilości „błękitnego paliwa”, które sprowadzamy z Niemiec, to też gaz rosyjski – albo rewers z Gazociągu Jamalskiego, albo surowiec z Nord Stream.
Dywersyfikacja dostaw gazu i ropy to jednak tylko jeden z elementów zapewnienia Polsce bezpieczeństwa energetycznego. Potrzebna jest też inna dywersyfikacja – źródeł energii. Obecnie podstawą naszej energetyki jest węgiel i to nie zmieni się przez wiele najbliższych lat. Jednak wobec cyklicznych kryzysów na tym rynku (wzrost konkurencji obcych krajów, technologiczne trudności w eksploatacji nowych pokładów węgla w Polsce, wieloletnie zaniedbania, marnotrawstwo i niekompetencja, upolitycznienie sektora węglowego) oraz unijnej polityki klimatycznej konieczne jest stopniowe zmniejszanie udziału węgla w bilansie energetycznym Polski. Jako że nadzieje na „łupkowe Eldorado” zawiodły, a rozwój odnawialnych źródeł energii (OZE) wciąż pozostawia wiele do życzenia, antidotum może okazać się budowa elektrowni jądrowych.
To ostatnie oznacza realizację dwóch elementów bezpieczeństwa energetycznego: uzyskania jak najniższego poziomu importu surowców poprzez rozwój własnych źródeł oraz dywersyfikację źródeł energii. Jeśli chodzi o pierwsze, własna energetyka atomowa pozwoli radykalnie ograniczyć konieczność sprowadzania węglowodorów (głównie gazu) z zagranicy. Jeśli chodzi o drugie, produkcja energii jądrowej pozwoli na redukcję innych krajowych źródeł energii – przede wszystkim węgla. Jeśli więc przez bezpieczeństwo energetyczne rozumieć niezależność energetyczną (w wariancie optymalnym – samowystarczalność), to w naszych warunkach może zapewnić to tylko rozwój sektora energetyki atomowej.
Jest to jednak odległa perspektywa czasowa i obecnie należy skoncentrować się na innych sposobach zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego. Przede wszystkim na dążeniu do uzyskania pozycji pozwalającej uniknąć szantażu ze strony Rosji w sferze gazowej. Osiągniemy to w momencie, gdy uzyskamy możliwość szybkiego uzupełnienia bilansu gazowego dostawami z innych kierunków, gdyby doszło do przerwania dostaw surowca z Rosji. Posiadanie takiej technicznej możliwości wzmacnia też pozycję negocjacyjną z dostawcami gazu.
Takim komfortem dysponuje sektor naftowy. Obecnie względy ekonomiczne powodują, że przytłaczająca większość przerabianej w naszych rafineriach ropy to surowiec z Rosji, ale gdyby z jakichś powodów doszło do ograniczenia dostaw ropociągiem Przyjaźń, to Naftoport w Gdańsku umożliwia sprowadzenie brakujących ilości drogą morską. Taka możliwość z pewnością wpływa na bardziej partnerskie relacje polskich odbiorców z rosyjskimi dostawcami, niż jest to w sektorze gazowym.
Warunkiem koniecznym osiągnięcia bezpieczeństwa energetycznego poprzez dywersyfikację źródeł energii, tras dostaw surowców oraz samych dostawców jest oczywiście odpowiednio zaawansowana infrastruktura. Od przeszło dekady mamy do czynienia z jej rozbudową: budowa terminalu LNG w Świnoujściu oraz interkonektorów gazowych z sąsiednimi krajami, rozbudowa podziemnych magazynów gazu, Naftoportu i rewersyjnego Rurociągu Pomorskiego (Płock – Gdańsk). Przemysł energetyki jądrowej trzeba będzie natomiast zbudować od podstaw.
Podstawy doktrynalne
Energetyka jest ważnym elementem bezpieczeństwa narodowego. W przedstawionej w listopadzie 2014 r. Strategii Bezpieczeństwa Narodowego RP jako czynniki bezpieczeństwa energetycznego wymienia się m.in. dywersyfikację źródeł i kierunków dostaw surowców oraz budowę nowych mocy produkcyjnych przy zróżnicowaniu technologii wytwarzania. Mamy tu więc tak konieczność redukcji zależności do dostaw surowców energetycznych jak i konieczność zmiany struktury bilansu energetycznego kraju poprzez rozwój nowych technologii (atom, OZE). Mówiąc krótko, w nowej Strategii Bezpieczeństwa nie ma nic odkrywczego, poza tym sfera energetyczna siłą rzeczy jest potraktowana ogólnikowo – to jedynie zarysowanie kierunków. Szczegóły mają znaleźć się w dokumencie pt. Polityka energetyczna Polski do 2050 r. Projekt tego dokumentu Ministerstwo Gospodarki skierowało 7 sierpnia br. do konsultacji społecznych i międzyresortowych, które mają się zakończyć 18 września.
Jak głosi dokument, głównymi celami jest zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski, wzrost efektywności energetycznej polskiej gospodarki, a przy tym jak najbardziej skuteczna ochrona środowiska. Projekt zawiera charakterystykę obecnego stanu sektora energetycznego, opisuje uwarunkowania jego rozwoju oraz przedstawia scenariusze tegoż rozwoju. Zdaniem autorów do 2050 roku planuje się podwojenie zużycia energii elektrycznej, a kluczowym surowcem – mimo stopniowej redukcji udziału – pozostanie węgiel. Wzrosnąć ma udział OZE, autorzy liczą też na pojawienie się źródła w postaci elektrowni atomowej. Projekt dokumentu wydaje się też ostatecznie kończyć z mitem łupkowej rewolucji, którą jeszcze kilka lat temu zapowiadał premier Donald Tusk.
Jednym z głównych założeń jest stopniowa redukcja roli węgla przy zachowaniu jednakże jego wiodącej roli. Autorzy dokumentu przewidują, że do 2050 roku surowiec ten będzie zaspokajał już tylko niecałą jedną trzecią zapotrzebowania na energię pierwotną i niewiele więcej, jeśli chodzi o produkcję energii elektrycznej. Wydaje się jednak, że wiele zależeć tu będzie od kondycji polskich kopalń, sytuacji na rynku globalnym i polityki redukcji emisji dwutlenku węgla. Priorytetem musi być więc zwiększenie konkurencyjności naszego sektora węglowego.
Drugim filarem ma być energetyka jądrowa – autorzy są przekonani, że zbudujemy elektrownię atomową (choć już teraz mamy poważny poślizg czasowy, a perspektywy wyglądają słabo). Już w wytycznych do dokumentu, zawartych w zintegrowanej strategii rozwoju pt. Bezpieczeństwo energetyczne i środowisko, przyjętej przez rząd w kwietniu 2014 r. w każdym z trzech scenariuszy rozwoju sektora energetycznego Polski proponowanych przez resort gospodarki, przewiduje się udział energii atomowej w bilansie energetycznym. Różnica dotyczy tylko wielkości tego udziału. W projekcie Polityki energetycznej do roku 2050 mamy już sprecyzowaną wartość – 19 proc. Warto w tym miejscu dodać, że przy budowie elektrowni atomowej po stronie kosztów należy uwzględnić zapewnienie elektrowni obrony przeciwlotniczej i przeciwrakietowej.
Gaz ziemny ma w 2050 r. odpowiadać za 18 proc. zapotrzebowania na energię pierwotną (produkcja energii elektrycznej – 9 proc.). Jeśli zaś chodzi o OZE, to wartości te są następujące: 16 proc. i 33 proc. Autorzy dokumentu nie przewidują jednak wspierania przez państwo Odnawialnych Źródeł Energii (zapewne nie bez znaczenia jest, że Unia Europejska po 2030 r. nie przewiduje środków finansowych na wsparcie rozwoju technologii OZE, które do tego czasu powinny osiągnąć pełną dojrzałość ekonomiczną), podobnie zresztą jest w przypadku paliw łupkowych. Tutaj mamy do czynienia z zupełnym zaniechaniem działań na rzecz rozwoju tego sektora – czego najlepszym dowodem zapis dokumentu mówiący, że poziom wydobycia gazu i ropy z łupków w 2050 r. będzie zbliżony do… obecnego.
Kształt przedstawionego do konsultacji projektu Polityki energetycznej do 2050 roku oznacza, że za najbardziej prawdopodobny z trzech proponowanych wcześniej przez Ministerstwo Gospodarki scenariuszy uznano „scenariusz zrównoważony” (dwa pozostałe to „jądrowy” (dominacja tego typu energii) oraz „gaz + OZE”). Zakłada on dominację węgla i ropy (choć mniejszą, niż obecnie), pewny wzrost znaczenia gazu, pojawienie się energetyki jądrowej oraz niewielki wzrost udziału energii z OZE.
Czekając na atom
Utrzymanie dominującej roli węgla jest logiczne, wszak to jedyny surowiec, którego Polska nie musi importować, ponieważ krajowe zasoby wystarczają na zaspokojenie potrzeb (jeśli dochodzi do importu to tylko ze względu na konkurencyjne ceny węgla z innych krajów). Na węglu więc w 80- 90 proc. opiera się dziś produkcja energii elektrycznej w Polsce. Widoczne trendy w europejskiej polityce energetycznej powodują, że należy jak najszybciej dywersyfikować źródła energii elektrycznej. Chodzi przede wszystkim o pakiety klimatyczne, które pod tym względem wydają się największym wyzwaniem dla Polski z racji na bardzo trudne do osiągnięcia kryteria niskiej emisji gazów. Do tego dodać należy groźbę deficytu energii elektrycznej w sytuacjach kryzysowych – a taką mieliśmy przecież w sierpniu br. Na skutek długotrwałej fali upałów ograniczano wtedy dostawy energii dla dużych zakładów.
Częściową odpowiedzią na to zagrożenie jest budowa mostów energetycznych z sąsiadami. Ma się ona przyczynić do uzyskania europejskiego minimum jeśli chodzi o wymianę energii z sąsiadami (ok. 10 proc.). Niektóre z tych projektów wykraczają swym znaczeniem poza sferę bilateralną. Choćby most energetyczny z Litwą, który jest ważny dla północno-wschodniej Polski, ma domknąć Baltic Ring – to strategia integracji energetycznej postsowieckich krajów bałtyckich z resztą UE (na południu z Polską, na północy z Finlandią). Na wschodniej granicy Polski pojawił się też pomysł przywrócenia połączenia z Ukrainą. Już w czasie sierpniowego kryzysu Kijów deklarował chęć dostarczania energii elektrycznej Polsce. Strona ukraińska teraz mówi o reaktywacji połączenia Chmielnicki – Rzeszów, które funkcjonowało w czasach sowieckich.
Budowa podobnych połączeń nie rozwiąże jednak problemu rosnącego zapotrzebowania na energię. Wobec uzależnienia od zewnętrznych dostaw w przypadku gazu i ropy oraz ograniczonego potencjału OZE, jedynym wyjściem, aby zwiększyć i zdywersyfikować produkcję energii elektrycznej jest budowa sektora atomowego.
Historia projektu elektrowni jądrowej w Żarnowcu dobiegła końca podczas rządów premiera Tadeusza Mazowieckiego. Do tematu wrócił rząd Tuska, gdy na początku 2009 postawił na budowę elektrowni atomowej (do roku 2020). W państwowej PGE utworzono departament energetyki jądrowej, powstał też urząd pełnomocnika rządu ds. energetyki jądrowej. Na przełomie 2009/2010 powstały państwowe spółki mające się zająć budową elektrowni i generalnie polskim programem jądrowym od strony biznesowej (PGE Energia Atomowa, EJ1).
Zgodnie z pierwszymi zapowiedziami elektrownia atomowa miała powstać do 2020 roku. Gdy w 2011 r. premier Tusk przedstawiał pierwszy harmonogram prac związanych z budową też mówił o roku 2020. Potem jednak były kolejne zmiany w tym planie. Najpierw 2022 rok, potem 2025, a tymczasem EJ1 nie była w stanie wskazać lokalizacji, ani dostawcy technologii i sprzętu. Od początku na miejsce elektrowni typowano jakąś lokalizację na Pomorzu. Obecnie faworytami są Choczewo i Żarnowiec – ale ostatnie wydarzenia wskazują, że jeszcze długo nie poznamy miejsca budowy pierwszej polskiej elektrowni jądrowej. PGE tłumaczy się, że latem tego roku musiała zrezygnować z usług firmy mającej wykonać badania środowiskowo-lokalizacyjne. Powód? Jej nieterminowość. Z kolei nowy przetarg na dostawy technologii i finansowania ma być rozpisany pod koniec br. Nie tak dawno Ministerstwo Gospodarki poinformowało, że pierwszy blok ruszy dopiero w latach 2027-2029. Co oznacza opóźnienie w stosunku do pierwszego terminu aż o dziewięć lat.
„Przyjaźń” mniej potrzebna?
Polskie rafinerie w Płocku i Gdańsku pozyskują surowiec drogą lądową (rurociąg „Przyjaźń”) oraz morską (przez gdański Naftoport). W 90 proc. jest to ropa rosyjska. Już dekadę temu pojawiła się koncepcja importu ropy z Azerbejdżanu poprzez przedłużenie ropociągu Odessa-Brody do Polski. Projekt ten ożywił się ponownie po rewolucji na Ukrainie. Podobnie odkurzony został w ostatnim czasie stary pomysł ropociągu z Mozyrza do Brześcia – tyle, że w tym wypadku chodzi nie o dostawy surowca do polskich rafinerii, a dostawy produktów naftowych na rynek polski (unijny).
Trzy główne podmioty biznesowe działające w sektorze naftowym to kontrolowane przez państwo Orlen i Lotos (przerób ropy i sprzedaż produktów) oraz PERN i Naftoport (infrastruktura transportowa). Infrastruktura PERN składa się z trzech zasadniczych odcinków rurociągów, przy czym podstawą jest „Przyjaźń”, zaś bardzo ważnym elementem zwiększającym bezpieczeństwo dostaw jest Rurociąg Pomorski. Jeśli chodzi o „Przyjaźń”, którym dostarczana jest drogą lądową ropa rosyjska, to jego wschodnia część (Adamowo przy granicy Białorusi – Płock) ma przepustowość 50 mln ton ropy rocznie. Tędy dostarczany jest surowiec na potrzeby polskich rafinerii. Od Płocka biegnie jednak na zachód drugi odcinek „Przyjaźni” – do niemieckiego Schwedt. Tędy transportowana jest ropa (27 mln ton rocznie) dla dwóch rafinerii, w Schwedt i w Spergau. Podczas gdy „Przyjaźń” biegnie ze wschodu na zachód, Rurociąg Pomorski ma układ południkowy. Łączy Płock z Gdańskiem. Tędy płynie rosyjska ropa naftowa – wcześniej sprowadzona wschodnim odcinkiem „Przyjaźni” – przeznaczona dla rafinerii w Gdańsku należącej do Grupy LOTOS oraz na eksport poprzez Naftoport. Co jednak najważniejsze, Rurociąg Pomorski jest rurociągiem rewersowym, tzn. można nim transportować surowiec w dwóch kierunkach. Jest to ważne w razie kłopotów z zaopatrzeniem w surowiec (via „Przyjaźń”) rafinerii w Płocku. Będzie wówczas można sprowadzać ropę sprowadzoną drogą morską do Naftoportu. Na trasie Gdańsk-Płock przepustowość Rurociągu Pomorskiego wynosi ok. 30 mln ton ropy naftowej rocznie, zaś w przeciwnym kierunku ok. 27 mln ton na rok.
Z dostawami surowca „Przyjaźnią” wiążą się podobne zagrożenia, co z Gazociągiem Jamał – przede wszystkim możliwość wstrzymania dostaw z powodu konfliktu Rosji z krajem tranzytowym. W tym wypadku Białorusią. Drugie niebezpieczeństwo jest też podobne do analogicznego w sferze gazu. Otóż Rosjanie mogą stopniowo rezygnować z tranzytu ropy przez Polskę do Niemiec, a zamiast tego zwiększać dostawy przez Bałtyk.
Jeśli chodzi o zagrożenie przerwania dostaw w związku z konfliktem paliwowym Moskwy z Mińskiem to wydaje się to mniej prawdopodobne, gdy spojrzeć na historię dotychczasowych spięć obu krajów. Nie są żadną nowością i wszystko sprowadza się raczej do gróźb dla wzmocnienia pozycji negocjacyjnej niż realnej groźby zamknięcia tranzytu surowca do Polski i Niemiec. Konflikty takie zawsze kończą się więc porozumieniem – tak jak ostatnio, gdy ostatecznie Rosja nie zrealizowała swej groźby (obcięcie dostaw ropy dla rafinerii białoruskich) w zamian za ustępstwa Białorusi w kwestii podziału wpływami ze sprzedaży produktów naftowych z rafinerii w Mozyrzu i Nowopołocku na rynek UE i obowiązkowej kwoty paliw dostarczanych na rynek rosyjski.
Groźniejsze może być niedawne przejęcie przez Rosjan (konkretnie Rosnieft’) niemieckiej rafinerii w Schwedt. To jeden z dwóch zakładów pobierających ropę z rurociągu „Przyjaźń”. Nowi rosyjscy udziałowcy mogą dążyć do ograniczenia dostaw lądem (co zmniejszy tranzyt przez Polskę) na rzecz dostaw tankowcami – jak to jest w przypadku choćby Naftoportu. Zresztą to nie jedyne zagrożenie dla polskiego sektora naftowego. Rosjanie w Schwedt to możliwość realizacji scenariusza, obawa przed którym skłoniła Orlen (przy pełnym poparciu władz RP) do zakupu rafinerii w litewskich Możejkach. Teoretycznie możliwe jest bowiem, że producent Rosnieft’ zacznie dostarczać właścicielowi rafinerii – czyli sobie samemu, surowiec po cenach dumpingowych. A potem wyprodukowane z taniej ropy tanie paliwa skierować na rynek polski. Taka wojna cenowa mogłaby poważnie zagrozić Orlenowi i Lotosowi. Wracając zaś do „Przyjaźni” – jeśli transport tą drogą ropy do Niemiec znacząco by się zmniejszył czy nawet wygasł, to mocno osłabiłoby to pozycję Polski. Z kraju tranzytowego stalibyśmy się końcowym odbiorcą.
Wyjściem jest oczywiście import ropy przez Naftoport – przez który można ją też oczywiście eksportować. Jego możliwości z roku na rok rosną. W 2009 r. sprowadzono tą drogą 1,2 mln ton ropy, a w 2014 r. – już 6,16 mln ton. Wciąż jest to jednak niewiele wobec mocy przepustowych „Przyjaźni”. Poza tym należy pamiętać, że także drogą morską obecnie sprowadzamy przede wszystkim ropę rosyjską. Dotychczas nie było problemów z zawieraniem i realizacją kontraktów, zarówno z producentami (Rosnieft’), jak i pośrednikami. To może się jednak zmienić w sytuacji kryzysu politycznego i kłopotów sektora paliwowego Rosji. Tymczasem niebawem kończą się dwa długoterminowe kontrakty Orlenu – z Rosnieftią właśnie i pośrednikiem Mercurią.
Alternatywą jest zakup surowca nie pochodzącego z Rosji. A obecnie możliwe jest to poprzez Naftoport. Od lat obecny jest też inny kierunek dywersyfikacji – a mianowicie import ropy z Azerbejdżanu. Projekt znany pod nazwą Odessa – Brody – Płock to tak naprawdę element koncepcji Euroazjatyckiego Korytarza Transportu Ropy Naftowej (EAKTR). Zgodnie z tym planem, surowiec ze złóż na Morzu Kaspijskim miałby być tłoczony rurociągiem Baku-Supsa z wybrzeża Azerbejdżan na wybrzeże Gruzji. Tutaj ładowany do tankowców, te zaś przez Morze Czarne docierałyby do terminalu naftowego w Odessie. Stąd ropa, znów rurociągiem, płynęłaby do Brodów przy granicy polskiej, a następnie – nie istniejącym wciąż – rurociągiem do Płocka, a następnie nawet Gdańska. W ten sposób polskie rafinerie otrzymywałyby nie tylko surowiec na własne potrzeby, ale mogłyby też go eksportować dalej, przez Naftoport.
Wydaje się, że najbardziej żywy ten projekt był w latach 2005-2007 – gdy w Polsce rządziło PiS, na Ukrainie zaś zwycięzcy „pomarańczowej rewolucji”. Później obie strony straciły większe zainteresowanie sprawą – Ukraińcy zaczęli nawet wykorzystywać rurociąg Brody-Odessa w przeciwnym kierunku, do eksportu ropy rosyjskiej. Obecnie, choć o projekcie (realizowanym przez spółkę Sarmatia) znów stało się nieco głośniej, nie wydaje się, by szanse na jego realizację wzrosły. Azerbejdżan nie spieszy się do tego szlaku eksportu ropy z racji na groźną sytuację w Gruzji (rurociąg Baku-Supsa biegnie w bezpośrednim sąsiedztwie separatystycznej Osetii Południowej) oraz destabilizację Ukrainy. Aneksja Krymu przez Rosjan komplikuje odcinek morski, zaś Odessa to gorący punkt zagrożony przez separatystów, na dodatek leżący w pobliżu Krymu i Naddniestrza. Nic dziwnego, że PERN też woli skupić się na realiach – czyli rozbudowie Naftoportu.
Natomiast z Brodów póki co ropa płynęła nie do Polski, a do białoruskiego Mozyrza. Konkretnie – surowiec z Azerbejdżanu, którego kilka partii kilka lat temu Białoruś sprowadziła, chcąc zademonstrować możliwości dywersyfikacyjne wobec Rosji. Połączenie Brody-Mozyrz nabiera nowego znaczenia w świetle powrotu strony białoruskiej do pomysłu budowy rurociągu z mozyrskiej rafinerii do polskiej granicy (Brześć). Białorusini chcieliby tą drogą dostarczać produkty naftowe na rynek UE. Nie wiadomo jednak, czy projekt, który już przeszło dekadę temu pojawił się po raz pierwszy, to tylko gra Mińska z Moskwą. Szanse na jego realizację nie wydają się duże z racji uzależnienia Białorusi od ropy rosyjskiej. Sytuację ewentualnie mogłoby zmienić dostarczanie surowca do Mozyrza z innych źródeł – poprzez odeski terminal i rurociąg Odessa-Brody-Mozyrz.
Dziedzictwo ery zimnej wojny
Polska zużywa średnio ok. 15 mld m³ gazu rocznie. Około 1/3 zapewniają krajowe złoża tego surowca (w 2014 r. było to 27 proc.). Reszta jest importowana z zagranicy – przede wszystkim z Rosji. W roku 2012 Polska konsumowała ok. 15,4 mld m³ gazu, z czego z własnego wydobycia – 4,3 mld m³. W 2013 r. z 16,2 mld m³ gazu 5,49 mld m³ pochodziło z krajowych źródeł. W 2014 roku na podstawie długoterminowego kontraktu z Gazpromem sprowadzono 3/4 całkowitego importu. Innymi słowy ponad połowa zużywanego w Polsce gazu pochodzi z Rosji.
Importowany gaz jest pobierany przede wszystkim z Gazociągu Jamalskiego w następujących punktach: Wysokoje na granicy z Białorusią (możliwe ok. 5 mld m³ rocznie), Lwówek (2,2 mld m³), Włocławek (2,5 mld m³). Z kierunku wschodniego istnieje też możliwość poboru gazu w punkcie Drozdowycze na granicy z Ukrainą (ok. 5 mld m³). Jeśli chodzi o kierunek zachodni i możliwość poboru surowca nie od Gazpromu, to Polska posiada od lat połączenie z Niemcami w Lasowie (ok. 1,5 mld m³) oraz z Czechami w Cieszynie (ok. 0,5 mld m³). Największe znaczenie dla zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego miało jednak utworzenie latem 2014 r. tzw. rewersu na Gazociągu Jamalskim w niemieckim Mallnow koło Kostrzyna nad Odrą, co umożliwia w razie konieczności sprowadzić tędy ok. 5,5 mld m³ rocznie – surowca, który płynie tą samą rurą z Rosji do Niemiec.
Struktura zużycia i importu gazu wyraźnie wskazuje na głębokie uzależnienie Polski od Rosji. Jest ono dziedzictwem epoki komunistycznej (infrastruktura), utrwalanym w epoce postkomunistycznej (wieloletnie kontrakty z Gazpromem). Z racji wykorzystywania podmiotów gospodarczych przez Rosję w realizacji jej celów politycznych, zależność gazowa oznacza zarazem znaczące osłabienie pozycji politycznej Polski. W tym wypadku zagrożenie dla bezpieczeństwa energetycznego jest dużo większe, niż gdyby była to zależność gazowa np. od jakiegoś kraju zachodniego.
Państwowy koncern Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) chce doprowadzić do sytuacji, w której po jednej trzeciej gazu pochodzić będzie z wydobycia krajowego, z importu z Rosji oraz z importu z innych kierunków. Tak naprawdę chodzi więc o zmianę struktury pochodzenia gazu importowanego (zmniejszenia udziału gazu rosyjskiego w imporcie z 75 do 50 proc.), bo poziom udziału źródeł krajowych już został osiągnięty.
Obecnie Polska jest jednym z krajów regionu, który odczuwa negatywne konsekwencje dominacji równoleżnikowego układu gazociągów, stworzonego w czasach zimnej wojny. Biegnące z Rosji rurociągi dostarczają przede wszystkim surowiec odbiorcom w Europie Zachodniej. Kraje położone pomiędzy producentem a finalnym odbiorcą mają charakter tranzytowy, a zarazem też pobierają gaz. Są przy tym w zdecydowanie gorszym położeniu, niż sąsiedzi z Zachodu, bo odziedziczona po epoce komunistycznej infrastruktura gazowa oznacza dominację lub nawet monopol rosyjskiego dostawcy.
Antidotum na to ma być rozbudowa gazociągów w układzie południkowym (Północ – Południe), przecinającym niekorzystny układ Wschód – Zachód. Bardzo ważne jest też jak największe podłączenie się do sieci gazowej „starej” Europy oraz budowa jak największej liczby interkonektorów między krajami regionu. To zmniejszy wrażliwość na potencjalne zakręcenie kurków przez Rosję – bo kraje regionu będą mogły się wspierać przesyłanym gazem. Budowa połączeń południkowych, służących wsparciu wzajemnemu w razie kryzysu oraz transportowi surowca nie rosyjskiego, a np. LNG, skandynawskiego i azerskiego, wzmocni też pozycję negocjacyjną regionu wobec Rosji. Tej rozbudowie łączników sprzyja zresztą Bruksela subsydiami ze specjalnego funduszu Connecting Europe Facility. Polska jest już połączona z europejskim systemem gazowym i buduje interkonektory z sąsiadami. Są już z Niemcami i Czechami, a ruszyła praca nad łącznikiem ze Słowacją, podpisano umowę z Czechami na kolejny łącznik. Ma też powstać interkonektor z Litwą, a mówi się też o pomyśle łącznika z Ukrainą. Polska jest też jednym z krajów regionu, który stawia na import LNG (Gazoport w Świnoujściu). Litwa już używa pływającego terminalu LNG w Kłajpedzie, swój terminal chce mieć Łotwa.
Dużo gorzej wygląda perspektywa zwiększenia własnej produkcji. Jak wspomniano wyżej, obecna ekipa rządząca nie wiąże już żadnych nadziei z łupkami. Szansa na pozyskanie większej ilości gazu z tego źródła została zaprzepaszczona. Częściowo na pewno rolę odegrały czynniki niezależne od rządzących, ale trudno przejść do porządku dziennego nad zaniechaniami i błędami naszych władz – przede wszystkim opieszałości koalicji PO-PSL i kilkuletnim zahamowaniu procesu legislacyjnego w tej dziedzinie. Do tego doszły niekorzystne warunki geologiczne, odkrycie w tym czasie łatwiejszych w eksploatacji złóż w innych krajach oraz dużo bardziej przychylna dla inwestora polityka podatkowa i przepisy w innych krajach.
Teoretycznie jest jeszcze inna możliwość pozyskiwania gazu w kraju. Chodzi o gazyfikację węgla, którego duże zasoby posiadamy. Ta opcja wciąż jednak znajduje się w powijakach i nie wiadomo, czy w ogóle zostanie rozwinięta. Ważnym i realnym elementem budowy bezpieczeństwa ma być natomiast rozwój zdolności magazynowych Polski – wg ocen PGNiG z obecnych 2,6 mld m³ do ponad 5 mld m³.
Jamalskie przekleństwo
Kwestia bezpieczeństwa energetycznego w sferze dostaw gazu w przypadku Polski sprowadza się do problemu redukcji uzależnienia od Rosji. Dopiero to pozwoli zapewnić stałe i nieprzerwane dostawy surowca (niezależne od decyzji czysto politycznych) oraz wynegocjować korzystniejsze warunki dostaw (cena, długość kontraktu itd.). A to będzie oznaczało wzmocnienie politycznej pozycji Polski wobec Rosji. Przy sprzecznych interesach geopolitycznych w regionie i agresywnej polityce Moskwy pozbawienie Rosjan narzędzia nacisku, jakim jest uprzywilejowana pozycja w dostawach gazu dla Polski, wyraźnie wzmocni bezpieczeństwo państwa polskiego.
Priorytetem jest dywersyfikacja dostaw gazu, nie tylko z innych niż wschodni kierunków, ale też innych źródeł. Uzyskanie dostępu do rynku LNG wpisuje się w szerszy trend europejskie, punkt drugi to budowa interkonektorów z krajami UE, wreszcie – to najtrudniejsze do realizacji – uzyskanie dostępu do surowca ze złóż norweskich i kaspijskich.
Kondycję polskiego sektora gazowego determinuje i będzie determinować w najbliższych latach tzw. kontrakt jamalski. W latach 90-tych podpisano z Rosją umowę o budowie dwóch nitek Gazociągu Jamalskiego (zrealizowano tylko pierwszą). W 1996 r. PGNiG podpisało wieloletni (na 25 lat) kontrakt z Gazpromem na dostawy tą drogą surowca. W 2010 r. rząd Tuska zaakceptował tzw. aneks do kontraktu jamalskiego. Początkowo była mowa o dostawach aż do 2037 r. Ostatecznie skończyło się na roku 2022. Umowa wzbudziła ogromne kontrowersje, bo przecież rok wcześniej udało się zawrzeć umowę z Katarem w sprawie dostaw LNG. Tymczasem aneks przewidywał zwiększenie importu rosyjskiego gazu o blisko 3 mld m³ rocznie – a więc ilość odpowiadającą w 2/3 planowanym dostawom przez Gazoport.
Niekorzystne dla Polski są też ustalone warunki dostaw rosyjskiego surowca. Mamy otrzymywać do 10,2 mld m³ gazu rocznie, z czego 85 proc. musimy odbierać według zasady „take or pay”, czyli trzeba za niego płacić, jeśli nawet w całości nie odbierzemy. Niekorzystna dla Polski jest przyjęta formuła cenowa. Na Zachód Gazprom dostarcza surowiec po stawce związanej z cenami spotowymi. Dla Polski jest to formuła związana z ceną ropy. I są to jedne z najwyższych cen w Europie. Według danych Gazpromu ujawnionych wiosną br. przez agencję Interfax, średnia cena dla odbiorców europejskich za 1000 m³ wynosiła w 2014 r. 341 dolarów. Polska natomiast płaciła 379 dolarów (Niemcy 323 dolarów, Węgry 338 dolarów, Słowacja 308 dolarów). W 2012 r.Polska też płaciła najwięcej – ok. 500 dolarów za 1000 m³ (zachodnioeuropejskie kraje średnio 440 dolarów). W 2013 r. cena dla Polski wynosiła 429 dolarów wobec średnio 385 dolarów dla Zachodu. Jeśli nawet udało się w 2012 r. uzyskać obniżkę ceny – po zwróceniu się PGNiG do Sądu Arbitrażowego w Sztokholmie – to wynikało to tylko z generalnej tendencji do obniżania przez Gazprom cen europejskim klientom. Na to samo prowadzące w tej sprawie negocjacje z Rosjanami PGNiG liczy teraz. Niedawno Gazprom zapowiedział, że w roku bieżącym średnia cena rosyjskiego gazu eksportowanego do Europy będzie niższa od pierwotnych oczekiwań i ukształtuje się na poziomie 235-242 dolarów za 1000 m³. W maju PGNiG skierowało do Sądu Arbitrażowego w Sztokholmie spór o formułę cenową z Rosjanami. Polacy domagają się rabatu. Niższe ceny na europejskich rynkach mogą stanowić pewien argument zarówno w tym postępowaniu, jak i w rozmowach dwustronnych.
Gazowe okno na świat
Decyzja o budowie terminalu LNG w Świnoujściu zapadła pod koniec 2006 r. Realizacja tego projektu, jednej z największych infrastrukturalnych inwestycji ostatnich dekad (wartość ok. 2,4 mld zł), oznaczająca uzyskanie możliwości sprowadzania gazu skroplonego, będzie największym dywersyfikacyjnym przedsięwzięciem po 1989 r. Umowę na dostawy LNG na 20 lat PGNiG podpisało z Qatargas w 2009 r. Gaz ma być dostarczany drogą morską do Świnoujścia, gdzie ma następować proces rozładunku statków LNG, magazynowania gazu skroplonego, regazyfikacji magazynowanego gazu oraz dostarczania surowca do systemu przesyłu gazu ziemnego. Zdolności regazyfikacyjne Gazoportu mają na początku wynosić 5 mld m³ gazu rocznie (jedna trzecia obecnego zapotrzebowania Polski). W razie konieczności, w ciągu kilku następnych lat możliwe ma być ich zwiększenie do 7,5 mld m³ na rok. Gaz katarski będzie droższy niż rosyjski (prawdopodobnie o ok. 1/3), ale samo posiadanie terminalu otworzy drogę do zawierania innych kontraktów, po niższej cenie. Tym bardziej, że ceny LNG na światowym rynku również spadają, a potencjalny eksport tego surowca przez USA jeszcze bardziej je obniży.
Według pierwszych planów Gazoport miał być gotowy do pełnego użytku już w 2011 roku. Polityka rządu PO-PSL doprowadziła jednak do opóźnień i kolejne zapowiedzi mówiły o 2014 r. I tego nie udało się dotrzymać. Obecnie mówi się o końcu bieżącego roku jako terminie uruchomienia terminalu. Realizująca inwestycję spółka Polskie LNG ogłosiła 10 września, że zawarto porozumienie z konsorcjum budującym terminal (jego liderem jest włoska Saipem – współpracująca m.in. z Gazpromem). Odbiór pierwszej partii gazu od Katarczyków ma nastąpić jeszcze w tym roku, a jeśli wykonawca jednak nie zdąży z oddaniem Gazoportu na czas, zapłaci za tę dostawę. Uruchomienie terminalu (w sensie technicznej możliwości odbioru LNG) jeszcze w tym roku nie będzie jednak równoznaczne z jego eksploatacją komercyjną. Ta nastąpi zapewne dopiero pod koniec drugiego kwartału 2016 r.
Terminal LNG ma być jednym z filarów naszego systemu bezpieczeństwa energetycznego. Jest drogą inwestycją (koszty budowy, wysoka cena gazu z pierwszego kontraktu z Katarem), ale może stać się dochodowym i strategicznie ważnym projektem nie tylko dla Polski po spełnieniu kilku warunków. Po pierwsze, pozyskania tańszego LNG, po drugie, znalezienia dla niego odbiorców w naszym regionie Europy (Słowacja, Ukraina, Białoruś), po trzecie zbudowania infrastruktury umożliwiającej eksport tego gazu. To jednak perspektywa odległa, teraz najważniejsze będzie wzmocnienie naszego bezpieczeństwa energetycznego. Przede wszystkim wzrośnie odporność na wszelkie zakłócenia dostaw z dominującego kierunku wschodniego – co, jak choćby pokazały już dwie „wojny gazowe” Rosji z Ukrainą oraz cykliczne spięcia na linii Moskwa-Mińsk, należy brać pod uwagę. Zwiększenie ilości surowca na rynku powinno przyczynić się do jego potanienia. PGNiG zaś wzmocni swoją pozycję negocjacyjną wobec Gazpromu.
Korytarz Północ-Południe
Gazoport w Świnoujściu może mieć duże znaczenie dla zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego nie tylko Polski, ale całego regionu. Stanie się tak w razie realizacji koncepcji gazowego Korytarza Północ-Południe złożonego z terminalu LNG nad Bałtykiem (północny koniec), chorwackiego terminalu LNG Adria na wyspie Krk na Adriatyku (koniec południowy) oraz interkonektorów łączących państwa leżące pomiędzy nimi (m.in. Polska-Czechy i Polska-Słowacja).
Inwestycje wpisujące się w tworzenie Korytarza Północ-Południe były centralną częścią pierwszego etapu (2009-2014) rozbudowy sieci gazociągowej przez Gaz-System (państwowy operator sieci gazociągowej). Powstało ponad 1200 km nowych gazociągów w Polsce i zwiększono z 1 mld m³ do 10 mld m³ rocznie techniczne zdolności importu gazu do Polski z krajów UE. W planach Gaz-Systemu ma to być fundamentem budowy zintegrowanego infrastrukturalnie rynku gazu w państwach Europy Środkowo-Wschodniej. Kontynuacja tych działań ma doprowadzić do sytuacji, w której Polska, na obszarze której zbiegałoby się wiele połączeń gazowych, zarówno w układzie południkowym, jak i równoleżnikowym, z dostępem do surowca rosyjskiego, LNG, a potencjalnie też skandynawskiego i kaspijskiego, stałaby się ważnym hubem gazowym dla całego regionu.
Przedłużenie osi Świnoujście – Krk byłoby możliwe: na północ dzięki budowie gazociągu Baltic Pipe na dnie Morza Bałtyckiego (200 km), łączącego polski i duński system przesyłowy, dającego dostęp Polsce do surowca norweskiego, zaś na południe dzięki połączeniu z realizowanym przy wsparciu UE gazowym Korytarzem Południowym (gazociągi Transkaspijski, Południowokaukaski, Transanatolijski, Transadriatycki, Jońsko-Adriatycki, Eastring) – dostęp do surowca kaspijskiego (Azerbejdżan, Turkmenistan) i być może irańskiego.
Obie ostatnie opcje są jednak obecnie mało prawdopodobne. Zagrożony może być też sam Korytarz Północ-Południe w formacie Świnoujście – Krk. Chodzi o pomysł firmy Polenergia budowy gazociągu równoleżnikowego Szczecin – Bernau (odświeżenie starej koncepcji forsowanej przez Aleksandra Gudzowatego). Jego położenie w pobliżu Gazoportu oraz planowana przepustowość (5 mld m³ rocznie) oraz źródło surowca (najpewniej rosyjski gaz sprowadzony do Niemiec Gazociągiem Północnym) podważałoby ekonomiczny sens istnienia i rozbudowy polskiego terminalu LNG. Zwłaszcza w świetle zadeklarowanej niedawno zapowiedzi rozbudowy Nord Stream.
Interkonektory
Wspomniany wyżej potencjalny element dywersyfikacji poprzez budowę gazociągu Baltic Pipe staje się coraz mniej zasadny z racji rozbudowy połączeń gazowych (interkonektorów) z systemami gazowymi unijnych sąsiadów i poprzez to coraz większy poziom integracji Polski z płynnym rynkiem europejskim. Tą drogą będzie można sprowadzać w razie potrzeby coraz większe ilości surowca.
W 2009 roku techniczne możliwości importu gazu wynosiły ponad 11 mld m³, a jedyną alternatywą dla kierunku wschodniego (Gazociąg Jamalski – od Gazpromu, połączenia z Ukrainą – od RosUkrEnergo, pośrednika de facto kontrolowanego przez Gazprom) był niewielki interkonektor w Lasowie na granicy z Niemcami. Jeszcze nawet w 2011 r. nasze możliwości pozyskania gazu od innych niż Rosja dostawców nie były większe, niż 10 proc. zapotrzebowania importowego. W ostatnich kilku latach nastąpił jednak znaczący rozwój na tym odcinku starań dywersyfikacyjnych (jeśli chodzi o kierunki dostaw).
Zwiększono przepustowość łącznika w Lasowie do 1,5 mld m³, kolejne połączenie, z Czechami w Cieszynie, to następne 0,5 mld m³. Bardzo ważne było uruchomienie latem 2014 r. na granicy z Niemcami instalacji pozwalających na tzw. fizyczny rewers gazu w Gazociągu Jamalskim. Pozwala on, w razie zatrzymania dostaw z Rosji dla Polski, sprowadzić z kierunku zachodniego do 5,5 mld m³ gazu przesyłanego Gazociągiem Jamalskim do Niemiec. Te trzy opcje dają łącznie 7,5 mld m³ gazu, które można by sprowadzić w razie kłopotów z Rosją. A jeśli dodać do tego rezerwy (2,6 mld m³ w magazynach) to jest to już 10 mld m³ – tylko 1 mld m³ poniżej poziomu importu. Pozwala to z większym spokojem podchodzić do potencjalnego kryzysu wywołanego wstrzymaniem dostaw ze Wschodu. A przecież nie można zapominać o tzw. rewersie wirtualnym, czyli możliwości pobierania dzięki instalacjom we Włocławku nawet ponad 8 mld m³ gazu rocznie z surowca płynącego tranzytem przez Polskę Gazociągiem Jamalskim poprzez zakup od zachodniego odbiorcy (opcja w razie wstrzymania dostaw Gazpromu dla Polski, przy ich utrzymaniu np. dla Niemiec).
Sytuacja pod tym względem ma się poprawiać jeszcze bardziej z każdym kolejnym rokiem. Plany są takie, żeby polskie możliwości importowe (ważne – nie realny import!) w ciągu pięciu lat sięgnęły aż 38 mld m³ gazu. Rozbudowa tych możliwości – gł. poprzez interkonektory – ma być ukierunkowana na zachód i południe, zmniejszać ma się natomiast udział kierunku wschodniego – a dokładniej rosyjskiego. Gaz-System chce do 2018 r. oddać do użytku łącznie ok. 800 km gazociągów, a do 2023 – kolejnych 1200 km. Działania w pierwszej fazie (do 2018 r.) mają się koncentrować na kierunku zachodnim i południowym, a w następnej (do 2023) na modernizacji krajowego systemu przesyłowego w Polsce wschodniej, integracji z rynkiem krajów bałtyckich oraz rozbudowy połączeń z Ukrainą pod kątem eksportowym (dotychczas głównie z tego kierunku gaz sprowadzaliśmy, choćby jako uzupełnienie dostaw od Gazpromu, a dopiero w ostatnich dwóch latach zaczęliśmy pompować na Ukrainę surowiec, zakupiony przez nią od zachodnich koncernów w ramach dywersyfikacji importu). W ciągu najbliższych ośmiu lat Gaz-System chciałby zbudować interkonektor ze Słowacją, drugi z Czechami, jak też z Litwą. Zwiększone mają być również możliwości importu surowca z Niemiec.
W sierpniu br. ruszyły prace projektowe dla polsko-czeskiego interkonektora Kędzierzyn-Koźle – Hat’. Trwają też wstępne procedury ws. połączenia z Litwą (gazociąg oddany w 2020 r. miałby ponad 500 km długości i docelową przepustowość ok. 4 mld m³). Jeśli chodzi o Ukrainę to możliwa jest modernizacja interkonektora w Drozdowyczach oraz budowa nowego Hermanowice-Strachocina (termin oddania – 2018 r.). Tą drogą Polska mogłaby eksportować gaz na Ukrainę, choćby nadwyżki z terminalu LNG. Planowane terminy oddania do użytku poszczególnych połączeń wskazują, że stronie polskiej zależy, aby jak najbardziej zwiększyć swe moce importowe przed 2022 rokiem, gdy wygasa kontrakt jamalski. Posiadanie alternatywnych możliwości sprowadzenia gazu wzmocniłoby poważne pozycję PGNiG w negocjacjach z Gazpromem ws. ewentualnej dalszej współpracy.
Na forum UE: szanse i zagrożenia
Obok własnych działań na rzecz zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego ważna jest aktywność na forum unijnym, wpływanie na energetyczną politykę Brukseli i wykorzystywanie jej założeń. Szczególnie dużo można w ten sposób osiągnąć na płaszczyźnie gazowej. Budowa wspólnego rynku gazu w Unii, łupkowa rewolucja na świecie i generalnie coraz mocniejsza pozycja europejskich odbiorców gazu wobec Rosji zmieniają gazowe relacje UE z tym krajem. Zmieniają w kierunku ograniczania dominującej roli Gazpromu i nabierania coraz bardziej biznesowego a nie politycznego charakteru tej współpracy. Zjawiska te są korzystne dla bardziej zależnych od Rosji w sferze gazowej krajów naszego regionu Europy i samej Polski. Bardzo dobrze widać to na przykładzie postępowania Komisji Europejskiego ws. monopolistycznych praktyk Gazpromu wobec krajów Europy Środkowej i Wschodniej. Należy tylko to wykorzystać – np. posługując się hasłem energetycznej solidarności UE. Im większe bowiem osłabienie pozycji Gazpromu na rynku europejskim, tym lepiej dla Polski i jej bezpieczeństwa energetycznego.
Przede wszystkim należy czerpać korzyści z tzw. trzeciego pakietu energetycznego, który w pewnej mierze można uznać za wspólną politykę UE wobec Gazpromu. Na przykładzie choćby Litwy widać, że mimo protestów i silnego lobbingu, Rosjanie ostatecznie ustępują pod presją – i rezygnują z monopolu na dostawy i jednocześnie dystrybucję surowca na lokalnym rynku. To także zapisy trzeciego pakietu energetycznego przyczyniły się w dużej mierze do porzucenia przez Gazprom projektu South Stream, zagrażającego m.in. naszemu dążeniu do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego całej Europy Centralnej. Polska nie powinna rezygnować z osłabiania wpływu rosyjskiej spółki na europejski rynek gazowy. Należy lobbować przeciwko rosyjskim projektom w rodzaju Nord Stream czy Turkish Stream i takim próbom rozbijania solidarność państw regionu jak choćby pomysł tzw. pieriemyczki.
Bruksela jest naszym sojusznikiem w walce z wpływami rosyjskimi w sektorze gazowym, czasem nawet wtedy, gdy o to nie prosimy. Tak było np. podczas negocjacji Polski z Rosją ws. aneksu do kontraktu jamalskiego w 2010 r. Komisja Europejska zakwestionowała wtedy umowę, jako niezgodną z prawem unijnym z powodu braku niezależnego operatora na polskim odcinku Gazociągu Jamalskiego.
W interesie Polski jest działanie mające osłabić Gazprom na całym unijnym rynku. Dlatego działać powinna na rzecz budowy wspólnego rynku gazowego oraz uzyskania dostępu UE do surowca z Morza Kaspijskiego niezależnie od Rosji. Celem powinno maksymalne zmniejszenie importu gazu rosyjskiego do Europy poprzez wspieranie projektów dywersyfikacyjnych i blokowanie projektów Gazpromu. Należy też opowiadać się za dalszą liberalizacją rynku i jak najczęściej wspólnym stanowiskiem UE wobec Rosji.
Głównym problemem i zagrożeniem dla naszego bezpieczeństwa energetycznego pozostaje bowiem egoizm poszczególnych państw UE, jeśli chodzi o współpracę z Rosją. Niektóre z nich, przede wszystkim Niemcy, w imię własnych interesów i relacji z Moskwą, gotowe są poświęcać bezpieczeństwo i interesy innych krajów UE. Tak stało się w przypadku Nord Stream (chodzi nie tylko o ominięcie Polski, ale też działania budowlane zagrażające projektowi Gazoportu). Jak realne to wciąż zagrożenie, mimo kryzysu ukraińskiego, pokazuje niedawno ogłoszony pomysł rozbudowy gazociągu na dnie Bałtyku oraz wkroczenie Rosjan do europejskiej infrastruktury gazowej. Na forum ekonomicznym we Władywostoku podpisano umowę dotyczącą budowy Nord Stream 2 przez Gazprom oraz zachodnie koncerny Shell, ÖMV, E.ON, BASF/Wintershall, Engie, sfinalizowano porozumienie, dzięki któremu Rosjanie uzyskają dostęp do powierzchni magazynowych na terenie północnych Niemiec oraz porozumienie o wymianie aktywów pomiędzy Gazpromem a BASF. Wszystko to oznacza umocnienie obecności Rosjan na niemieckim rynku, bardzo ważnym dla bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Źródło: Ośrodek Analiz Strategicznych
