Menu
Patronat honorowy Patronage
  1. Główna
  2. >
  3. Rynek
  4. >
  5. Bałtycka rura gotowa. Ale po ile ten gaz?

Bałtycka rura gotowa. Ale po ile ten gaz?

Otwierany z wielką pompą Baltic Pipe ma nam zapewnić bezpieczeństwo energetyczne. Rura będzie więcej niż do połowy pełna, ale firmy liczą czy będzie ich stać na ten gaz
gaz rura

Jak głosi powiedzenie, sukces ma wielu ojców, ale tutaj bez wątpienia najważniejszym jego autorem jest były już pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej Piotr Naimski. Polityka bywa paskudna, ponieważ nie dane było mu doczekać na stanowisku do otwarcia swojego dzieła. Latem tego roku Naimski został niespodziewanie zdymisjonowany z niejasnych powodów. Wśród nich wymienia się sprzeciw wobec mocarstwowych planów prezesa PKN Orlen Daniela Obajtka połączenia Orlenu, Lotosu i PGNiG.

Nie da się jednak zaprzeczyć, że to Naimski przez lata był spiritus movens planu budowy gazociągu sięgającego norweskich złóż i uniezależnienia się w ten sposób od dostaw z Rosji. Jako pełnomocnik był aktywny na wielu polach, ale Baltic Pipe było jego oczkiem w głowie. 

Gaz norweski był dobry, ale węgiel lepszy

Koncepcja zdobycia dostępu do gazu innego niż z Rosji pojawiła się już w 1991 roku. W 1992 ówczesne ministerstwo przemysłu i handlu  przygotowało nawet dokument dotyczący perspektyw dywersyfikacji dostaw gazu, w którym jako jeden z głównych kierunków wskazano Norwegię. Jednak z objęciem rządów przez SLD i PSL prace te przerwano i podpisano kontrakty, przewidujące budowę gazociągu jamalskiego oraz wieloletnie dostawy rosyjskiego gazu. 

Pomysł powrócił w czasach rządu Jerzego Buzka, kiedy norweskie firmy zaproponowały Polsce dostawy gazu, ale poprzez system europejskich gazociągów. Z kolei polski rząd nalegał na budowę nowego gazociągu przez Danię. Pod koniec rządów AWS, w 2001 r. PGNiG podpisało kontrakty z duńskim DONG (dziś Ørsted) na dostawy 16 mld m sześc. gazu w latach 2003-2010, a potem z 5 norweskimi firmami na 74 mld m sześc. w latach 2008-2024, docelowo po 5 mld m sześc. rocznie. I właśnie te kontrakty miały stać się podstawą budowy gazociągu Baltic Pipe. PGNiG i DONG utworzyły nawet konsorcjum dla zbudowania rury. W tym samym roku do władzy wróciły SLD i PSL, stopniowo uruchamiano już gazociąg jamalski, a do Polski trafiał już gaz z kontraktu jamalskiego. W 2003 roku PGNiG poinformowało, że norweski Statoil uznał, iż nie widzi możliwości uplasowania w Polsce dodatkowych 5 mld m sześc. gazu rocznie, w związku z czym nie ma ekonomicznych podstaw dla budowy Baltic Pipe.

Przestawienie energetyki na gaz powodowałoby ograniczenie zużycia węgla i konieczność zamykania kolejnych kopalń. Rząd Leszka Millera borykający się z problemem wysokiego bezrobocia bał się takich decyzji i  umowę unieważnił. Pomysł upadł na ponad dekadę. 

Rura wraca z wielką pompą

Baltic Pipe powróciło wraz z przejęciem rządów przez PiS w 2015 r. i objęciem przez Piotra Naimskiego funkcji pełnomocnika rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej. Pomysł wrócił już w innej rzeczywistości regulacyjnej, zgodnie z prawem UE co do zasady budową i eksploatacją ważnych gazociągów mieli zajmować się operatorzy, niezależni od firm obracających gazem i finansujący swoje inwestycje z taryf – opłat pobieranych za przesył gazu. W Polsce operatorem systemu przesyłowego jest od 2003 roku spółka Gaz-System.

Pod koniec 2015 roku projekt Baltic Pipe znalazł się na liście przedsięwzięć do dofinansowania przez UE, a na początku 2016 roku Gaz-System i duński operator Energinet ogłosiły, że przygotowują studium wykonalności. Jednocześnie PGNIG ujawniło, że rozmawia z firmami duńskimi i norweskimi o dostawach gazu, a Naimski stwierdził, że kontrakt jamalski nie zostanie przedłużony poza rok 2022, ponieważ do tego czasu Baltic Pipe będzie gotowe. I będzie to moment uwolnienia się od gazu rosyjskiego raz na zawsze. 

Baltic Pipe

Rurą po mapie

Zgodnie z projektem, system Baltic Pipe zaczyna się na Morzu Północnym od tzw. wpinki, włączenia się do gazociągu Europipe II, którym gaz z Norwegii płynie do Zachodniej Europy. Ta podmorska część liczy 105 km, potem biegnie przez Jutlandię, cieśninę Mały Bełt, wyspę Fionia, cieśninę Wielki Bełt, wyspę Zelandia i przez Bałtyk do Polski. 

W Polsce projekt wymagał budowy kilku gazociągów, powstających w ramach tzw. Korytarza Północ-Południe, rozbudowy i budowy tłoczni.

Na terenie Danii nowy gazociąg częściowo korzysta z duńskich rur, np. przekraczając Wielki Bełt. Są też odcinki, biegnące równolegle do gazociągów duńskich. Jak się okaże, będzie to miało duże znaczenie w przyszłości. 

Naimski pilnował realizacji pomysłu konsekwentnie i drobiazgowo, zadbał np. o objęcie całej infrastruktury Baltic Pipe tzw. specustawą przesyłową, ułatwiającą proces inwestycyjny. Przekonał też Duńczyków, że nowy gazociąg przez ich terytorium będzie dla wszystkich opłacalny. W ramach projektowania zdecydowano, że gazociąg ominie strefę ekonomiczną Niemiec i pobiegnie przez strefę szwedzką. Udało się też dokonać rozgraniczenia między Polskę a Danię tzw. szarej strefy, czyli niepodzielonego obszaru na Bałtyku koło Bornholmu, przez który to obszar miała pobiec rura. Prawie cała strefa przypadła Duńczykom, ale przynajmniej zyskano pewność, że nie pojawią się jakieś protesty czy roszczenia.

ceny gazu ziemnego 08 2022

W ciągu 2017 roku inwestorzy, czyli Gaz-System i Energinet przeprowadzili badanie rynku i procedurę rezerwacji przepustowości. Ok. 80% zarezerwowało PGNiG, płacąc za to ponad 8 mld zł i stając się przy okazji jedynym użytkownikiem gazociągu, ponieważ żaden inny podmiot nie dokonał rezerwacji. Ostateczne decyzje inwestycyjne zapadły pod koniec 2018 r., następny rok upłynął na procedurach i zdobywaniu pozwoleń oraz podziale zadań i kosztów, które wtedy określono na ponad 1,6 mld euro. Budowa w różnych miejscach ruszyła w 2020 roku. Wykonawcy Gaz-Systemu swoje części zrealizowali na czas, łącznie z terminowym ułożeniem 275 km rury na dnie Bałtyku. 

Duński poślizg

Ekipa Gaz-Systemu zrobiła co miała zrobić bez znaczących odstępstw od planu. Jedyna poważna wpadka przy budowie przydarzyła się Duńczykom. W czerwcu 2021 roku tamtejszy organ odwoławczy uchylił dla niektórych odcinków pozwolenia środowiskowe. Uzyskiwanie nowych wymagało 9 miesięcy. Dlatego Duńczycy nie zdążą na oficjalne uruchomienie i do czasu zakończenia budów Baltic Pipe będzie częściowo korzystało z duńskich gazociągów. Zgodnie z ostatnimi informacjami Energinetu, stan ten potrwa jakieś 2 miesiące, pod koniec listopada budowy mają być już zakończone, a cały system będzie mógł działać z pełną mocą. 

Patrząc na skalę przedsięwzięcia, i na inne wielkie inwestycje infrastrukturalne, można powiedzieć, że jedna „wpadka” w Danii nie wpływa na ogólną ocenę – budowa Baltic Pipe poszła bardzo gładko.

„Widziałem w rurociągu gaz…”

Zupełnie inną sprawą jest gaz, który popłynie Baltic Pipe. Zgodnie z europejskimi regulacjami, operatorzy jedynie udostępniają chętnym infrastrukturę na równych, niedyskryminujących nikogo zasadach. Jak już wspomnieliśmy jedynym chętnym okazało się PGNiG. Kontrolowany przez państwo polski koncern, który niedługo zostanie wchłonięty przez PKN Orlen, planuje przesyłać do Polski gaz, wydobywany na własnych koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, oraz to co kupił u innych producentów. Stopień wypełnienia Baltic Pipe rodził obawy, że rura nie zdoła zastąpić gazu rosyjskiego, którego dostawy Gazprom wstrzymał w kwietniu.

Rzeczywiście, do niedawna sprawy nie wyglądały za ciekawie. Technicznie gazociąg może przesłać 10 mld m sześc. rocznie, praktycznie 9 mld m sześc., bo operatorzy rezerwują sobie część przepustowości. PGNiG wykupiło ok. 8 mld m sześc. rocznie, ale prosty rachunek wskazywał, że gazu nie będzie za dużo. Koncern wydobywa obecnie w Norwegii jakieś 2,5 mld m sześc., w dużej mierze dzięki niedawnym akwizycjom. Jakieś 0,6 mld rocznie kupuje na miejscu od Lotosu, wchłoniętego niedawno przez Orlen. Rzutem na taśmę PGNiG dogadało się z norweskim Equinorem (dawny Statoil), który od przyszłego roku będzie sprzedawał polskiej firmie 2,4 mld m sześc. rocznie przez 10 lat.

Charakterystyczne, że nie podano nawet przybliżonej wartości kontraktu, zapewne aby niepotrzebnie nie denerwować odbiorców

Jest też kontrakt z Ørstedem na ok. 1 mld m sześc. rocznie od przyszłego roku. Tutaj problem polega na tym, że Ørsted miał wydobywać ten gaz na polu Tyra, którego rewitalizacja się opóźniła do końca 2023 roku. Nie wiadomo, jak Duńczycy się z tego kontraktu rozliczą, czy w gazie czy w inny sposób. Wreszcie, w ostatniej chwili PGNiG poinformowało, że ma też na ten i dwa następne lata mniejsze kontrakty z innymi dostawcami. W sumie według spółki wychodzi więc 6,5 mld m sześc., nie licząc Ørsteda, czyli 80% tego, co zarezerwowało. Na pewno nie można mówić, że rura będzie stała pusta. 

Sam transport gazu i mechanizm rezerwacji przepustowości, niezbędnej do przesyłu też jest skomplikowaną kwestią. Metodologia jest taka, że przepustowość rezerwuje się na wyjściu z norweskiego systemu, w przypadku Baltic Pipe punkt ten znajduje się w Nybro w Danii. W przypadku własnego wydobycia PGNiG w Norwegii, które polska spółka i śle cały czas do Europy, należy przebukować jedynie punkt wyjścia. Podobnie sprawa wygląda z zakupami w kontraktach. W końcu gaz jest cały czas jest wydobywany i gdzieś musi popłynąć. Norwegowie pilnują zaś, żeby wydobywać tyle, ile da się przesłać. Tak więc wbrew pojawiającym się niekiedy w Polsce opiniom kontrakty PGNiG, np. ten z Equinorem są fizycznie wykonalne, towarzyszą im odpowiednie zdolności przesyłowe. 

Krajobraz po Gazpromie 

W założeniu gaz z Baltic Pipe miał zastąpić dostawy od Gazpromu, bo już kilka lat temu PGNiG zapowiedziało, że nie przedłuży kontraktu jamalskiego, kończącego się wraz z 2022 rokiem. Ponieważ od Rosjan sprowadzano ostatnio minimalne przewidziane kontraktem ilości, rzędu 8 mld m sześć. rocznie, nowy gazociąg dawał możliwość pełnego zastąpienia dostaw ze Wschodu.

Wcześniej PGNiG zakładał, że kontraktu z Gazpromem nie przedłuży, ale coś tam zawsze od Rosjan będzie można dokupić na rynku spotowym. Wojna unieważniła te rachuby i  do niedawna prognozy nie wyglądały za ciekawie – Gazprom zakręcił Polsce gaz już w kwietniu, 8 miesięcy przed terminem. 

Jak wygląda w związku z tym gazowa sytuacja Polski? Zużycie gazu dobiło w ostatnich latach do 20 mld m sześc. rocznie. Na ten rok szacuje się, że spadek popytu, wywołany wysokimi cenami wyniesie co najmniej 14%, czyli potrzebujemy ok. 17 mld m sześc. Krajowe wydobycie to ostrożnie szacując 3,5 mld, a terminal LNG w Świnoujściu wykorzystywany do granic możliwości pozwala sprowadzić około 6,2 mld.

Dzięki gazociągowi z Litwą PGNiG używa do importu również terminala LNG w Kłajpedzie. W praktyce w tym roku popłynie tamtędy ok. 1 mld m sześc. może nieco więcej. Przez Baltic Pipe da się sprowadzić nieco mniej niż miliard. Gazprom zdążył dostarczyć do kwietnia ok. 3 mld m sześc. W sumie daje to w tym roku 15 mld. Skąd wziąć resztę? Są możliwości techniczne, bo od 2014 roku mamy tzw. rewers na gazociągu jamalskim, pozwalający importować nawet 5 mld m sześc. z Niemiec i można go wykorzystać maksymalnie, ponieważ Jamał stoi pusty. Jest też drugie, mniejsze połączenie z Niemcami w Lasowie. PGNiG korzysta z nich, kiedy kupuje gaz na europejskich giełdach. Jest to jednak gaz bardzo drogi, ze względu na giełdowe ceny.

Jak widać techniczne możliwości sprowadzenia odpowiednich ilości gazu Polska ma. Pozostaje pytanie, czy w sezonie zimowym będzie on w ogóle dostępny i po jak wysokiej cenie.

 Dlatego trzeba oszczędzać. Swoją drogą takie oszczędności wymuszają same warunki rynkowe, co widać na przykładzie Azotów, które po prostu wstrzymały produkcję nawozów. Niemcy np. zamierzają organizować specjalne aukcje, w których państwo będzie płacić firmom za zaoszczędzony, bo nie zużyty gaz. 

W Polsce rząd zamierza wspierać energochłonne firmy, rekompensując z budżetu wyższe koszty zakupów. Takie podejście premiuje konsumpcję, a nie oszczędność. 

Po ile ten gaz?

A jaka będzie  cena gazu z Baltic Pipe? I tutaj jasnej odpowiedzi nie ma, zwłaszcza w obecnej sytuacji – wojny i horrendalnych cen na rynku. Na pewno najtańsze jest wydobycie własne, do którego dodać należy koszty przesyłu. Można przyjąć, że w stosunku do cen rynkowych, dla PGNiG własny gaz z Norwegii będzie stosunkowo tani. Ale liczy się to, po ile go sprzeda w Polsce. Zagadką pozostają ceny, jakie PGNiG, a właściwie już Orlen będzie płacić Equinorowi. Giełda wskazuje, że w 2024 roku ceny gazu znacząco spadną w stosunku do dzisiejszych poziomów, więc być może gaz nie będzie znacząco droższy niż na rynku krótkoterminowym. Inna sprawa, że jeżeli przyjąć, iż w dłuższym terminie Europa nie będzie kupować gazu z Rosji, a rynek będzie miał problem z zastąpieniem dostaw ze Wschodu, to taka magistrala jak Baltic Pipe może się okazać warta swej ceny. 

Z punktu widzenia polskiego klienta biznesowego, Baltic Pipe daje pewną gwarancję, że gaz w najbliższych miesiącach będzie. Ale będzie też bardzo drogi, bo PGNiG sprzedaje go albo przez giełdę – gdzie panują ceny rynkowe – albo w kontraktach, powiązanych z warunkami rynkowymi. Gospodarstwa domowe mają ceny regulowane taryfami, budżet dopłaca gazowemu koncernowi za sprzedaż poniżej ceny rynkowej.

Dużo większym problemem z punktu widzenia polskiego konsumenta jest praktyczny monopol na rynku w Polsce. Przyszły koncern multienergetyczny będzie miał w ręku większość przepustowości Baltic Pipe, całość terminala LNG w Świnoujściu i pewnie także planowanego terminala w Gdańsku. Można nawet zaryzykować twierdzenie, że to monopol na import będzie uderzał polskich odbiorców po kieszeniach mocniej niż samo pochodzenie gazu. 

Tekst pierwotnie ukazał się na portalu OKO.press

Rynek energii rozwija:
Rynek energii rozwija:
Zielone technologie rozwijają:
Rynek energii rozwija:
Morska farma wiatrowa Baltic Power, wspólne przedsięwzięcie PKN Orlen i Northland Power, ma już komplet umów na wszystkie kluczowe komponenty: turbiny, kable i stacje. Dostawcą turbin został duński Vestas. Na Bałtyku staną jedne z największych turbin wiatrowych dostępnych na rynku, a Baltic Power będzie jedną z pierwszych farm wiatrowych na świecie, która wykorzysta model o mocy 15 MW.
fala wiatr morze oze offshore
Zielone technologie rozwijają:
Polski offshore wspiera:

Śledź zmiany w energetyce.
Zapisz się do naszego newslettera!