Rosną możliwości importu gazu

W grudniu przyszłego roku wygasa kontrakt jamalski, na podstawie którego Polska importuje z Rosji do 10,2 mld m sześc. gazu rocznie. Do tego czasu planowane jest oddanie do użytku gazociągu Baltic Pipe, który połączy nasz kraj z norweskimi złożami, i zwiększenie możliwości regazyfikacyjnych terminalu LNG w Świnoujściu. Dzięki obu projektom nasz kraj będzie mógł zastąpić import realizowany ze Wschodu dostawami z alternatywnych kierunków. Piotr Naimski, sekretarz stanu, pełnomocnik rządu do spraw strategicznej infrastruktury energetycznej, zapewnia, że oba projekty będą zrealizowane na czas.

– Polska gospodarka, polscy odbiorcy mogą być spokojni, jeśli chodzi o dostawy surowca gazowego. Będziemy ten gaz mieli w postaci skroplonej, będziemy ten gaz mieli ze złóż, będziemy mieli go z różnych kierunków – powiedział Naimski w trakcie debaty „Gazowy rok przełomu: dokończenie budowy Baltic Pipe i akwizycje na szelfie norweskim", która odbyła się w Salonie „Rzeczpospolitej" podczas Forum Ekonomicznego w Karpaczu.

Norweskie złoża

Na terminową realizację obu kluczowych dla Polski inwestycji wskazał także Tomasz Stępień, prezes Gaz-Systemu. Zauważa, że w przypadku Baltic Pipe już za kilka dni po stronie polskiej zostaną zakończone prace związane z układaniem i łączeniem rur na dnie Bałtyku. Z kolei po stronie duńskiej ma to nastąpić za kilka tygodni. Morska część Baltic Pipe liczy 275 km, z czego na dziś jest ułożonych ponad 250 km rur. Gazociąg biegnie przez wody polskie, szwedzkie i duńskie i krzyżuje się z różnoraką infrastrukturą liniową. Krzyżówki są 22, w tym cztery z gazociągami Nord Stream.

– Przed nami są jeszcze próby ciśnieniowe, oczyszczanie gazociągu i wypełnianie go gazem. Część prac zostanie jeszcze do wykonania na lądzie, zarówno w Danii, jak i w Polsce, bo ten gazociąg nie kończy się za pasem wydm – mówi Stępień. Dodaje, że Baltic Pipe musi być podłączony do krajowego systemu przesyłowego, a sam system musi być wzmocniony, dlatego dodatkowo budowane są dwa gazociągi i trzy tłocznie. Razem zapewnią 10 mld m sześc. przepustowości.

– Całość ma być zakończona zgodnie z harmonogramem we wrześniu 2022 r., włącznie z uzyskaniem pozwoleń eksploatacyjnych, tak aby pierwszy gaz mógł być komercyjnie przesyłany od października 2022 r. – deklaruje Stępień. Torben Brabo, dyrektor odpowiedzialny za stosunki międzynarodowe w Energinet, spółce, która odpowiada za budowę Baltic Pipe po stronie duńskiej, zapewnił, że również ta część gazociągu będzie wykonana na czas. W tej sytuacji nic nie powinno stanąć na przeszkodzie, aby gaz, który już wydobywa PGNiG w Norwegii, zaczął bezpośrednio trafiać do polskich odbiorców. Co więcej, wkrótce ilości pozyskiwanego surowca powinny mocno wzrosnąć. Wszystko dzięki trwającemu procesowi przejęcia firmy Ineos E&P Norge, do której należą 22 koncesje w Norwegii obejmujące m.in. trzy złoża znajdujące się w fazie eksploatacji.

Po sfinalizowaniu przejęcia PGNiG w tamtym rejonie będzie miał 58 koncesji. W efekcie zwiększy wydobycie do ok. 2,5 mld m sześc. z 0,9 mld m sześc. planowanych do pozyskania w tym roku. W szczytowym okresie, czyli w 2027 r., będzie to ok. 4 mld m sześc. – To oznacza, że własne zasoby pozwolą w około połowie wykorzystać zarezerwowaną przez nas przepustowość Baltic Pipe. Szacunki dotyczące wydobycia mogą być jeszcze większe, gdyż nabywając Ineos E&P Norge, stajemy się też właścicielami koncesji, na których są prowadzone poszukiwania nowych złóż – mówi Artur Cieślik, wiceprezes ds. strategii i regulacji PGNiG. Dodaje, że poza gazem wydobywanym przez koncern, do Baltic Pipe będzie też trafiał gaz kupowany w Norwegii od innych firm.

Biometan i wodór

Polska potrzebuje dodatkowych ilości surowca nie tylko w konsekwencji wygaśnięcia kontraktu jamalskiego, ale też do zaspokojenia rosnącego zapotrzebowania krajowej gospodarki. – Bez stabilnych, zdywersyfikowanych dostaw gazu nie będzie możliwości budowy odpowiednio stabilnych mocy w systemie energetycznym. Będzie to pewien stabilizator systemu elektroenergetycznego i systemu ciepłowniczego, tak aby umożliwić dalszy rozwój czy to OZE, czy w takich obszarach jak lokalne bilansowanie i magazyny energii – mówi Paweł Pikus, dyrektor Departamentu Elektroenergetyki i Gazu w Ministerstwie Klimatu i Środowiska. Dodaje, że rozwijająca się gospodarka potrzebuje kolejnych inwestycji, również po zakończeniu tak ważnych projektów jak Baltic Pipe. Te zapewne nadal będą wspierane przez UE, ale bardziej w kierunku tzw. zazieleniania gazu, czyli rozwijania technologii i infrastruktury do produkcji i dystrybucji biometanu czy wodoru.

– Dekarbonizacja sektora gazowego, czyli pozbawienie go emisji CO2, to jest sposób na przetrwanie w latach 30 i 40. W latach 20. może jeszcze uda się budować gazową infrastrukturę wytwórczo-przesyłową, ale będzie to coraz trudniejsze ze względu na przyśpieszenie polityki klimatycznej – twierdzi Wojciech Jakóbik, redaktor naczelny BiznesAlert.pl. Z tego względu już teraz postuluje, aby myśleć o projektach, które pozwolą wykorzystać obecną i planowaną na przyszłość infrastrukturę do rozwoju rynku nowych ekologicznych surowców.

Zanim powszechne staną się na rynku nowe surowce energetyczne spełniające warunki polityki klimatycznej UE, konieczne są również inwestycje zmierzające do zwiększenia dostaw LNG. W polskich warunkach oznacza to rozbudowę gazoportu w Świnoujściu i budowę pływającego terminalu FSRU w rejonie Gdańska. Dzięki tym inwestycjom Polska nie tylko zwiększy swoje maksymalne możliwości importu gazu, ale przede wszystkim będzie mogła go pozyskiwać od różnych producentów na całym świecie. Gaz-System informuje, że roczne moce regazyfikacyjne terminalu w Świnoujściu zostaną rozbudowane do ok. 8,3 mld m sześc. do końca 2023 r. Z kolei FSRU, który powstanie kilka lat później, może osiągnąć moce na poziomie minimum 4,5 mld m sześc. – Obecnie w tej sprawie jesteśmy na etapie konsultacji dokumentacji z rynkiem, a w przyszłym roku będziemy podpisywać umowy i podejmować decyzje, jakie parametry powinien mieć ten statek – czy ma mieć możliwość przyjęcia 30, 40, 50, a może większej liczby statków rocznie z LNG i ich rozładowania – mówi Stępień.

Ważna dywersyfikacja

PGNiG od chwili uruchomienia terminalu w Świnoujściu do tej pory sprowadził już prawie 140 statków z LNG, które dostarczyły łącznie ponad 15 mld m sześc. paliwa po regazyfikacji. Co roku te ilości rosną i koncern myśli o dalszym utrzymaniu trendu wzrostowego. Służy temu m.in. niedawno podpisana umowa z firmami z grupy Venture Global na dodatkowe dostawy LNG z USA. – Na podstawie tej umowy będziemy w stanie w ciągu roku dostarczać prawie 7,5 mld m sześc. gazu po regazyfikacji. Dzięki rozbudowie terminalu w Świnoujściu oraz w dalszej przyszłości FSRU w Zatoce Gdańskiej kolejne gazowce będą mogły przypływać do Polski – przekonuje Cieślik. Po 2024 r. w portfelu importowym LNG koncern będzie miał rocznie ok. 12 mld m sześc. surowca po regazyfikacji.