Dzięki tej inwestycji bezpieczeństwo energetyczne Polski będzie dużo większe – zapewniała premier Beata Szydło po spotkaniu z premierem Danii Larsem Løkke Rasmussenem. Szefowie rządów rozmawiali o budowie rurociągu z Polski do Danii, którym miałby być sprowadzany do nas gaz z Norwegii. Umowa Polski z rosyjskim Gazpromem kończy się w 2022 r. Biegnący po dnie Bałtyku gazociąg może być do tego czasu gotowy. Trzeba tylko mieć pewność, że warto go budować.

Żeby nie zabrakło

Polska zużywa rocznie 16 mld m sześc. gazu. 4–5 mld pochodzi z własnego wydobycia. Resztę trzeba kupować w Rosji. Sytuację częściowo zmieniła budowa gazoportu w Świnoujściu. Do oddanego do użytku pod koniec zeszłego roku terminalu LNG dotarły już pierwsze transporty skroplonego gazu. Od połowy tego roku obiekt ma już pracować pełną parą. Początkowo jego przepustowość wyniesie 5 mld m sześc. rocznie. Prawdopodobnie zostanie on rozbudowany do 7,5 mld m sześc. Słabą stroną terminalu jest to, że prawie cały pochodzący z niego gaz musi być rozprowadzany rurociągami. Tylko 5 proc. może trafić do cystern samochodowych, a bocznicy dla pociągów w ogóle nie ma.

Niezależność od wschodniego dostawcy mają zwiększać także powstałe w ostatnim czasie interkonektory, czyli połączenia umożliwiające kupowanie gazu z Niemiec. Problem w tym, że surowiec ten nasi zachodni sąsiedzi i tak sprowadzają z Rosji. – Można sobie wyobrazić, że w Niemczech zabrakłoby gazu dla nas albo nie byłoby woli, żeby go sprzedawać. Nie jest to tylko teoretyczna możliwość. Takie problemy były, kiedy dostarczony okrężną drogą gaz chciała kupować Ukraina – mówi Paweł Nierada, ekspert ds. energetyki.

Ile ta przyjemność kosztuje?

Cena, jaką płacimy za rosyjski gaz, jest niejawna. We wrześniu zeszłego roku Rosjanie ogłosili, że Polska płaci 227 dol. za 1 tys. m sześc. surowca. Pół roku wcześniej rosyjska agencja Interfax podała, że w 2014 r. nasz kraj płacił 379 dol za 1 tys. m sześc., w 2013 r. – 429 dol., a w 2012 r. – 440 dol. Za każdym razem było to o kilkadziesiąt dolarów więcej, niż wynosi europejska średnia. Komentatorzy są zgodni, że nowe źródło dostaw bardzo pomogłoby w rozmowach z Gazpromem. – Może dojść do takiej sytuacji, że będziemy mieli 5 mld m sześc. własnego wydobycia, 5–7 mld m sześć. z gazoportu w Świnoujściu i kolejne 5–7 mld m sześc. przez Baltic Pipe – tłumaczy Paweł Nierada. Jeśli nawet nie udałoby się całkowicie wyeliminować dostaw z Rosji, to dużo łatwiej byłoby wynegocjować dobrą cenę. W podobny sposób poradziła sobie Litwa. W latach 2014–2015 Litwinom po raz pierwszy udało się uzyskać od Moskwy obniżkę opłaty za gaz. Stało się to po otwarciu terminalu LNG. Wilno liczy, że w tym roku połowa potrzebnego surowca będzie sprowadzana z Norwegii.

Północ–Południe

Polska nie ma w tej chwili połączenia gazowego z północną Europą. Budowę takiego rurociągu planowano za rządów Jerzego Buzka. – Projekt doprowadzono niemal do momentu, w którym można było wbijać pierwszą łopatę – przypomina Paweł Nierada. – Potrzebna była tylko ratyfikacja umowy. Zmienił się rząd i nowy premier Leszek Miller zaczął się zastanawiać. Trwało to kilkanaście miesięcy. Nasi partnerzy rozmyślili się.

Przymiarki do reaktywacji pomysłu trwają przynajmniej od 2008 roku. W 2013 r. przedsięwzięcie zyskało status „Projektu o znaczeniu wspólnotowym”. – Oznacza to, że projekty te mają szczególne znaczenie dla wzrostu bezpieczeństwa i stopnia dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego w Europie oraz budowy zintegrowanego i konkurencyjnego rynku – tłumaczy biuro prasowe firmy Gaz-System, która prowadzi studium wykonalności projektu. Do końca roku przedsiębiorstwo ma przeprowadzić badania, które pokażą, czy warto zabierać się za budowę połączenia.

Zdaniem Janusza Kowalskiego, wiceprezesa PGNiG, które także ma wziąć udział w budowie, konstrukcja będzie miała sens, jeśli gazociąg osiągnie przepustowość 7 mld m sześc. rocznie. Dla porównania: dwie nitki Gazociągu Północnego przesyłają rocznie 55 mld m sześc., a South Stream, którego budowę zablokowała Komisja Europejska, miał tłoczyć 63 mld m sześc. w ciągu roku.

Wymagania wobec Baltic Pipe nie kończą się jednak na mocach przesyłowych. – Całe przedsięwzięcie ma sens biznesowy, jeśli gaz będzie dostarczany dalej – do krajów bałtyckich, Czech i Słowacji – uważa dr Robert Zajdler, ekspert ds. ekonomii i energetyki. W tej chwili większa część infrastruktury na to nie pozwala, dlatego jest rozbudowywana. Gazociągi biegnące przez nasz kraj mają być częścią Korytarza Północ–Południe, czyli połączenia sięgającego Chorwacji.

– Ważne jest, żeby przedsiębiorstwa energetyczne handlujące gazem na Słowacji chciały ten gaz kupować, zamiast brać go z dotychczasowych źródeł lub np. z austriackiego hubu w Baumgarten. Jeśli będzie tańszy od naszego, zapewne nie będzie im przeszkadzać, że pochodzi z Rosji – mówi dr Zajdler.

Kto za to zapłaci?

Opłacalność inwestycji będzie też zależeć od tego, kto ją sfinansuje. – Koszty budowy wyniosłyby kilka miliardów euro – tłumaczy Robert Zajdler. – Do tego dochodzą koszty obsługi gazociągu, które istnieją niezależnie od tego, czy gaz płynie, czy nie. Może być tak, że jakaś firma uzna, że warto korzystać z Baltic Pipe, będzie dostarczać przez niego gaz i ponosić opłaty przesyłowe. Wtedy inwestycja może się zwrócić w ciągu 15–20 lat. A może być i tak, że rurociąg skonstruują polskie firmy, a Urząd Regulacji Energetyki doliczy koszty do cen gazu dostarczanego do domów. Wtedy płacimy za to wszyscy.

Zgodnie z unijnymi przepisami gazociągi muszą być dostępne dla wszystkich – każda firma może wziąć udział w aukcji i zaoferować cenę, za jaką sprzeda gaz za pośrednictwem danego połączenia. Komisja Europejska może się jednak zgodzić na to, by jedna firma miała monopol albo możliwość przesyłania określonego procentu gazu. Polskie przedsiębiorstwa mogłyby o to powalczyć na przykład wtedy, gdyby konstruowały Baltic Pipe same.

Kolejny warunek to dostęp do odpowiednio dużych zasobów surowca. – Potrzebne są złoża, które będzie można eksploatować przez 25–30 lat – szacuje Paweł Nierada.

PGNiG szuka nowych złóż w Norwegii na Morzu Północnym, Morzu Barentsa i Morzu Norweskim. Spółka podaje, że ma udziały w 10 koncesjach poszukiwawczych. Posiada też koncesje na złoża będące w fazie zagospodarowania oraz na takie, gdzie produkcja jest już prowadzona. – Wydobywamy dzisiaj ponad 0,5 mld m sześc. gazu rocznie. To oznacza, że z punktu widzenia gospodarki norweskiej jesteśmy poważnym inwestorem – zapewniał na początku marca br. Janusz Kowalski z PGNiG.

Płynna konkurencja

Wiele może zależeć także od cen gazu ziemnego. Prawdopodobnie będą spadać, m.in. dlatego, że na świecie sprzedaje się coraz więcej surowca w płynnej postaci. W latach 2009–2010 na rynek skroplonego gazu z rozmachem weszli Katarczycy, a ostatnio Amerykanie i Australijczycy. Ośrodek Studiów Wschodnich podaje, że do 2020 r. podaż surowca może wzrosnąć o 40 proc. Najprawdopodobniej ceny spadną, a kontrakty będą krótsze i wygodniejsze dla klientów. Z punktu widzenia Polski to korzystne, ale opłacalność samego Baltic Pipe będzie wtedy mniejsza. – Wszystko wymaga trzeźwego bilansowania. Nie powinniśmy zakładać, że skoro to kwestia bezpieczeństwa, to budujemy, ilekolwiek by nas to kosztowało – podsumowuje Paweł Nierada.

Jeśli decyzja będzie pozytywna, budowa nie powinna zająć więcej niż 3–4 lata.