Czy grozi nam brak gazu w 2022 roku? Potrzebujemy planu B wobec Baltic Pipe [ANALIZA]

Gospodarczo-politycznym tematem nr 1 ostatnich tygodni są podwyżki cen energii elektrycznej. Bez względu na to czy ostatecznie gospodarstwa domowe odczują je bezpośrednio w 2019 r. poprzez podwyżkę taryf na energię elektryczną, czy wzrosty cen prądu zostaną rozłożone w inny sposób, znaczących podwyżek cen energii polska gospodarka nie uniknie. Tym co jednak powinniśmy wynieść z tej lekcji, to nauczenie się odczytywania potencjalnych zagrożeń maksymalnie wcześnie, tak aby nie być zmuszonym do podejmowania decyzji w nie sprzyjających okolicznościach i pod presją czasu.

Z dużą więc uwagą rynek energetyczny śledzi kolejne doniesienia medialne dotyczące polityki gazowej Polski. Z jednej strony mamy informację, że do Terminala LNG w Świnoujściu zawinęło w 2018 r. 21 gazowców, a łączna liczba statków z LNG przyjęta od otwarcia terminala w 2015 r. to już 46. Niewątpliwie wielki sukces tego projektu spowodował, że Polskie LNG – operator terminala – idzie za ciosem i realizuje program rozbudowy instalacji przeładunkowych, zakładający zwiększenie mocy regazyfikacyjnych z obecnych 5 mld m3 do 7,5 mld m3, wraz z powiększeniem całej niezbędnej infrastruktury terminalowej i portowej. Takie działania zwiększą znaczenie świnoujskiego terminala w basenie Morza Bałtyckiego oraz jeszcze bardziej poprawią bezpieczeństwo energetyczne Polski i innych odbiorców gazu w północnej i wschodniej Europie.

Z większą ostrożnością należy podchodzić do innego istotnego projektu jakim jest Baltic Pipe. Dla osób nie do końca znających tematykę gazową, może się wydawać, że projekt ten jest co najmniej w połowie takim sukcesem jak Terminal LNG. Trzeba przyznać, że w sferze medialnej wykonuje się tytaniczną pracę, aby utrzymać taki przekaz. Jednak wydarzenia sprzed 5 miesięcy związane z awatarem dziennikarskim Piotrem Niewiechowiczem, stworzonym przez redaktorów Piotra Maciążka i Jakuba Wiecha, pokazują, że projekt Baltic Pipe powinien być pod szczególną opieką w zakresie sposobu jego prowadzenia i informowania opinii publicznej o jego przebiegu.

Dla nikogo z branży gazowniczej nie jest tajemnicą, że powodzenie tego projektu jest niezwykle trudne, a liczba ryzyk krytycznych z nim związanych jest ogromna. Osoby odpowiedzialne za projekt postawiły wszystko na jedną kartę i jak to w hazardzie bywa, mogą ugrać pełną pulę, albo wyjść z kasyna jako bankruci. Ponieważ jednak gra toczy się o bardzo wysoką stawkę, gdzie w puli jest bezpieczeństwo energetyczne kraju, trzeba wtedy, kiedy jest na to czas, podjąć takie działania, które do zera sprowadziłyby ryzyko braku wystarczających ilości gazu w październiku 2022 roku. Problem polega jednak na tym, że osoby które próbują w dobrej wierze podjąć debatę lub ostrzec przed potencjalnymi zagrożeniami, są wpisywane do „partii Putina”, a co gorsze publicznie grozi się im „że przestaną istnieć w sektorze”.

Nie będę wchodził w takie kwestie jak biznesowa opłacalność całego projektu, choć wielu ekspertów, jak i osób pracujących przy projekcie Baltic Pipe, w rozmowach nieoficjalnych zwraca uwagę na niedoszacowanie kosztów projektu i podawanie tylko tych, które bezpośrednio wiążą się z jego realizacją. Warto jednak wiedzieć, że z publikowanych na GPW danych finansowych PGNiG wynika, że tylko PGNiG Upstream Norway AS od początku istnienia spółki, tj. od 2007 r. do 31.12.2017 r. poniosła nakłady inwestycyjne w Norwegii w wysokości ponad 1,6 mld USD. Dodatkowo, mając na względzie specyfikę norweskiego prawa podatkowego, do lipca 2018 r. podatek od zysków nie był dla PGNiG kosztem pieniężnym. Od połowy tego roku, płacenie podatku będzie jednak wiązało się z faktycznym kosztem finansowym. PGNiG zapowiada dalsze intensywne zakupy kolejnych koncesji wydobywczych na Morzu Północnym, co spotyka się z wielkim zadowoleniem sprzedających te udziały zachodnich koncernów paliwowych….

Warto również pamiętać, że całkowite zasoby wydobywalne przypadające na PGNiG Upstream Norway kalkulowane na koniec 2017 r. wynoszą ok. 7,1 mld m3 gazu. Na obecnym etapie PGNiG może dostarczyć rocznie „swojego” gazu w ilości nie większej niż 600 mln m3. Nawet po dokupieniu kolejnych koncesji i zwiększeniu wydobycia w 2023 r. PGNiG będzie dysponował maksymalnie 2,5 mld m3 gazu rocznie. Przyjmując optymistyczne założenia, że będzie można skorzystać z zasobów gazu ziemnego wydobywanych z koncesji będących własnością Lotos, to nadal zdecydowanie za mało, aby wypełnić całą wynoszącą 10 mld m3/rocznie przepustowość gazociągu Baltic Pipe. Wiele do myślenia daje fakt, że w ogłoszonej przez Gaz-System otwartej procedurze Open Season dla Baltic Pipe, zakończonej pod koniec 2017 r. wziął udział wyłącznie PGNiG, rezerwując niemal 100% jego przepustowości. Na koniec dnia może się okazać, że gazociągiem Baltic Pipe będzie płynąć do Polski niemiecki gaz pochodzenia rosyjskiego….

Można powiedzieć, że takie są koszty uniezależnienia się od gazu pochodzącego bezpośrednio od Gazpromu, choć zapewne warto się zastanowić jaką cenę za to zapłaci polska gospodarka, w tym przede wszystkim najwięksi konsumenci gazu jak zakłady azotowe, przemysł chemiczny i GK Orlen. Nie można zakładać, że podmioty te będą akceptować każdą cenę gazu, bo zbyt wysoka jej cena spowoduje, że produkty tych firm staną się niekonkurencyjne na rynku wewnętrznym i zagranicznym, a co za tym idzie zostaną natychmiast zastąpione przez asortyment pochodzący z fabryk niemieckich, rosyjskich czy białoruskich.

Z jeszcze gorszą sytuacją możemy mieć do czynienia w przypadku nieoddania do użytku nie tylko samego gazociągu Baltic Pipe, ale i systemu gazociągów biegnących od punktu wyjścia w okolicy Niechorza, do obecnie funkcjonujących gazociągów przesyłowych, w terminie do 1 października 2022 r., kiedy to wygaśnie tzw. kontrakt jamalski, obejmujący dostawę ponad 10 mld m3 gazu rocznie. Trudno dziś ocenić prawdopodobieństwo tego zdarzenia, ale dla nikogo w sektorze gazowym nie jest tajemnicą, że harmonogram projektu jest niesłychanie napięty i praktycznie przebiega na ścieżce krytycznej. Szczególnie niepokojące jest to, że w kuluarowych rozmowach z decydentami spółek gazowych uczestniczących w projekcie, panuje przekonanie, że w 2022 r. to nie będzie ich problem i niech się martwią ci, którzy będą zarządzać spółkami w tym czasie.

Dlatego już teraz musi być stworzony bardzo dokładny plan alternatywny na wypadek braku realizacji lub opóźnienia realizacji koncepcji Bramy Północnej, którego jednym z elementów jest budowa gazociągu Baltic Pipe. Osobiście nie mam wątpliwości, że elementem planu alternatywnego powinno być powstanie pływającego terminala FSRU (Floating Storage Regasification Unit) oraz diametralne zwiększenie produkcji gazu ziemnego w Polsce. Celowo piszę o produkcji a nie o wydobyciu, ponieważ odkrywanie po raz „n-ty” tych samych złóż na Podkarpaciu, nie jest żadnym remedium na powyższe ryzyko. Charakterystyka takich złóż jak Kramarzówka, Gilowice czy Przemyśl, pomimo olbrzymich nakładów finansowych ponoszonych na odwierty i wydobycie, nie dają praktycznie żadnych nadziei na znaczne zwiększenie wydobycia. Wręcz przeciwnie : rokowania nie są najlepsze.

Wydaje się więc, że w ramach Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. konieczne jest już dziś znalezienie takich rozwiązań technologicznych i gospodarczych, które spowodują skokowy wzrost krajowej produkcji gazu, zmieniając zasadniczo bilans gazowy w Polsce. Należy zmienić dotychczasowy sposób myślenia, że jako kraj jesteśmy skazani w przeważającej części na import gazu do Polski, czy to z kierunku wschodniego, czy obecnie północnego. Czynione obecnie olbrzymie nakłady finansowe na infrastrukturę wydobywczą na Szelfie Norweskim, rozbudowę systemu przesyłowego w Danii czy na podwodne gazociągi na Bałtyku, mogą nie przynieść pożądanych rezultatów. Warto więc już teraz podjąć wysiłek organizacyjny i koncepcyjny dla dokonania takich inwestycji w technologie produkcji gazu w Polsce, które pozwolą uniknąć kryzysu gazowego pod koniec 2022 r. Jeszcze jest czas, choć jest go już bardzo niewiele, aby nie doszło do sytuacji z jaką mieliśmy do czynienia w listopadzie 2006 r., kiedy w sytuacji podbramkowej, PGNiG negocjował zarówno kwestię ceny gazu, jak i brakujących 2,5 mld m3 błękitnego paliwa, na 3 dni przed wygaśnięciem kontraktu. Należy zrobić wszystko, aby z analogiczną sytuacją nie mieć do czynienia we wrześniu 2022 roku.

Jerzy Kurella

Ekspert ds. Energetycznych Instytutu Staszica

Z-ca Przewodniczącego Sekcji Energetyki SEP