Koncern Maersk Oil poinformował o planowanym zakończeniu w październiku 2018 r. wydobycia gazu ziemnego na największym polu gazowym Tyra na Morzu Północnym. Zdaniem norweskich mediów decyzja ta zwiększa potencjalną opłacalność ekonomiczną budowy Korytarza Norweskiego, który połączy złoża gazu ziemnego na szelfie norweskim przez terytorium duńskie z polskim wybrzeżem. Projekt dostaw gazu z Norwegii to szansa na rozwiązanie problemów dla Danii.
Jak pisze norweski portal e24.no, decyzja operatora (firmy Maersk Oil) o wygaszaniu wydobycia gazu ziemnego ze złoża Tyra na Morzu Północnym pozbawić może Danię znaczącego źródła dostaw gazu. Złoże Tyra stanowi obecnie 90 proc. całego wydobycia „błękitnego paliwa” w Danii. Co więcej już w obecnym momencie ze względu na coraz trudniejsze warunki geologiczne wydobycie staje się coraz droższe oraz niebezpieczniejsze. W roku 2016 Duńczycy poszukiwali możliwego rozwiązania lub inwestycji, które pozwoliłyby na kontynuowanie ekonomicznego wydobycia gazu ziemnego. Takiego rozwiązania nie udało się znaleźć. Zgodnie z prawem UE firma musiała poinformować krajowego regulatora o podjęciu decyzji o wygaszaniu wydobycia.
Duński rząd nie ustosunkował się jeszcze do decyzji koncernu. Wcześniejsze plany zakładały jednak możliwość powrotu do wydobycia gazu na złożu Tyra w 2020 roku, pod warunkiem inwestycji rzędu 30 mld duńskich koron. Zdaniem duńskich ekspertów decyzja Maersk Oil może być elementem strategii koncernu, który liczy na współpracę i współfinansowanie dalszych prac wydobywczych na złożu Tyra. W kwietniu 2016 r. operator duńskiego systemu przesyłowego, Energinet.dk poinformował, że zabezpieczeniu dla dostaw gazu na tamtejszy rynek może służyć połączenie gazowe z Norwegią.
Maersk Oil zapowiedział, że firma będzie kontynuować dialog z władzami duńskimi, aby ustalić jakie należy podjąć działania, by kontynuować w przyszłości wydobycie gazu na złożu Tyra.W ostatnich latach partnerzy koncernu, w tym Shell i Chevron, wydali ponad mld duńskich koron w celu kontynuowania eksploatacji surowca na tym złożu.
Energinet.dk opublikowało raport dotyczący bezpieczeństwa dostaw gazu, z którego wynika, że w sytuacji zakończenia wydobycia gazu na złożu Tyra, Dania będzie zmuszona w krótkoterminowej perspektywie zwiększyć dostawy surowca z kierunku Niemiec. Niezależnie od tego sieć gazowa będzie również bardziej podatna na rynkowe zawirowania. To zwiększa ryzyko dla systemu i zmusza do poszukiwania trwałej i realnej alternatywy. – W związku z tym należy rozważyć, czy konieczne będzie wdrożenie dodatkowych środków zabezpieczających – powiedział dyrektor rozwoju w Energinet.dk Søren Dupont Kristensen. Taką alternatywą, w szczególności po ostatniej decyzji Maersk Oil, może być Korytarz Norweski.
Rośnie liczba przesłanek za Korytarzem Norweskim
Jak zaznacza norweski portal, niezależnie od tego jaka będzie przyszłość złoża Tyra i przez ile lat będzie trwać jeszcze jego eksploatacja, wydobycie gazu w Danii spada z roku na rok. Norweski portal sugeruje, że fakt ten zbliża Oslo i Kopenhagę do podjęcia decyzji o budowie połączenia gazowego między oboma krajami w oparciu o ekonomiczne przesłanki.
Norweski operator systemu przesyłowego firma Gassco jest w stałym kontakcie z Energinet.dk oraz Gaz-Systemem – polskim i duńskim operatem. Firmy miały do końca 2016 roku zakończyć prace nad studium wykonalności projektu Baltic Pipe, polsko-duńskiego gazociągu. Dokument ma uwzględniać także inne elementy Korytarza Norweskiego, w tym „spinki” pomiędzy norweskim a duńskim systemem przesyłowym na Morzu Północnym. Zdaniem Gassco obecnie trwa etap prac koncepcyjnych. Pod koniec roku 2016 (8 grudnia) w Kopenhadze rozpoczęło się spotkanie informacyjne dla uczestników rynku w zakresie planowanej procedury Open Season oraz rozpoczętych konsultacji rynkowych dotyczących gazociągu Baltic Pipe. Procedura rezerwacji przepustowości na mającym powstać gazociągu ma rozpocząć się na początku 2017 roku.
Z informacji BiznesAlert.pl wynika, że w spotkaniu wzięły udział firmy zainteresowane bliższym harmonogramem i wymogami dla uczestników procedury Open Season: PGNiG, Hermes Energy Group (HEG), a także norweski Statoil oraz brytyjsko-holenderski Shell. Procedura Open Season powinna ruszyć na początku 2017 roku. Opisywane rozmowy miały niezobowiązujący charakter. Gaz-System oraz duński operator Energinet.dk wspólnie prowadziły warsztaty, w których udział wzięło także Gassco, operator systemu przesyłowego w Norwegii.
Norwegowie przypominają także, że Baltic Pipe jest na liście 195 projektów wspólnego zainteresowania, co pozwala na uzyskanie unijnego wsparcia na prace projektowe, a w kolejnej fazie na realizację tego projektu. Zdaniem Energinet.dk jest zbyt wcześnie, aby mówić o kosztach, jednak wstępne szacunki zakładają przedział 10-16 mld duńskich koron (6-10 mld zł według kursu z 21.12.2016 r.).
– Na obecnym etapie jest oczywiście zbyt wcześnie, aby podać dokładną kwotę. Zakres prac nad którymi pracujemy jest bardzo szeroki. Współpracujemy także z wieloma podmiotami – tłumaczyła w rozmowie z gazetą Ingeniøren menadżer projektu Sofie Leweson. Jak zaznaczyła Dunka, koszty inwestycji zostaną podzielone po połowie, a więc w zależności od tego firmy realizujące projekt poniosą koszty inwestycyjne rzędu 5-8 mld koron.
Znacznie bardziej wstrzemięźliwy w ocenie kosztów jest polski operator. – Właściwe koszty projektu będą znane po zakończeniu procedury Open Season, czyli po potwierdzeniu jakie wolumeny gazu będą przesyłane tą infrastrukturą – informuje spółka w przesłanym redakcji komunikacie.
Norweski portal przypomina z kolei wypowiedź Statoila, który podkreślił 2 lata temu, że byłby zainteresowany powstaniem gazociągu z Norwegii do Europy Środkowo-Wschodniej i dostawami gazu ziemnego, pod warunkiem jednak, że chęć zakupu gazu wykaże kraj, którego potrzeby są znaczące, taki jak Polska. Polacy zgłaszają już takie zainteresowanie.
We wrześniu 2016 r. podczas konferencji Nafta-Gaz-Chemia 2016 na temat Korytarza Norweskiego i roli norweskiej firmy w projekcie wypowiadał się przedstawiciel Statoil ds. marketingu i handlu Hay Fieten. Jego zdaniem obecne zmiany na rynku to bardzo ciekawy czas zarówno dla dostawców, jak i klientów. Jak podkreślił, Statoil ma do odegrania swoją rolę w kwestii bezpieczeństwa oraz elastyczności dostaw gazu do Europy. Wskazał on także na znaczenie projektu Korytarza Norweskiego. – Statoil będzie dla Polski partnerem gazowym. Jeżeli będą ku temu warunki, to możemy podjąć się długoterminowych dostaw – zaznaczył wówczas Fieten. Spadające krajowe wydobycie gazu w Danii może być jednym z elementów wzmacniających ekonomiczne przesłanki za realizacją Korytarza Norweskiego.
Pieniądze z tranzytu dla Danii
Kolejnym argumentem, na który zwraca uwagę norweski portal, wzmacniającym biznesowe uzasadnienie, są opłaty tranzytowe. Dzięki powstaniu Korytarza Norweskiego oraz przepływowi gazu do Polski oraz krajów sąsiednich, w tym do Ukrainy, Czech, Słowacji czy Litwy, wzrosną wpływy z opłat tranzytowych za wykorzystanie duńskiej infrastruktury, co może przełożyć się na niższe ceny przesyłu gazu na tamtejszym rynku.
Korytarz
Projekt Korytarza Norweskiego, a więc połączenia szelfu norweskiego poprzez Danię z polskim wybrzeżem, zakłada budowę pięciu elementów:
- budowę po duńskiej stronie „spinki” (tie-in) do norweskiego systemu przesyłowego na Morzu Północnym, która połączy Danię z Norwegią i umożliwi przesył surowca;
- rozbudowę istniejącej zdolności przesyłowej w Danii z zachodu na wchód;
- budowę połączenia gazowego między Polską a Danią (Baltic Pipe);
- budowę tłoczni gazu;
- rozbudowę polskiego systemu przesyłowego.
Zgodnie z pracami nad studium wykonalności projektu, które miały zakończyć się do końca 2016 r., projekt dotyczy analizy planu budowy gazociągu Baltic Pipe (o przepustowości do 10 mld m3) oraz pozostałych elementów Korytarza Norweskiego. Inwestycja zgodnie z informacjami Gaz-Systemu oraz Energinet.dk powinna być gotowa do 2022 roku.
