Ciemne chmury nad bałtycką rurą

Rząd Leszka Millera wstrzymał budowę nieopłacalnego gazociągu Baltic Pipe. Po latach powrócono do projektu, który dziś byłby może opłacalny, ale nie ma szans, by jak planowano, uruchomić Baltic Pipe w 2022 r, gdy wygasa długoterminowa umowa gazowa Polski z Rosją. Stracimy więc ważny atut negocjacyjny, sprzyjający obniżce cen gazu.
Baltic Pipe przedstawiany jest jako projekt o strategicznym znaczeniu dla polskiego rynku gazu, gwarantujący niezależne od obecnych źródło jego dostaw. Inwestycja miała rozpocząć działanie w 2022 roku, w którym to wygasa podpisany w 1996 r. kontrakt na dostawy z Gazpromem. Rząd deklarował, że długoterminowy kontrakt nie będzie przedłużony, a w przypadku niezrealizowania inwestycji ma także plan alternatywny (np. drugi gazoport w Gdańsku). Warto zastanowić się jednak, czy rzeczywiście istnieje jakiś plan uniezależnienia się od dostaw gazu ze wschodu. Strona duńska, która od początku była głównym partnerem inwestycji, jest znaczenie bardziej oszczędna w słowach i wykazuje dużo bardziej pragmatyczne podejście do projektu.
Temat wywołuje też gwałtowniejsze reakcje: w lutym 2017 r. przeprowadzone zostały ataki hakerskie na instytucje państwowe w Czechach, Polsce i Norwegii – państwach wspólnie zaangażowanych w plany realizacji projektów gazowych (Baltic Pipe oraz Korytarz Północ-Południe). Ponieważ sprawców nie udało się zidentyfikować, można wyłącznie spekulować kto i w jakim celu próbował włamać się do rządowych serwerów.
Obecnie trwająca próba realizacji inwestycji gazociągu nie jest pierwsza,a historia projektu sięga lat 2001 i 2007, kiedy projekt był dwukrotnie rozpatrywany i odrzucany, by zostać podjęty po raz trzeci w 2013 r. Czy tym razem Baltic Pipe dostanie zielone światło? Projekt Baltic Pipe jest gazociągiem o zakładanej przepustowości 10 mld m3. Inwestycja w liczący 230 kilometrów gazociąg ma zostać zrealizowana przez konsorcjum firm prowadzonych przez polski GAZ-System oraz duński Energinet.dk. GAZ-System jest jedynym polskim Operatorem Systemu Przesyłowego gazu, natomiast ten drugi partner odpowiada również za przesył energii elektrycznej.
Wstępne szacunki dotyczące kosztu inwestycji wynosiły 4 – 5,5 mld PLN, przy realizacji trwającej około 6 lat. Gazociąg Baltic Pipe wpisuje się w projekt tzw. Korytarza Północnego, łączącego złoża znajdujące się na szelfie norweskim (w których udziały ma częściowo strona polska) z infrastrukturą przesyłową Danii oraz Polski i składającego się z następujących komponentów: gazociągu złożowego, łączącego system norweski (Morze Północne) z punktem odbioru w systemie duńskim; rozbudowy zdolności przesyłowej systemu duńskiego; budowy tłoczni gazu w Zealand w Danii; budowy podmorskiego gazociągu międzysystemowego, łączącego Polskę z Danią oraz terminala odbiorczego po stronie polskiej; rozbudowypolskiego systemu przesyłowego.
Po stronie polskiej, Baltic Pipe ma stanowić jeden z elementów tzw. „Bramy Północnej”, na który składa się również planowana inwestycja rozbudowy przepustowości istniejącego w Świnoujściu terminala LNG o 2,5 mld m3, do poziomu 7,5 mld m3. Ponieważ projekt Baltic Pipe realizowany jest na terenie Unii Europejskiej, jest silnie wpisany w ramy projektów infrastrukturalnych w zakresie energetyki i paliw.
Sam projekt gazociągu znajduje się na liście projektów o znaczeniu wspólnotowym (PCI – Projects of Common Interest), który osadzony jest w ramach Baltic Energy Market Interconnection Plan. Celem BEMIP jest sprzyjanie dalszej integracji rynków krajów bałtyckich, poprzez inwestycje w połączenia międzynarodowe w zakresie elektroenergetyki i gazownictwa, takie jak np. NordBalt -połączenie elektroenergetyczne łączące Szwecję z Litwą czy LitPol łączące Litwę z Polską.
Próby realizacji Baltic Pipe próbowano już podejmować dwukrotnie: w 2001 oraz w 2007 r. Na początku wieku inwestycja miała być realizowana przez DONG Energy (duński koncern energetyczny) oraz PGNiG SA. Rozważano także dopuszczenie norweskiego Statoil jako udziałowca projektu. Ponieważ jednak wstępne studium wykonalności wykazało nieopłacalność inwestycji, Baltic Pipe został porzucony.
Kilka lat temu Leszek Miler odnosząc się do zarzutów o niezrealizowanie projektu w jego pierwszej formie skomentował, że projekt miał wymiar „propagandowy”. Ilość gazu zamawianego po stronie polskiej, która gwarantowałaby opłacalność projektu wynosiła 8 mld m3. Była to stanowczo za dużo, zwłaszcza, że gaz miał być dostarczany po cenie około 30 proc. wyżej od kontraktu jamalskiego i cen gazu na rynku lokalnym. Dodatkowo za niewykorzystaną przepustowość także trzeba było płacić (kontrakt typu take or pay).
Polska strona zagwarantowała odbiór w wysokości 5 mld m3, niestety Norwegowie, pomimo wstępnych deklaracji, nie byli w stanie znaleźć odbiorców na pozostałe 3 mld m3. W obliczu tak dużych braków zapotrzebowania na przesył projekt został zawieszony.
W 2007 r. na realizatora projektu po stronie duńskiej wybrano Energinet.dk oraz PGNiG SA. Na realizację Baltic Pipe wraz z gazociągiem Skanled (był to projekt gazociągu, który miał przesyłać gaz z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego do punktu, w którym transport surowca przejęty byłby właśnie przez Baltic Pipe) Komisja Europejska zaproponowała wydzielenie 150 mln EUR.
W międzyczasie GAZ-System zastąpił PGNiG po stronie koordynatora inwestycji. Potrzebę chociaż częściowego uniezależnienia się od rosyjskiego gazu unaocznił rosyjsko – ukraiński kryzys gazowy w styczniu 2009 r. Poza inwestycją w Baltic Pipe, polski rząd zadeklarował wtedy przyspieszenie realizacji inwestycji w terminal skroplonego gazu LNG w Świnoujściu.
Pod koniec kwietnia 2009 r. PGNiG SA poinformowało o zawieszeniu realizacji projektu Skanled, co bardzo negatywnie wpłynęło na opłacalność Baltic Pipe. Konkluzją procedury przeprowadzonej przez GAZ-System był brak zainteresowania rezerwacją przepustowości i, w konsekwencji, ponowne zaniechanie realizacji projektu.
Po raz trzeci koncepcja Baltic Pipe została przywołana w 2013 r., przy okazji opracowywania listy Projects of Common Interest dla krajów Unii Europejskiej, która została opublikowana 18 listopada 2015 r. Na wstępną ocenę opłacalności projektu Komisja Europejska przeznaczyła 0,4 mln EUR. Studium wykonalności zostało ukończone pod koniec 2016 r. przez firmy EY, Ramboll, PGNiG i Energinet.dk i – zgodnie z komunikatami prasowymi – wykazało opłacalność projektu przy wypełnieniu oczekiwanych założeń.
Głównym celem tej inwestycji jest poprawa dywersyfikacji dostaw. Większość gazu zużywanego w Polsce pochodzi z importu: około 10 z 15,4 mld m3. Natomiast większość importu sprowadzana jest z Rosji: bezpośrednio (przez gazociąg Jamalski) lub pośrednio (poprzez dostawy z Niemiec i Czech). Od 2015 r. funkcjonowanie terminala LNG w Świnoujściu pozwoliło także na import gazu drogą morską.
Importowanie gazu z szelfu norweskiego nie musi koniecznie oznaczać bezpośredniego obniżenia cen (koszty przesyłu w przypadku nowej inwestycji mogą być dosyć wysokie i uwzględniać dodatkowe taryfy przesyłowe po stronie Danii), znacznym atutem będzie jednak niezależność dostaw. Im więcej bowiem będzie źródeł importu surowca, tym bardziej kraj importujący jest niezależny od zachwiania pewności dostaw jednego ze źródeł. I tak, w tym przypadku niedopłynięcie pojedynczego statku nie będzie groźne dla bezpieczeństwa całości zapasów gazu w kraju. Również w przypadku ograniczenia podaży gazu z Rosji w przypadku ciężkiej zimy lub problemów technicznych (jak miało to miejsce we wrześniu 2014 r.) będzie to mniej odczuwalne niż było dotychczas. Ceny gazu drastycznie wzrosną i może istnieć konieczność wykorzystania zapasów, jednak bezpośrednie zagrożenie niedoboru znacząco spadnie.
Przy założeniu konsekwentnego rozwoju źródeł dostaw oraz ukończeniu inwestycji w 2022 roku, polski rząd będzie miał najsilniejszy dotychczas atut w negocjacjach cenowych z Gazpromem. Prawdopodobnie zniknie już konieczność zawierania ponad dziesięcioletnich kontraktów na dostawy, a i ceny dostaw gazu będą bliższe cenom, proponowanym krajom Europy Zachodniej.
Kolejnym z pozytywnych aspektów tej inwestycji będzie integracja rynków skandynawskich (norweskiego i duńskiego) z rynkiem polskim, a w dalszej kolejności z rynkami ościennymi (Niemcy, Czechy, Słowacja). W praktyce oznacza to, że standard wymiany zostanie całkowicie ujednolicony, a różnice w cenie będą malały (ze względu na łatwość wymiany pomiędzy poszczególnymi krajami). Wpłynie to również na stabilizację cen w regionie – tańszy gaz może być transportowany na większe odległości niż np. energia elektryczna.
W przypadku rosnącego wolumenu obrotu gazem maleć będą również opłaty przesyłowe, co prawdopodobnie znajdzie swoje odzwierciedlenie w finalnej cenie dla odbiorcy końcowego. Malejące ceny wraz z rosnącym potencjałem podaży gazu (na rynek lokalny oraz rynki krajów ościennych) mogą pozytywnie przełożyć się na wzrost popytu na gaz w obszarze oddziaływania inwestycji. Prognozuje się, że zapotrzebowanie na gaz w Polsce wzrośnie. Więcej przedsiębiorstw może wprowadzić gaz obok energii jako surowiec służący do ogrzewania lub wspierania produkcji, natomiast konsument indywidualny może wykorzystać gaz do ogrzewania lub gotowania zamiast energii elektrycznej.
Wydawać by się mogło, że realizacja projektu Baltic Pipe może przynieść nam znaczne korzyści cenowe, strategiczne oraz rozwojowe, a wszystko to – realizowane na zasadach rynkowych, pomiędzy krajami o stabilnej sytuacji politycznej i świetnych kontaktach dyplomatycznych. Należy jednak pamiętać, że od pierwszej próby realizacji inwestycji minęło ponad 16 lat, a projekt w dalszym ciągu nie dostał zielonego światła. Z drugiej strony, nigdy jeszcze nie zaszliśmy tak daleko w realizacji tego gazociągu.

Spis pobożnych energetycznych życzeń

Polska polityka energetyczna to dokument pełen wizjonerskich zamierzeń – tyleż atrakcyjnych, co mało realnych.
Państwa unijne chcą odchodzić od wykorzystania węgla (zwłaszcza te, które nie mają jego złóż). Dlatego w grudniu ubiegłego roku Rada Europejska zatwierdziła wiążący cel UE zakładający ograniczenie emisji gazów cieplarnianych do roku 2030 o co najmniej 55 proc. w porównaniu z poziomem z roku 1990. Zwiększono tym samym dotychczas obowiązujący cel, zakładający redukcję o 40 proc.
Nowy limit został określony jako kolektywny cel dla całej Unii. Jednocześnie ma on zapewnić bezpieczeństwo energetyczne, zachowanie przystępnych cen energii dla gospodarstw domowych, konkurencyjność Unii Europejskiej oraz zasadę sprawiedliwości i solidarności. By go zrealizować, udział energii odnawialnej w zużyciu finalnym energii ma za 9 lat osiągnąć co najmniej 32 proc., zaś efektywność energetyczna poprawić się o jedną trzecią. Unia Europejska opracowała pakiet przepisów pod nazwą Czysta Energia, których wdrożenie ma zapewnić osiągnięcie tych celów.
Generalnym założeniem jest to, aby do 2050 r. kraje unijne osiągnęły neutralność klimatyczną. Nie wiadomo dokładnie na czym ma ona polegać, ale teoretycznie chodzi o to, by emitowano tylko takie ilości wszelkich gazów, które uda się zrównoważyć poprzez wzrost ilości czystego powietrza (na przykład dzięki sadzeniu drzew).
Polska nie od dziś odstaje od standardów unijnych, a więc także w kwestii czystego powietrza rząd Prawa i Sprawiedliwości wskazywał na polską specyfikę, polegającą na „trudnym punkcie startowym polskiej transformacji energetycznej”, na co wpływ ma nasza zależność od paliw węglowych, która jest znacznie wyższa niż w innych państwach członkowskich UE. Zdaniem rządu PiS, należy przeciwdziałać nierównomiernemu rozkładowi kosztów transformacji, bardziej obciążającemu gospodarki o wysokim wykorzystaniu paliw węglowych. Można by tu zapytać: a niby jakie kraje miałyby być bardziej obciążone tymi kosztami, skoro w transformacji energetycznej chodzi właśnie o odchodzenie od węgla? Poza tym, nikt nie zmuszał polskich władz do prowadzenia absurdalnej polityki dopłacania do węgla z obawy przed protestami górników.
Przy węglu wprawdzie można i warto się upierać – ale jedynie wtedy, jeśli jego eksploatacja jest racjonalna ekonomicznie. Oznacza to, że w przypadku węgla kamiennego w Polsce powinna funkcjonować tylko lubelska kopalnia Bogdanka oraz te z kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej, które będą wydobywać najwięcej węgla koksującego. Jeśli chodzi o węgiel brunatny, jego wydobycie w Turowie, Bełchatowie i Koninie także powinno być ściśle związane z opłacalnością tych kopalń.
W 2020 r. świat dotknęła pandemia koronawirusa, oddziałując na wszystkie gospodarki światowe. Ta sytuacja nadzwyczajna pokazała, że bezpieczeństwo energetyczne Polski wymaga tego, byśmy mieli własne źródła paliw kopalnych.
Transformacja energetyczna naszej gospodarki wymagać będzie zaangażowania wielu przedsiębiorstw i poniesienia nakładów inwestycyjnych, których skalę w latach 2021–2040 rząd PiS określił na gigantyczną kwotę około 1 600 miliardów złotych. Inwestycje w sektorach paliwowo-energetycznych będą kosztować ok. 900 mld zł, a w samym wytwarzaniu energii, około 350 mld zł, z czego ok. 80 proc. zostanie przeznaczonych na odnawialne źródła energetyki oraz elektrownię atomową. Reszta – pozostałe 350 mld zł – pójdzie na dopłaty do cen energii, tak by były one „akceptowalne społecznie”, oraz na modernizację linii przesyłowych.
Wszystkie te kwoty i nakłady są jednak nierealne, skoro rząd zamierza wydać na krajową transformację energetyczną do 2030 r. najwyżej 260 mld zł (a i tyle nie jest pewne). Absolutnie niemożliwe jest więc, by w kolejnych 10 latach Polska wydała na ten cel jeszcze ponad 1300 mld zł.
Polityka energetyczna Polski do 2040 r. wiele miejsca poświęca przeprowadzeniu transformacji w sposób sprawiedliwy i solidarny, co polega na tym, że nasz kraj powinien wydać na ten cel jak najmniej (co może się udać) oraz by wzrost kosztów energii nie obciążył w zauważalny sposób ludzi najmniej zarabiających (co się na pewno nie uda). Zbliżenie się do neutralności klimatycznej będzie „zgodne z krajowymi możliwościami”, a cała zmiana modelu polskiej energetyki nastąpić ma przy zapewnieniu konkurencyjności gospodarki, efektywności energetycznej, zmniejszeniu oddziaływania sektora energii na środowisko i ochronie najbardziej wrażliwych grup społecznych. Wszystko to razem także wydaje się niewykonalne.
Tak więc, transformacja energetyczna, która zostanie przeprowadzona w Polsce będzie, jak obiecuje rząd, sprawiedliwa (nie zostawi nikogo z tyłu), prowadzona lokalnie i inicjowana oddolnie (każdy będzie w niej uczestniczyć), nastawiona na unowocześnienie i innowacje, pobudzająca rozwój gospodarczy, efektywność i konkurencyjność.
Sprawiedliwa transformacja oznaczać ma zapewnienie nowych możliwości rozwoju regionom i społecznościom najbardziej dotkniętym negatywnymi skutkami przekształceń energetycznych, tworząc miejsca pracy i budując nowe gałęzie przemysłu. Indywidualni odbiorcy energii z jednej strony zostaną osłonięci przed wzrostem cen nośników energii, a z drugiej strony będą zachęcani do „aktywnego udziału w rynku energii” (choć nie wiadomo na czym miałoby to polegać).
Rząd optymistycznie przewiduje, że transformacja energetyczna da możliwość stworzenia nawet 300 tysięcy nowych miejsc pracy, w branżach związanych z odnawialnymi źródłami energii, energetyką jądrową, elektromobilnością, infrastrukturą sieciową, cyfryzacją, termomodernizacją budynków.
Tak więc, transformacja ma polegać na zastosowaniu energetyki jądrowej i wiatrowej (zwłaszcza na morzu), na zwiększaniu udziału gazu kosztem węgla, oraz na budowaniu domów zeroemisyjnych.
Moc zainstalowana farm wiatrowych na morzu osiągnie ok. 5,9 GW (gigawatów) w 2030 r. Moc w fotowoltaice – 5 GW w 2030 r. W 2030 r. udział OZE w końcowym zużyciu energii w Polsce wyniesie co najmniej 23 proc. , zaś udział węgla w wytwarzaniu energii elektrycznej nie będzie przekraczać 56 proc. Warto zapamiętać te liczby i sprawdzić, jak rzeczywiście będzie za 9 lat.
Jeśli chodzi o energetykę jądrową, to o trzy lata później, bo w 2033 r. uruchomiony zostanie pierwszy blok elektrowni atomowej o mocy co najmniej 1 GW. Kolejne bloki będą wdrażane co 2-3 lata, a cały program jądrowy zakłada budowę 6 bloków – choć wciąż nie wiadomo, gdzie ta elektrownia powstanie.
W Polsce nastąpi też rozbudowa infrastruktury gazu ziemnego, ropy naftowej i paliw ciekłych. Gospodarstwa domowe w miastach odejdą od spalania węgla w 2030 r., a na obszarach wiejskich do 2040 r. Zwiększy się efektywność energetyczna budynków, zaś w miastach powyżej 100 tys. mieszkańców wprowadzony będzie transport niskoemisyjny. Przewidywany jest dalszy rozwój fotowoltaiki, której praca jest skorelowana z letnimi szczytami popytu na energię elektryczną a także lądowych farm wiatrowych. Przewiduje się także wzrost znaczenia biomasy, biogazu i geotermii. Do 2030 r. ok. 1,5 mln nowych gospodarstw domowych zostanie przyłączonych do sieci ciepłowniczej.
Popyt na węgiel kamienny będzie pokrywany zasobami własnymi, a import ma mieć „charakter uzupełniający”. W polityce energetycznej zapisano również, że „niezbędne jest zapewnienie przez polski sektor górnictwa pewnych dostaw węgla kamiennego po konkurencyjnych cenach”. Z tego względu konieczne jest zapewnienie rentowności sektora oraz racjonalna eksploatacja, wykorzystanie i dystrybucja surowca.
Nie zniknie również zapotrzebowanie na węgiel brunatny, pokrywane przez zasoby krajowe, w niewielkiej odległości od miejsca wykorzystania. Złoża perspektywiczne (Złoczew i Ościsłowo), ze względu na swój strategiczny charakter, zostaną zabezpieczone, a ich eksploatacja będzie zależna od decyzji inwestorów. Wpłyną na to ceny uprawnień do emisji CO2, warunki środowiskowe i rozwój nowych technologii. Nieunikniona będzie też restrukturyzacja regionów węglowych. Krajowe zasoby węgla pozostaną jednak „istotnym elementem” bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Jak zapowiada rząd, silne uzależnienie Polski od dostaw gazu ziemnego z kierunku rosyjskiego wymaga działań dywersyfikacyjnych. W tym celu zostanie zbudowane Baltic Pipe (połączenie Norwegia-Dania-Polska), rozbudowany terminal do płynnego gazu w Świnoujściu oraz zbudowany nowy terminal pływający w Zatoce Gdańskiej. Rozbudowane zostaną także połączenia z państwami sąsiadującymi.
Aby w pełni wykorzystać możliwości importowe gazu ziemnego, rozbudowie ulegnie krajowa sieć przesyłowa i dystrybucyjna oraz magazyny gazu. Jednak w jeszcze większym stopniu Polska zależna jest od dostaw ropy naftowej, dlatego konieczne jest zapewnienie dobrych warunków odbioru ropy i sprawnie funkcjonujących rurociągów (czego dziś nie ma). Zwiększona zostanie możliwość dostaw ropy drogą morską, do czego przyczyni się rozbudowa naftowego Rurociągu Pomorskiego, a także baz magazynowych ropy i paliw ciekłych. Dostawy produktów naftowych zależne są od odpowiednio rozwiniętej sieci rurociągów, zwłaszcza w południowej części Polski, która ma zostać rozbudowana.
Zdaniem rządu, konieczne jest też „uporządkowanie struktury właścicielskiej rynku paliwowego”, tak, aby spółki rafineryjne skoncentrowane były na produkcji i obrocie paliwami, a państwo miało kontrolę nad infrastrukturą kluczową dla bezpieczeństwa paliwowego.