Pod koniec zeszłego roku Unia Europejska zmieniła doktrynę dotyczącą wykorzystania gazu jako przejściowego surowca energetycznego używanego w drodze do osiągnięcia całkowitej dekarbonizacji. Mimo to w południowo-wschodniej Europie nadal trwa wyścig o ostatnie premiowane miejsca na regionalnym rynku gazowym. Najbardziej rozbudowaną sieć gazociągów przez lata udało się stworzyć Grecji. Chce jej w tym zakresie dorównać Chorwacja, która planuje budowę nowej instalacji do regazyfikacji LNG typu FRSU na malowniczej wyspie Krk. Spotyka się to ze sprzeciwem ekologów i mieszkańców pobliskiej miejscowości turystycznej Omisalj. Czy polityczne plany Zagrzebia mają realną szansę powodzenia w starciu z twardymi realiami ekonomicznymi? – zastanawia się Roma Bojanowicz, współpracowniczka BiznesAlert.pl.
Przez ostatnie kilka miesięcy do użytku oddano dwie potężne magistrale lądowe: Gazociąg Transanatolijski (TANAP) i Turkish Stream. Na koniec roku planowane jest uruchomienie Gazociągu Transadriatyckiego (TAP), czyli ostatni etap Południowego Korytarza Gazowego. Na początku stycznia Grecja, Cypr i Izrael podpisały porozumienie dotyczące budowy kolejnego rurociągu, który w perspektywie następnych 5 lat ma dostarczyć gaz na południe Europy – EastMed. Zarówno trasy TANAP, jak i TAP oraz EastMed przebiegają lub będą przebiegać przez terytorium Grecji. Do tego Ateny stawiają na rozwój infrastruktury do regazyfikacji LNG. W zeszłym roku rozbudowano istniejący 20 lat terminal do regazyfikacji na wyspie Revithoussa. Budowa drugiego w Grecji terminalu Aleksandroupolis LNG spotkała się z ogromnym zainteresowaniem ze strony międzynarodowych producentów gazu. W pierwszym teście rynkowym jaki zakończył się 31 grudnia 2018 roku na test ogłoszony przez Gastrade, spółki odpowiedzialnej za powstanie Aleksandroupolis LNG, odpowiedziało 20 firm. Wolumen zgłoszonego przez nie do regazyfikacji gazu wyniósł 12,2 miliarda m sześc., co znacząco przekracza możliwości techniczne określone w projekcie na 6,1 mld m sześc. rocznie. „Wysoce udany wynik pierwszej fazy testu rynkowego i duże zainteresowanie projektu LNG w Aleksandropolis przez wielu ważnych regionalnych i międzynarodowych graczy gazowych jest niezbędnym krokiem do realizacji projektu, a ostatecznie do poprawy pozycji energetycznej oraz dywersyfikację dostaw energii dla Grecji, Bułgarii i południowo-wschodniej Europy jako całości.”- czytamy na stronie Gastrade wypowiedź Konstantinosa Spyropoulosa, dyrektora zarządzającego spółki.
Projekt Aleksandroupolis LNG będzie się składał z morskiej pływającej jednostki magazynowania i regazyfikacji (FSRU) oraz podmorskiego i lądowego systemu gazociągów przesyłowych. Dzięki temu wszelkie nadwyżki ilości gazu nie wykorzystane na potrzeby wewnętrznego rynku będą dalej tłoczone do innych systemów przesyłowych w regionie, w tym do TAP. Prace budowlane mają ruszyć w drugim kwartale 2021 roku, a rozpoczęcie działalności komercyjnej zaplanowano na 2022 rok. Szacuje się, że koszt jego powstania wyniesie 380 milionów euro, z czego zakup samej pływającej jednostki regazyfikacyjnej to 240 milionów euro. Założenia techniczne projektu określają możliwości przerobowe FSRU na 700 tysięcy m sześc. na godzinę, a całkowitą pojemność magazynów na 170 tysięcy m sześc. Sama jednostka będzie zakotwiczona na morzu w północno-wschodniej Grecji 17,6 km na południowy zachód od miasta Aleksandroupolis i w odległości około 10 km od najbliższego brzegu.
Transport morski napędzany LNG
Obecne wsparcie unijne dla greckiej infrastruktury LNG nie ogranicza się jedynie do budowy nowej stacji odbierającej skroplony gaz. Pod koniec stycznia bieżącego roku państwowa spółka Public Gas Corporation (z greckiego DEPA) i Europejski Bank Inwestycyjny (EBI) podpisały umowę o finansowaniu budowy nowego statku bunkrującego LNG do użytku morskiego. EBI zobowiązało się wesprzeć projekt kwotą 20 milionów euro przeznaczonych na budowę pierwszej tego typu jednostki pływającej nie tylko w Grecji, ale i w całej wschodniej części basenu Morza Śródziemnego. Ta mobilna stacja paliw o pojemności do 3 tysiące m sześc. po pobraniu skroplonego gazu w terminalu LNG Revithoussa, będzie mogła przewieźć dalej paliwo i załadować je na jednostki napędzane LNG w macierzystym Pireusie, a także inne statki rozsiane po portach Grecji i całego regionu. Pożyczka gwarantowana przez Europejski Fundusz na rzecz Inwestycji Strategicznych (EFIS/Plan Junckera) pokryje 50 procent kosztów budowy statku-cysterny. Stronę grecką w tej umowie reprezentowała spółka DEPA, która zabezpieczyła kwotę 8,9 miliona euro jakie otrzymała od UE w ramach europejskiego działania „BlueHUBS”. Celem „BlueHUBS” jest ustanowienie łańcuchów dostaw dla dystrybucji gazu ziemnego do użytkowników portu w postaci skroplonego gazu ziemnego (LNG) dla statków i sprężonego gazu ziemnego (CNG) dla portowych pojazdów ciężkich i autobusów. Docelowo program ma ułatwić odbiór paliwa we wschodniej części regionie Morze Śródziemnego poprzez zapewnienie bunkrowania i tankowania LNG i CNG w porcie w Lemesos na Cyprze oraz w portach w Pireusie i Heraklion w Grecji.
Chorwackie marzenie o potędze gazowej
Rozwijanie infrastruktury dedykowanej skroplonemu gazowi stało się również priorytetem sąsiadującej z Grecją Chorwacji. Podczas ostatniego szczytu gospodarczego w Davos premier Chorwacji Andrej Plenković w wywiadzie dla dla RIA Novosti powiedział, że jego kraj mógłby stać się hubem gazowym dla Europy Środkowo-Wschodniej. Podstawą do stworzenia nowego centrum gazowego w regionie ma stać się nowy obiekt do regazyfikacji skroplonego gazu na wyspie Krk. – Podjęliśmy strategiczną decyzję o inwestycji w terminal LNG na wyspie Krk. Myślę, że jest to przede wszystkim ważne dla dywersyfikacji dostaw gazu. Myślę, że daje to nam (możliwość bycia – przyp. red.) „ wejściowym” hubem dla Europy Środkowej i Wschodniej. Taki jest pomysł. Myślę, że otwarcie tłoczni gazu z możliwością odwrócenia dostaw gazu pozwoli niebieskiemu paliwu, odbieranemu na Krk, na dotarcie na przykład do Węgier. To krok naprzód – oświadczył Plenković.
Pomysł budowy terminalu LNG w Omisalj na największej chorwackiej wyspie Krk pojawił się po raz pierwszy w połowie lat 90. XX wieku. Z taką propozycją wystąpiła wówczas chorwacka państwowa spółka naftowa INA. Wówczas projekt nie wyszedł poza etap badań i analiz. Ponownie koncepcja stworzenia infrastruktury do regazyfikacji powróciła na początku 2000 roku wraz z utworzeniem Adria LNG, międzynarodowego konsorcjum firm energetycznych. W jego skład weszły niemiecki E.ON Ruhrgas, francuski Total, austriacki OMV, czesko-niemiecki RWE i słoweński Geoplin. Przepustowości stacji przeładunkowej Adria LNG określono na 10 miliardów m sześc. rocznie. Zdaniem pomysłodawców miało to dać podstawę do stworzenia nowego hubu gazowego w regionie. Jednak brak zdecydowanych działań nakierowanych na rozwój spółki spowodował zamknięcie całego projektu w 2010 roku.
Niezależność gazowa za wszelką cenę
Dwie trzecie obecnego rocznego zużycia gazu Chorwacja zaspokaja importując paliwo z Rosji (około 2,04 miliardów m sześc. w 2018 roku). W 2017 roku jeden z głównych dostawców gazu w kraju, prywatna firma Prvo plinarsko društvo, podpisała 10-letni kontrakt z Gazpromem. Zgodnie z zapisami z umowy roczny wolumen zakupionego gazu ma wynosić około 1 miliarda m sześc. gazu. Pozostałą część krajowego zapotrzebowania na błękitne paliwo uzupełnia produkcja własna z pól gazowych znajdujących się na Adriatyku i w okolicach wschodniej Slawonii. Teoretycznie dzięki własnemu wydobyciu Chorwacji łatwiej jest zachować niezależność energetyczną w porównaniu do innych krajów UE. Jednak z roku na rok produkcja krajowa gazu spada, co coraz bardziej uzależnia Zagrzeb od importu gazu. Obecnie najbardziej dostępne jest paliwo od Gazpromu. Chcąc uniknąć nadmiernego przywiązania do Rosji, chorwacki rząd przyjął do realizacji „projekt o znaczeniu strategicznym” i na początku 2019 roku postanowił sfinansować budowę terminalu do regazyfikacji typu FSRU na turystycznej wyspie Krk. Według rządowych założeń koszt powstania pływającej jednostki regazyfikacyjnej oraz budowy pirsu wraz z niezbędną infrastrukturą wyniesie 233,6 miliona euro. Z tego aż 159,6 miliona euro zostanie przeznaczone na zakup powstałego w 2005 roku 280-metrowego norweskiego tankowca Golar Viking. Po zakończeniu przebudowy na FSRU statek zacumuje w docelowym miejscu niedaleko turystycznej gminy Omisalj. Manewr ten zaplanowano na okres między 30 września, a 30 października 2020 roku. Maksymalna wydajność jednostki została określona na 2,6 miliarda m sześc. gazu rocznie, co pozwoli na zaspokojenie aż 80 procent rocznego zapotrzebowania Chorwacji na błękitne paliwo.
Zagrzeb wystąpił do UE o pomoc przy sfinansowaniu projektu budowy FSRU na wyspie Krk. Pierwszy chorwacki terminal LNG na wyspie Krk wraz z działającym terminalem w Świnoujściu stanowią główną oś zwiększającą bezpieczeństwo energetyczne regionu korytarza gazowego Północ–Południe, łączącego Polskę z Chorwacją. W związku z tym Bruksela przyznała dotację z funduszy przeznaczonych na rozwój kluczowych transgranicznych projektów infrastrukturalnych, które mają połączyć systemy energetyczne państw członkowskich. Badanie opłacalności projektów infrastrukturalnych przeprowadza się dzięki użyciu procedury Open Season. Pomaga ona ustalić poziom zainteresowania podmiotów obecnych na rynku danym projektem i identyfikuje potencjalnych klientów. Jak podała Jelena Prtoric w artykule opublikowanym przez balkaninsight.com w trakcie pierwszego badania tą metodą firmą odpowiedzialną przeprowadzenie procedury Open Season była LNG Hrvatska. Po zamknięciu badania LNG Hrvatska otrzymała wiążące oferty zaledwie od dwóch kupujących: od państwowej grupy naftowej i gazowej INA i od państwowej spółki energetycznej Hrvatska elektroprivreda (HEP). Obie firmy określiły swoje roczne zapotrzebowanie na regazyfikację na poziomie 520 milionów m sześc. gazu. Według ustaleń Komisji Europejskiej minimalna roczna przepustowość terminalu gwarantująca rentowność inwestycji wynosi ponad 1,5 miliarda m sześc. gazu. Mimo tak niekorzystnych wyników procedury Open Season chorwacki rząd postanowił zrealizować projekt. Powstanie pierwszej w Chorwacji instalacji typu FSRU zostanie wsparte kwotą 101,4 miliona euro ze środków unijnego instrument „Łącząc Europę”. Kolejne 100 milionów euro wyłoży chorwacki rząd, natomiast pozostałe 32,6 miliona euro zapłacą trzy państwowe przedsiębiorstwa: koncern energetyczny HEP, operator systemu przesyłowego Plinacro oraz spółka realizująca projekt LNG Croatia.
Cel uświęca środki?
Wszystko ma swoje plusy dodatnie i plusy ujemne. W przypadku realizacji FSRU na wyspie Krk zabezpieczenie niezależności energetycznej kraju idzie w parze z potencjalnym zagrożeniem dla środowiska naturalnego. Jednymi z największych atutów Chorwacji są zarówno jej położenie nad ciepłym Adriatykiem, jak też wiele miast i miasteczek takich jak Split, których historia sięga jeszcze czasów starożytnych. Jak magnes przyciągają one rzesze turystów. Funkcjonowanie instalacji regazyfikującej LNG tak blisko miejscowości wypoczynkowych jak choćby Omisalji, czy ryzyko zanieczyszczenia środowiska naturalnego chemicznymi odpadami powstającymi w trakcie procesu regazyfikacji, zdaniem mieszkańców wyspy Krk może znacząco ograniczyć, a nawet całkowicie zniszczyć turystykę w tym malowniczym regionie. Kolejnym problemem z jakim musi się zmierzyć Zagrzeb jest kwestia braku zainteresowania międzynarodowych koncernów paliwowych wykorzystaniem mocy przerobowych nowego FSRU. Teoretycznie dzięki wykorzystaniu krajowej sieci przesyłowej i otwartego w połowie stycznia bieżącego roku interkonektora z Węgrami, LNG z terminalu na wyspie Krk można by tłoczyć do innych państw członkowskich UE, Słowenii, Włoch i Węgier, a także do krajów spoza UE, do Serbii i Czarnogóry.
Najwyraźniej perspektywa tłoczenia gazu z chorwackiego wybrzeża dalej na północ nie była zbyt atrakcyjna. I nie pomogła tu również deklaracja Budapesztu z 2018 roku o zakupie 1,7 miliarda m sześc. gazu pochodzącego bezpośrednio z terminalu na wyspie Krk.
Lepiej późno niż wcale?
Chorwacja, którą ominął Południowy Korytarz Gazowy (TANAP i TAP), spóźniła się o co najmniej dekadę z decyzją o budowie terminalu do odbioru LNG, co być może pozwoliłoby zrealizować marzenia o byciu regionalnym hubem gazowym. Dlatego wszelkie wypowiedzi premiera Plenkovicia w tym temacie należy traktować jako deklaracje czysto polityczne, nie mające większego oparcia w realiach ekonomicznych. Tym bardziej, że najbardziej na południe wysunięta sąsiadka Chorwacji, Grecja, skupiła na swoim terytorium kilka ważnych punktów związanych z tłoczeniem gazu i odbiorem LNG. Na terytorium Hellady znajdują się gazociągi: Posjedon, TANAP i TAP. W zeszłym roku rozbudowano terminal wyspie Revithoussa. Niedługo rozpoczną się prace nad budową FSRU Aleksandroupolis LNG, w której na początku stycznia 20 procent udziałów przejął bułgarski operator gazowy Bulgartransgaz. Dzięki interkonektorowi Grecja – Bułgaria (IGB), zregazyfikowany gaz z Aleksandroupolis LNG będzie mógł swobodnie popłynąć do Bułgarii i dalej do Serbii, Macedonii Północnej, Rumunii, Węgier, a także być może i na Ukrainę. Jak podają rosyjskojęzyczne media Sofia za swoje udziały w greckim FSRU zapłaciła 74 miliony euro. Za tranzyt gazu z Turkish Stream operator bułgarskiego GTS mógłby zarabiać zarabiał około 200 milionów dolarów rocznie. Mimo wszystko Bułgaria rezygnuje z zakupu błękitnego surowca z Rosji. Zgodnie z deklaracjami przedstawicieli bułgarskiego rządu, aż 50 procent zakupionego w tym roku gazu ma pochodzić z Azerbejdżanu i USA.
Zdaniem niektórych analityków jest to ogromny sukces amerykańskiego przemysłu gazowego. Jego przedstawicielom udało się wpisać w nową strategię UE dotyczącą uniezależniania się energetycznego od Rosji i rozszerzenia kierunków dostaw gazu. Jednak wprowadzenie przez Brukselę zasad Nowego Zielonego Ładu i plany całkowitej neutralności klimatycznej do 2050 roku każą zastanowić się nad realnym sensem budowy kolejnych instalacji do obsługi paliw kopalnych.
