Budowa Baltic Pipe na Morzu Bałtyckim rusza, ale jeśli Polska chce pozostać niezależna od Gazpromu, musi kontynuować dywersyfikację z użyciem projektów, które będzie coraz trudniej finansować w obliczu zaostrzenia polityki klimatycznej. Może potrzebować z Rosji albo innego kierunku 2,1-3,8 mld m sześc. w 2023 roku a długoterminowo FSRU i być może Baltic Pipe 2 – pisze Wojciech Jakóbik, redaktor naczelny BiznesAlert.pl.
Rusza budowa Baltic Pipe
Statek Castoro 1 należący do włoskiego Saipemu wyruszy piątego maja z portu w Rotterdamie na budowę morskiego odcinka Baltic Pipe na Morzu Bałtyckim. Inauguracja pracy przy bałtyckim odcinku gazociągu mającego dać gaz norweski Polsce oraz Danii będzie okraszona wystąpieniami polityków, także z Włoch. Na miejscu będą między innymi pełnomocnik rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski oraz prezes operatora sieci przesyłowej gazu Gaz-System. Polacy liczą na to, że odcinek morski zostanie ukończony do końca 2021 roku. Cały gazociąg ma być gotowy do października 2022 roku i pozwolić na zastąpienie kontraktu długoterminowego z Gazpromem dostawami gazu norweskiego ze złóż pod kontrolą polskiego PGNiG oraz kupionych od producentów pracujących na szelfie norweskim. Tak zwany kontrakt jamalski opiewa na maksymalnie 10,2 mld m sześc. rocznie do końca 2022 roku. Baltic Pipe pozwoli importować do 10 mld m sześc. rocznie od końca przyszłego roku.
Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju (KDPR) systemu przesyłowego gazu w Polsce na lata 2022-2031 konsultowany do 12 maja 2021 roku zakłada wzrost zapotrzebowania na gaz w Polsce w dekadę o nawet 50 procent ze szczytami zapotrzebowania rosnącymi o nawet 100 procent względem rekordów notowanych w latach 2019-2021 roku. Jeśli Polska potrzebuje obecnie około 20 mld m sześc. gazu rocznie, to w 2030 roku może to być już 30 mld m sześc., głównie ze względu na transformację energetyczną opalaną w latach dwudziestych gazem ziemnym, bo dopiero w latach trzydziestych ma ją wesprzeć atom. Pozostanie do zapewnienia możliwość utrzymania niezależności od różnych źródeł dostaw gazu zgodnie z unijną regułą N-1, to znaczy realizacji całego zapotrzebowania nawet w razie wyłączenia z użytku jednego ze źródeł dostaw. Do tego dochodzi rozporządzenie dywersyfikacyjne, które określa maksymalny udział dostaw z jednego źródła na 70 procent w latach 2017-2022 oraz 33 procent w latach 2023-2026. Oznacza to, że dostawy z jednego źródła rozumianego jako: punkt wejścia do systemu przesyłowego w Polsce, jak połączenia z krajami spoza Unii Europejskiej, dostawy lądowe oraz morskie liczone według państwa załadunku.
Warto podsumować źródła dostępne z początkiem 2023 roku, kiedy nie będzie już obowiązywał kontrakt jamalski z Gazpromem.
- Baltic Pipe będzie mógł zapewnić maksymalnie 33 procent dostaw do Polski, a zatem cała jego przepustowość 10 mld m sześc. rocznie będzie mogła zostać wykorzystana przy zapotrzebowaniu około 30 mld m sześc. Zapotrzebowanie w okolicach 20 mld m sześc. rocznie w 2023 roku pozwoli sprowadzać nim 6,6 mld rocznie przy rezerwacji przez PGNiG przepustowości na poziomie 8,2 mld m sześc. rocznie. To liczba orientacyjna, bo Gaz-System przewiduje w KDPR zapotrzebowanie krajowe w wysokości 19,3 mld m sześc. w 2023 roku. Skokowy wzrost zapotrzebowania na gaz ma nastąpić po 2024 roku wraz z pojawianiem się nowych jednostek gazowych.
- Następne źródła dostępne Polakom to dostawy gazu skroplonego. Terminal LNG w Świnoujściu zostanie rozbudowany do grudnia 2023 roku z obecnych 5 do 8,3 mld m sześc. rocznie, a więc powiększona przepustowość będzie dostępna od 2024 roku. Dostawy LNG w 2023 roku będą mogły wykorzystać w pełni obecną przepustowość gazoportu, czyli 5 mld m sześc., i będą zdywersyfikowane dodatkowo przez fakt, że PGNiG posiada umowy terminowe z kilkoma firmami z USA oraz jedną z Kataru. Instalacja jednostki do magazynowania i regazyfikacji FSRU w Zatoce Gdańskiej nie posiada jeszcze ostatecznej decyzji inwestycyjnej, ale mogłaby zapewnić od 4,5 do 8,2 mld m sześc. rocznie między 2026 a 2027 rokiem.
- Do dyspozycji będą także połączenia międzysystemowe z sąsiadami. To Gazociąg Polska-Litwa (GIPL) mający powstać do lipca 2022 roku i dawać dostęp do gazu skroplonego z FSRU w Kłajpedzie, w którym to obiekcie PGNiG jest wyłączną firmą przeładunkową do 2024 roku, dzięki czemu będzie mógł sprowadzać gaz gazociągiem i cysternami. Całkowita przepustowość FSRU na Litwie to 4 mld m sześc. roczne, z czego Polacy mogliby użyć 1,9 mld m sześc. zgodnie z mocą dostępną w GIPL w kierunku południowym oraz rozporządzeniem dywersyfikacyjnym. Ten gaz trafi między innymi do Elektrowni Ostrołęka C planowanej w Polsce północno-wschodniej. Kolejny projekt to Gazociąg Polska-Słowacja o przepustowości na północ 5,7 mld m sześć. rocznie, który ma być gotowy w 2021 roku, którego cała moc mogłaby zostać użyta w zgodzie z rozporządzeniem w 2023 roku. Następne źródło to Gazociąg Polska-Czechy o przepustowości 0,5 mld m sześć. rocznie do rozbudowy do mld m sześc. do 2027 roku zamiast projektu Stork II (do 6,5 mld m sześc. rocznie na północ) porzuconego przez czeski Net4Gas. Kolejne źródło to rewers wirtualny na Gazociągu Jamalskim dający dostęp ciągły do 5,5 mld m sześc. oraz przerywany do 2,7 mld m sześc. rocznie. Dostawy z tego kierunku będą zgodne z rozporządzeniem dywersyfikacyjnym. W 2023 roku nie będzie jeszcze zakończona modernizacja Gazociągu Jamalskiego, która pozwoli wykorzystać go do rozprowadzenia gazu z Baltic Pipe oraz LNG na północny wschód Polski, o której to możliwości pisałem w innym miejscu.
Czy Polska podpisze nową umowę z Gazpromem?
To podsumowanie oznacza, że Polska nie będzie potrzebowała umowy bezpośredniej z Gazpromem do realizacji całego zapotrzebowania na gaz w 2023 roku. Będzie mogła jednak skorzystać z takiej możliwości, jeżeli uzna ją za najbardziej opłacalną ekonomicznie. Do dyspozycji będą jednak także dostawcy europejscy w Niemczech, Czechach i Słowacji, z którymi Polacy nie mieli w przeszłości problemów politycznych, jak z dostawcą rosyjskim. Wolność wyboru dostawcy może sprawić, że również relacje z Gazpromem przybiorą charakter czysto handlowy, czego symptomem może być współpraca Rosjan po wyroku trybunału arbitrażowego na korzyść PGNiG w sporze z tą firmą oraz realizacja jego ustaleń bez problemów.
Polska będzie miała w 2023 roku 4 mld m sześc. gazu ziemnego z wydobycia krajowego, 6,6-8,2 mld m sześc. gazu z Baltic Pipe, a także 5 mld m sześc. LNG. Oznacza to, że będzie mogła zapewnić 15,6-17,2 mld m sześc. gazu z punktów wejścia nie licząc kierunku wschodniego. Reszta, czyli około 2,1-3,8 mld m sześc. będzie musiała pochodzić z pozostałych połączeń międzysystemowych. Należy się zatem spodziewać, że Polacy nie podpiszą z Rosjanami żadnej nowej umowy, wybierając dostawcę europejskiego, albo wybiorą kontrakt krótkoterminowy do 2024-27 roku z Gazpromem na mały wolumen podobny do innych zawieranych przez tę firmę w Europie w obecnych realiach.
Ciąg dalszy dywersyfikacji
Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych z lipca 2020 roku głosi, że „realizowane przez operatora systemu przesyłowego inwestycje dywersyfikacyjne będą nie tylko odgrywać kluczową rolę dla pokrycia rosnącego zapotrzebowania odbiorców na paliwa gazowe, ale w miarę zwiększania ilości energii elektrycznej wytwarzanej w jednostkach opartych o paliwa gazowe, będą również przyczyniać się w większym zakresie do zapewnienia stabilnych dostaw energii elektrycznej”. „Najistotniejszymi elementem rozbudowy infrastruktury pozwalającej na dywersyfikację dostaw gazu ziemnego do Polski pozostaje budowa gazociągu Baltic Pipe oraz zwiększenie dostępnych zdolności regazyfikacyjnych poprzez rozbudowę terminalu LNG w Świnoujściu i budowę pływającego terminalu regazyfikacyjnego w Zatoce Gdańskiej” – czytamy. Wzrost zapotrzebowania na gaz w Polsce w połączeniu z celem utrzymania niezależności od dostaw gazu z kierunku wschodniego będzie zatem rodził konieczność rozbudowy infrastruktury przesyłowej, a potem dalszego dostosowania jej do przepisów polityki klimatycznej Unii Europejskiej.
Zapotrzebowanie sięgające 30 mld m sześc. rocznie w 2030 roku oznaczałoby konieczność sprowadzania przy bardzo zgrubnych szacunkach do 10 mld m sześc. przez Baltic Pipe, 16,4 mld m sześc. LNG (maksymalne przepustowości gazoportu i FSRU od różnych dostawców) i 3,6 mld m sześc. przez interkonektory na granicach. Oznacza to wielomiliardowe inwestycje w kolejne moce przesyłowe pozwalające nie sięgać po gaz ze Wschodu albo korzystać z niego bez przymusu. Pierwsza opcja to FSRU, a druga do rozważenia to Baltic Pipe 2 pozwalający zmniejszyć zależność od gazu skroplonego. Kolejna fala drogich inwestycji to dostosowanie infrastruktury przesyłowej gazu do transportu gazów odnawialnych jak biometan i wodór, w celu utrzymania wsparcia unijnego oraz uzasadnienia biznesowego pracy tych magistral po 2050 roku, kiedy Unia Europejska chce osiągnąć neutralność klimatyczną, aby nie stały się aktywami osieroconymi. Administracja państwa powinna chronić regulacje pozwalające finansować modernizację infrastruktury w ten sposób w obliczu narastających dyskusji o tym, że środki unijne powinny wspierać jedynie projekty niezwiązane z paliwami kopalnymi, a zatem teoretycznie konwersja gazociągów pod gazy odnawialne może nie wchodzić kiedyś w grę, czego przykładem jest inicjatywa części państw europejskich w sprawie regulacji TEN-E opisana w BiznesAlert.pl. Gdyby zmiana regulacji poszła nie po myśli Polski, wspomniana FSRU mógłby nie zostać wpisany na nową listę Projektów Wspólnego Interesu (PCI), a co za tym idzie nie uzyskałby dofinansowania unijnego z Narzędzia „Łącząc Europę” (CEF). Póki co uzyskała taki status w 2019 roku.
Jakóbik: Polsko, nie prowadź na gazie nawet jeśli wygrasz taksonomię!
