Potencjalnie niższe koszty utrzymania infrastruktury, zwiększenie bezpieczeństwa oraz realizacja zmieniającego się prawa w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu – to podstawowe argumenty za realizacją projektu Baltic Pipe, które przemawiają do Duńczyków. Szczegóły i argumenty popierające ten projekt zostały zawarte w rocznym sprawozdaniu, dotyczącym bezpieczeństwa dostaw za 2017 rok, które opublikował duński operator Energniet.dk. – pisze redaktor portalu BiznesAlert.pl, Bartłomiej Sawicki.
Styczeń przyniósł kolejne punkty realizacji projektu gazociągu Baltic Pipe. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, jedyna firma, która zgłosiła się w procedurze rezerwacji przepustowości gazociągu, podpisała umowy przesyłowe z polskim operatorem – firmą Gaz – System oraz duńskim operatorem Energniet.dk. Zakończono tym samym procedurę Open Season, która rozpoczęła się w ubiegłym roku. Z informacji Gaz – Systemu wynika, że przydzielona przepustowość wynosi łącznie:
• Punkt Wejścia Morze Północne (NO->DK): 10 600 MWh/h,
• Punkt Wejścia Baltic Pipe (DK->PL) i Punkt Wyjścia Baltic Pipe (DK->PL): 10 600 MWh/h,
• Punkt Wejścia Baltic Pipe (PL->DK) i Punkt Wyjścia Baltic Pipe (PL->DK): 0 Mwh/h.
Oznacza to, po przeliczeniu przesył ok, 8, 4 mld m sześc. gazu rocznie. Należy podkreślić, że 10 proc. planowanej przepustowości technicznej zostało zarezerwowane dla produktów krótkoterminowych. Wynika to z prawa Unii Europejskiej. Gaz – System złożył także w styczniu do Ministerstwa Gospodarki Morskiej i Żeglugi Śródlądowej oraz Urzędu Morskiego w Szczecinie i Słupsku wnioski o wydanie decyzji administracyjnych, uzgadniających warunki układania i utrzymywania podmorskiego gazociągu Baltic Pipe. Chodzi o decyzję lokalizacyjną dla projektu. Wnioski mają być także opiniowane przez władze trzech gmin (Rewal, Trzebiatów, Mielno), na terenie których rozważane jest wyprowadzenie gazociągu na ląd.
W Danii zaś z końcem stycznia minął czas na składanie pytań, wątpliwości czy propozycji dotyczących trasy przebiegu gazociągu przez terytorium Danii.
Trzech muszkieterów
Każdy z trzech operatorów – polski Gaz – System, duński Energinet.dk oraz norweski Gassco – wykonuje prace po swojej stronie. Duńczycy projektują trasę, tłocznie gazu, podkreślając, że z ich perspektywy gazociąg przesyłowy to szansa na obniżenie kosztów surowca dla odbiorców w kraju, dzięki opłatom tranzytowym.
Polska podkreśla, że, jak pokazują doświadczenia krajów na Zachodzie, połączenie z norweskim gazem zapewnia dostęp do niezawodnego źródła, czego nie można powiedzieć o dostawach z kierunku wschodniego. W ciągu ostatnich lat polska spółka odnotowała co najmniej 6 przerw w dostawach gazu ze wschodu, które wcześniej nie były zgłaszane. Przyczyn większości z nich nie poznaliśmy do dziś. Jak mówił podczas konferencji Nafta – Gaz – Chemia w 2016 roku wiceprezes PGNiG ds. handlowych Maciej Woźniak, tylko w lecie owego roku wystąpiły trzy przerwy w dostawach gazu ze wschodu. – Stały się one niestety prawie rutyną. I tak naprawdę nigdy nie zostały one do końca wyjaśnione, choć oczywiście były rozliczone. Mamy jednak do czynienia ze stałym, podwyższonym alarmem, który wciąż nie jest nam obcy, to jest bardzo istotne. – powiedział wówczas wiceprezes PGNiG. Jakby na potwierdzenie tych słów, kilka miesięcy później, w połowie 2017 roku do Polski przez kilkadziesiąt godzin docierał gaz zawodniony, który nie mógł być odbierany przez polską stronę.
Dodatkowo – zdaniem PGNiG – warunki kontraktu jamalskiego mają być niekonkurencyjne w stosunku do cen, które panują na giełdach europejskich. PGNiG ograniczyło w ubiegłym roku odbiór paliwa do minimalnych wielkości, przewidzianych w kontrakcie, zwiększało zaś odbiór z Gazoportu i z giełdy niemieckiej. Gaz z Norwegii da także Polsce, trzecie stałe źródło dostaw po terminalu i połączeniach międzysystemowych z naszymi sąsiadami. PGNiG nie wyklucza, że w przyszłości, po 2022 roku – a więc dacie wygaśnięcia umowy jamalskiej – będzie kupować gaz z Rosji, ale jeśli tak, to mogą być to krótkoterminowe umowy. Warunkiem mają być jednak konkurencyjne warunki umowy.
W grze jest także trzeci, norweski operator, firma Gassco. Ona jednak w zakresie infrastruktury jest praktycznie przygotowana do przesyłu dodatkowych ilości surowca. Jesienią zeszłego roku w rozmowie z portalem Upstream, firma Gassco potwierdziła, że prowadzi badania koncepcyjne, w imieniu duńskiego operatora Energinet.dk, w sprawie połączenia mającego powstać gazociągu z istniejącą infrastrukturą gazową na Morzu Północnym. – Możemy zapewnić wystarczającą ilość gazu w naszej sieci gazowej i jesteśmy pozytywnie nastawieni do tej inicjatywy tak długo, jak norweskie zarządzanie aktywami i infrastrukturą zostanie uwzględnione – zapewniła wówczas firma. Zadanie infrastrukturalne i logistyczne będzie polegać na zaprojektowaniu i wykonaniu wpinki systemu duńskiego do norweskiego. W przypadku Baltic Pipe chodzi o Europipe II. Mimo sąsiedztwa z gazociągami EuroPipe i EuroPipe II, Dania jak dotychczas nie była do nich podłączona. To dodatkowy walor z punktu widzenia legislacyjnego i bezpieczeństwa, o czym można przeczytać w dalszej części tekstu.
Naimski: Baltic Pipe będzie konkurencyjny względem innych szlaków. Umowy w drodze
Norwedzy chcą sprzedawać gaz
Jeszcze w czasie prac nad Studium Wykonalności projektu, wiosną 2016 roku, portal BiznesAlert.pl uzyskał od Gassco informację o otrzymaniu wniosku od duńskiego operatora sieci przesyłowej Energinet.dk oraz polskiego Gaz-Systemu, dotyczącego przeprowadzenia wstępnego studium wykonalności połączenia z norweskim gazowym systemem przesyłu. – Wykonaliśmy ograniczoną analizę techniczną, dotyczącą tego połączenia – informowała wówczas portal BiznesAlert.pl Lisbet Kallevik rzeczniczka Gassco. Norwegowie nie partycypują bezpośrednio w projekcie na etapie prac budowlanych, przesyłowych i rynkowych, ponieważ na tym etapie to nie ich rola. Mają praktycznie gotową infrastrukturę, poza wpinką między duński a norweski system.
Norwegom zależy na biznesie, a w ich rozumieniu to sprzedaż gazu. PGNiG poprzez spółkę zależną, PGNiG Upstream International, jest obecnie udziałowcem 21 koncesji w Norwegii. Do 2022 roku, a więc do czasu rozpoczęcia pracy całego Korytarza Norweskiego, gdzie Baltic Pipe jest jednym z pięciu elementów, PGNiG chce wydobywać 2,5 mld m sześc. gazu. Brakujące ilości surowca mają być pozyskiwane na tamtejszym rynku. Należy także pamiętać, że w Norwegii udziały w 28 koncesjach ma również Grupa Lotos. Mimo, że gdański koncern, ze względu na działalność podstawową celuje w ropę, niewykluczone, że także włączy się w przesył surowca do Polski. Grupa na razie obserwuje sytuację, ale żadnych decyzji nie podjęła. Niezależnie od tej decyzji PGNiG będzie musiało nabywać na norweskim rynku ok 6 mld m sześc. gazu. To dla firm jak Statoil możliwość dodatkowego zarobku, poprzez sprzedaż własnego surowca. Norweskie firmy wejdą aktywniej w rozmowy wówczas, kiedy zostanie podjęta finalna decyzja inwestycyjna, która jest spodziewana pod koniec 2018 roku.
Dania liczy na bezpieczeństwo
Warto sięgnąć do raportów przygotowanych przez duńskiego operatora, firmę Energniet.dk. W rocznym raporcie o bezpieczeństwie dostaw gazu za rok 2017, Energinet, podkreśla, że projekt będzie miał pozytywny wpływ na duńskich klientów, odbiorców gazu. – Zwiększony przepływ gazu w duńskim systemie gazowym powinien zapewnić bardziej stabilne taryfy gazowe oraz dodatkowo, dostęp do innych źródeł zaopatrzenia, co wzmocni bezpieczeństwo dostaw.
Energniet.dk przypomina, że jesienią 2017 roku firmy zajmujące się obrotem gazem złożyły wiążące oferty i zabezpieczyły przepustowość gazociągu Baltic Pipe. – Jest zatem jasne, że popyt będzie na tyle duży, aby kontynuować pracę w sprawie działalności technicznej i gospodarczej – tłumaczy duński operator.
Duńczycy zaznaczają, że Polska, podobnie jak inne kraje w regionie Europie Środkowej i Wschodniej, jest zależna od gazu z Rosji. – Projekt Baltic Pipe zapewni Polsce, Danii i innym krajom w regionie dostęp do norweskiego gazu. Baltic Pipe da również Danii pośredni dostęp do globalnego rynku skroplonego gazu ziemnego (LNG) za pośrednictwem polskiego terminalu w Świnoujściu – podkreśla spółka. Należy pamiętać, że gazociąg będzie dwukierunkowy, a zatem przesył będzie mógł się odbywać w dwie strony. Pod koniec 2016 roku zakończono Studium Wykonalności. Przeprowadzono niewiążące badanie rynku, które miało na celu wstępne określenie zainteresowania projektem Baltic Pipe, wraz z poziomem przepustowości niezbędnym do przeprowadzenia analiz opłacalności projektu. Wynik tego badania był pozytywny i na jego podstawie określona została przepustowość Projektu Baltic Pipe na poziomie do 10 mld m sześc. rocznie do Polski oraz do 3 mld m sześc do Danii i Szwecji. Warto jednak pamiętać, że zgodnie z informacją o zakończeniu procedury Open Season nie zarezerwowano przepustowości na gaz mający płynąć z kierunku Polski do Danii i Szwecji.
Wiosną 2016 roku Johnny Thomas Holst, ówczesny rzecznik duńskiego operatora gazociągów przesyłowych Energinet.dk, powiedział, że w ocenie Energinet.dk takie kraje jak Finlandia, kraje bałtyckie, Polska, Szwecja i Dania znajdują się na ścieżce „jedwabnego szlaku” pomiędzy dwoma największym dostawcami gazu do UE, Rosji i Norwegii. Litwini i Polacy, podobnie jak inne kraje w UE, dysponują terminalami LNG, które są w stanie importować znaczne ilości gazu w sytuacji, gdy ceny gazu skroplonego na światowych rynkach są konkurencyjne względem dostaw gazu infrastrukturą lądową. – Widzimy więc, że istniejące terminale LNG mogą umożliwić w przyszłości uczynienie europejskiego rynku gazu bardziej konkurencyjnym i zintegrowanym – tłumaczył wówczas rzecznik Energinet.dk.
Dania da Polsce norweski gaz. Polska może dać Danii LNG. „3-10 mld m3 rocznie”
Standard N-1 – wyzwanie dla Danii
We wspominanym raporcie, który ukazał się w grudniu zeszłego roku, podkreślono, że dostęp do „dwóch alternatywnych źródeł dostaw generalnie zwiększy bezpieczeństwo Danii”. Chodzi o zmianę unijnego rozporządzenia o bezpieczeństwie dostaw gazu, która weszła w życie 1 listopada 2017 roku. – Duńska sytuacja podażowa musi uwzględniać odniesienie do zmienionego rozporządzenia UE, które, między innymi, określa bardziej rygorystyczne wymagania dla solidarności między krajami UE – wskazuje Energniet.dk.
Patrząc na sprawę z duńskiej perspektywy, gazociąg może pomóc w zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw, w czasie kiedy złoża gazu w duńskiej części Morza Północnego są na wyczerpaniu. Co prawda rząd Danii oraz firma Maersk Oil doszły do porozumienia ws. modernizacji instalacji wydobywczych i kontynuacji eksploatacji na największym złożu Tyra, jednak przedłuży to żywotność o kilka – kilkanaście lat. Dania może wówczas stać się importerem gazu netto.
Przed 2011 rokiem Szwecja i Dania były w 100 proc. zależne od dostaw gazu z Morza Północnego. W sytuacji, kiedy tamtejsze wydobycie spada lub jest czasowo wstrzymywane, gaz sprowadzany jest okresowo z Niemiec. Dania spełnienia obecnie wymogi bezpieczeństwa UE w ramach rozporządzenia o bezpieczeństwie dostaw gazu ziemnego (SoS) w zakresie standardu N-1. Rozporządzenie o bezpieczeństwie dostaw gazu (SOS), to regulacja wymuszająca na krajach członkowskich Unii Europejskiej przygotowanie krajowych planów bezpieczeństwa dostaw. Zmusza także do dostosowania umów tak, aby zapewniały bezpieczny i nieprzerwany transport surowca. Przepis tego rozporządzenia odnosi się do potencjalnej usterki największej, pojedynczej infrastruktury dostaw gazu do danego kraju. Wprowadza zasadę N-1. W momencie awarii tego rodzaju infrastruktury, państwa członkowskie powinny być w stanie kompensować niedobór dostaw. Dania realizuje to rozporządzenie. W sytuacji kryzowej gaz mogą dostarczyć Niemcy. Jednak jest to ryzykowny wariant, zwłaszcza po wejściu w życie znowelizowanego rozporządzenia o bezpieczeństwie dostaw gazu. Jeśli dla przykładu wydobycie gazu z duńskiej części Morza Północnego zakończy się na stałe lub wystąpią przerwy w wydobyciu, wówczas Dania nie będzie spełniać standardu N-1 zgodnie z zapisami rozporządzenia. Po powstaniu postulowanego Korytarza Norweskiego będzie mogła awaryjnie skorzystać gazowego połączenia z Norwegią lub z polskiego terminalu LNG. Standard N-1, zgodnie z treścią rozporządzenia, opiera się na wzorze i opisuje zdolność techniczną infrastruktury gazowniczej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu pojedynczej, największej infrastruktury gazowej w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania, występującym statystycznie raz na 20 lat.
Dostęp do dwóch alternatywnych źródeł dostaw w obliczu zmienionego rozporządzenia zwiększy bezpieczeństwo dostawy w Danii. Obecnie badania muszą pokazać, w jaki sposób Baltic Pipe wpłynie na połączenie z Energinet.dk, współpracę z firmami sieciowymi w celu zapewnienia wspólnego kryterium dla decyzji w sprawie połączenia, jednolitego standardu usług itp. Warto wspomnieć, że Dania zużywa rocznie ok. 3 mld m sześc. gazu. Moc polskiego terminalu, to obecnie 5 mld m sześc. Jednak do czasu, kiedy Baltic Pipe ma powstać, a więc do 2022 roku, ma być już gotowa rozbudowa obiektu o dwa regazyfikatory oraz nowe nadbrzeże. Wówczas moce obiektu wzrosną o kolejne 2,5 mld m sześc. Dania na wypadek kryzysu mogłaby skorzystać z mocy obiektu poprzez istniejącą już wówczas rurę do Danii. To oczywiście teoria, jednak zgodnie z prawem takie rozwiązania muszą być uwzględnione i analizowane, a awaryjne scenariusze gotowe do zastosowania.
Reasumując, dostęp do gazu z Norwegii czy terminalu LNG może poprawić duńską sytuację podażową, w odniesieniu do zmienionego rozporządzenia UE, które, między innymi, określa bardziej rygorystyczne wymagania dla solidarności między krajami UE.
Aspekt ekonomiczny
Spółka zapewnia, że zainteresowanie Danii projektem Baltic Pipe dotyczy również zapewnienia niskich i stabilnych taryf na gaz w nadchodzących latach. – Spodziewamy się, że konsumpcja gazu w nadchodzących latach spadnie. To oznacza, że będzie coraz mniej konsumentów do pokrycia kosztów eksploatacji i utrzymania sieci gazowej. Jeśli Baltic Pipe powstanie, wówczas przepływy gazu przez Danię potroją się, przekładając się na stabilizację lub spadek wysokości taryf.
Sawicki: Dania za Baltic Pipe. Przesądziły argumenty ekonomiczne
„Róbmy swoje”
Finalna decyzja inwestycyjna dla Baltic Pipe ma zapaść do końca 2018 roku. Wydaje się, że niezależnie od sytuacji związanej innymi projektami, które mają powstać w podobnym czasie, mowa tu o Nord Stream 2, strony polska i duńska powinny postępować zgodnie z refrenem utworu śp. Wojciecha Młynarskiego.
Róbmy swoje!
Pewne jest to jedno, że
Róbmy swoje!
Póki jeszcze ciut się chce,
Skromniutko, ot, na własną miarkę
Zmajstrujmy coś, chociażby arkę!
