Ku niezależności gazowej Polski

W przypadku powstania Nord Stream II należy jasno powiedzieć, że Europę zdominuje gaz ze złóż rosyjskich 2^. Dlatego kluczowym elementem zapewnienia Polsce bezpieczeństwa gazowego jest bez wątpienia budowa gazoportu, który oddany właśnie do eksploatacji³ będzie stabilizował możliwości importowe surowca spoza Europy.

Drugim decydującym czynnikiem jest rozwój wydobycia krajowego poprzez stopniowe zagospodarowywanie nowo odkrytych⁴ i wcześniej opisanych złóż gazowych oraz budowa infrastruktury: magazynów gazowych, rurociągów gazowych w kierunku na Węgry, Słowację i właśnie kraje bałtyckie jak projekt GILP⁵ oraz przygotowanie mechanizmów rynkowych i uzgodnień regionalnych w celu powstania Hubu Gazowego w Polsce⁶.

Bez wątpienia istotne są też zapisy dokumentów tworzonych w Komisji Europejskiej w ramach budowy jedności energetycznej, gdzie pomimo wielu kroków w dobrą stronę niestety nie wpisano obowiązku wspólnych zakupów gazu⁷. Niemniej istotne jest pilnowanie poprzez ACER (Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki) zapisów w poszczególnych dokumentach operatorów krajowych (jak chociażby Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Gazu), aby w nich nie naruszano polskich interesów.

I Wydobycie ze złóż krajowych – podstawowy element niezależności gazowej

Według sprawozdania przygotowanego przez Ministerstwo Gospodarki w 2014 r. krajowe wydobycie gazu ziemnego wyniosło 4,4 mld m3 [48 152 GWh], co w przeliczeniu (na gaz wysokometanowy) oznacza ok. 28,2% krajowego bilansu dostaw gazu ziemnego⁸. Opisane zasoby gazu ziemnego w Polsce na dzień 31 grudnia 2013 r. wynosiły 132,01 mld m3 [1 449 121,1 GWh]⁹, ale nie uwzględniały nowych złóż, których odwierty były realizowane na przełomie 2014/2015, a które okazały się dużym sukcesem.

Polskie złoża gazu ziemnego ulokowane są w czterech regionach: Niżu Polskim, Karpatach, Przedgórzu Karpat, Szelfie Bałtyckim. Największe wydobycie jest z Niżu Polskiego (67%) i z Przedgórza Karpat (32%). W obecnym miksie energetycznym zużycia energii pierwotnej ten surowiec kwalifikuje się na poziomie 13% (w UE średnia to ok. 25%).

W Polsce podmiotem wyznaczonym do prowadzenia wydobycia węglowodorów jest PGNiG S.A., która posiada dwie wyspecjalizowane jednostki: pierwszą w Sanoku, o specjalizacji dla gazu ziemnego wysokometanowego, zaazotowanego i ropy naftowej oraz drugą zlokalizowaną w Zielonej Górze, wydobywającą ropę naftową i gaz ziemny zaazotowany.

Według danych Spółki, ostatnie dwa lata to okres intensywnych poszukiwań nowych złóż krajowych, należy tu wymienić projekty: Radlin Lisewo, Daszewo 31k , KRNiGZ Zielin, Księżpol 19. Ponadto Spółka realizowała zagospodarowanie wykonanych odwiertów na złożach Brońsko, Gajewo, Paproć, Sowia Góra 11k, Lubiatów 11h i13k, Barnówko 21k, 22k, Mostno 21H, Kamień Mały, Dzieduszyce -2 i Dzieduszyce -4k, Mołodycz 1,3 KGZ Jarosław Maćkowice 2 i 3K – KGZ Maćkowice¹⁰. Dużym sukcesem okazały się odwiert Siedleczka 6K na złożu Zalesie-Jodłówka-Skopów w województwie podkarpackim, gdzie wstępnie szacunek został wyceniony na 6 mld m3, a przepływ gazu w pierwszym roku funkcjonowania nowej kopalni ma wynosić około 100 tys. m3 na dobę, a równie zasobne złoże odkryto pod Gniewinem, koło Wejherowa¹¹, a jest duże prawdopodobieństwo, że podobnym sukcesem okazało się złoże Mirosław-4K na koncesji Kórnik-Środa (woj. Wielkopolskie)¹². 

Prognozy dotyczące eksploatacji gazu łupkowego na terenie Polski, choć wstępnie były bardzo obiecujące, w praktyce okazały się sporym problemem. Według danych geologicznych, złoża wydobywalne mogą być zlokalizowane głównie w regionie bałtyckim i lubelsko-podlaskim na głębokości 2500 do 3500 m. z wielkością złóż od 1400 mld m3 do 3000 mld m3. Surowiec ten jest jednak trudny w eksploatacji, co pokazują doświadczenia amerykańskie i stopniowe wycofanie się z Polski amerykańskich gigantów jak Chevron, ExxonMobil, Talisman, Marathon Oil, a w tym roku ConocoPhillips¹³.

Technologia wydobycia jest skomplikowana i często nieekonomiczna. Odwiert wydobywczy (poziomy) charakteryzuje się malejącą w krótkim czasie eksploatacją, a dodatkowym kosztem jest konieczność stosowania tzw. hydraulicznego szczelinowania warstw łupkowych zwiększająca przepuszczalność złóż i umożliwiająca przepływ gazu do odwiertu.

Teraz szansa stoi przed polskimi firmami, które przejęły realizację nowych odwiertów, do tej pory nie mamy jednak żadnego, który zakończył się wydobyciem komercyjnym. Pewną nadzieją jest ostatnia informacja podana przez Irlandzki koncern San Leon. Spółka poinformowała, że w odwiercie Lewino-1G2 udało się otrzymać tzw. długotrwały przepływ gazu łupkowego o natężeniu 40-60 tys. stóp sześciennych na dobę¹⁴.

II Budowa gazoportu – niezależność na płaszczyźnie importu

Zarządzany przez Polskie LNG terminal przygotowany do obioru i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego (ang. LNG Liquefied Natural Gas) to nowoczesna instalacja. Sam proces budowy został wzmocniony uchwałą Rady Ministrów z 19 sierpnia 2008 r, która uznała terminal jako inwestycję strategiczną dla interesu kraju i będącą gwarantem bezpieczeństwa energetycznego Polski¹⁵. Możliwości polskiego Terminala LNG są bardzo dobre, obecnie jest możliwe jego obciążenie do 5 mld m3 skroplonego gazu ziemnego rocznie, a w przypadku jego rozbudowy o trzeci zbiornik (co jest zapisane w liście intencyjnym LPG i PHNiG) możliwości zostaną powiększone o kolejne 2,5 mld m3, co oznacza połowę polskiego zużycia. Niezwykle istotne jest pozyskanie bazy klientów na usługi terminala, zwłaszcza że w Europie już istnieje ich 23. Aktualnie polski gazoport będzie wykorzystywany na poziomie 60 proc. co jest wynikiem przyzwoitym jak na Europę, a pierwszy kontrakt z Katarem zakłada, że do Świnoujścia przypłynie ok. 1,5 mld m3, czyli około 1 mln ton LNG¹⁶.

III GILP (Gas Interconnector Poland-Lithuania) – własna infrastruktura gazowa

Kolejnym elementem budowy bezpieczeństwa energetycznego w regionie jest budowa gazociągu polsko-litewskiego GILP (Gas Interconnector Poland-Lithuania)¹⁷, który jest de facto pierwszym wzajemnym połączeniem gazowym między wschodnią częścią Morza Bałtyckiego a Europą kontynentalną. Należy zaznaczyć, że projektowany rurociąg został uznany jako jeden z nielicznych projektów, któremu przyznano status inwestycji stanowiącej przedmiot wspólnego europejskiego zainteresowania (podobnie jak TANAP). Warto więc zaznaczyć, że uzyskanie statusu PCI (tzw. Projects of Common Interest – projekty we wspólnym interesie) nie jest drogą prostą.

Historycznie Komisja Europejska w opublikowanym dokumencie „Budżet z perspektywy Europy 2020” ¹⁸ określiła zasady i mechanizmy poprzez wydany dokument Instrument „Łącząc Europę” CEF¹⁹, z wyznaczonym budżetem na lata 2014-2020. Zawiera on zapisy dotyczące sfinansowania określonych inwestycji, głównie w obszarze energii, transportu i cyfrowej infrastruktury krytycznej. W listopadzie 2013 r. udało się przegłosować w Parlamencie Europejskim budżet CEF w wysokości 5,12 mld EUR, przeznaczony właśnie na TEN-E czyli transeuropejską infrastrukturę energetyczną (zgodnie z Decyzja 1364/2006/WE), a w jej obrębie wybrane projekty (tzw. Projects of Common Interest – projekty we wspólnym interesie) obejmujące sieci do przesyłu energii elektrycznej, gazu ziemnego, ropy naftowej i dwutlenku węgla²⁰.

Inwestycje gazowe aby zostać uznane za PCI musza spełniać dwa warunki. Po pierwsze projekt musi być zrealizowany w warunkach komercyjnych czyli w przetargach, a po drugie musi wpisywać się w politykę integracji, tj. poprawę bezpieczeństwa dostaw czy integrację z europejskim rynkiem energii²¹. Obecność Szefa Komisji Europejskiej Junckera, potwierdza że polsko-litewski gazociąg wypełnia obie przesłanki. Na uroczystości pojawiła się także premier polskiego rządu Ewa Kopacz, prezydent Litwy Dalia Grybauskaite, premier Łotwy Laimdota Strajuma oraz premier Estonii Taavi Roivas²². Realizatorem inwestycji będą operatorzy systemów przesyłowych Polski i Litwy: Gaz-System S.A. i Amber Grid, a rurociąg będzie przebiegać na trasie Rembelszczyzna–Jauniunai, po stronie polskiej 357 km, a po litewskiej 177 km. Zakończenie projektu zaplanowano na początek 2020 roku. Wstępnie wartość inwestycji oszacowano na 558 mln euro, gdzie strona polska otrzyma 422 miliony euro, a litewska 136 milionów euro.²³

IV Rozwój połączeń transgranicznych w kierunku południowo-wschodnim

Według raportów²⁴ i informacji przedstawianych przez reprezentantów spółki GAZ System, można stwierdzić, że Polska konsekwentnie realizuje swój plan uniezależnienia gazowego. Realizacja programu inwestycyjnego w perspektywie roku 2018 pozwoli przesyłać gaz z Terminala LNG na południe i wschód Polski. Ponadto Polska będzie miała możliwość rozprowadzać "błękitne paliwo" po systemie przesyłowym i surowiec importowany z kierunku Czech i Słowacji. Partnerzy z Węgier i Słowacji poinformowali spółkę, że realizacja inwestycji po ich stronie nie jest zagrożona. Dodatkowo według danych GAZ System poza modernizacją istniejącej infrastruktury przewidywana jest budowa nowej tłoczni w Jeleniowie i Odolanowie oraz rozbudowa tłoczni w Rembelszczyźnie. Na rysunku poniżej przedstawiono realizację planów inwestycyjnych do roku 2015 r.

Stopniowo jest rozbudowywany polski system magazynów gazowych, których obecnie PGNiG SA ma dziewięć. Tzw. czynna pojemność podziemnych magazynów gazu ziemnego (PMG) to 1,83 mld m3²⁵. W Polsce istnieją magazyny kawernowe po złożach soli lub po wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego lub ropy naftowej oraz magazyny gazu wysokometanowego (PMG Wierzchowice, PMG Husów, KPMG Mogilno, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG Brzeźnica). Docelowo pojemność czynna ma się zwiększyć do 3 mld m3. Obecne magazyny pozwalają na zapewnienie średniego zużycia gazu przez 45 dni. Na rysunku poniżej przedstawiono stan PMG łącznie z planami inwestycyjnymi.

VI Tworzenie mechanizmów rynkowych i uzgodnień regionalnych w celu powstania Hubu Gazowego w Polsce

W maju 2015 zarządy spółek Towarowej Giełdy Energi i GAZ System podpisały list intencyjny w zakresie rozwoju hurtowego rynku gazu w Polsce, co jest kolejnym elementem budowy bezpieczeństwa gazowego. Projektu nazwany jako „Hub gazowy w Polsce” pozwoli stać się kolejnym istotnym graczem na rynku gazu w tej części Europy i podobnie do giełd w starej UE wypracować nowoczesne mechanizmy rynkowe dla sektora gazu. Możemy dzięki temu stać się ponownie liderem przemian i stanąć na czele współpracy regionalnej, co da dodatkowy atut dla budowy jedności energetycznej w regionie. Należy zaznaczyć, że jest to również dobra droga do budowania konkurencji dla podobnych giełd europejskich, gdzie właśnie miejscami do hurtowego obrotu gazem są huby (tj. wirtualne lub fizyczne węzły handlowe) i giełdy gazu. Polska buduje swoje doświadczenia w tym zakresie od 2012 roku, gdy powstał pierwszy gazowy hub wirtualny, zarządzany przez GAZ-System S.A²⁶.

VII Trzeci pakiet liberalizacyjny – prawnie bezpieczni

Pomimo zmian w zakresie niezależności regulatorów tzw. III pakiet liberalizacyjny, szczególnie w obszarze energetyki podkreśla model wspólnego administrowania, którego celem jest zapewnie współpracy przy budowie wspólnotowego rynku energii²⁷, czyli de facto daje pierwszeństwo prawu europejskiemu. Pilnowaniem poszczególnych regulatorów krajowych zajął się ACER czyli Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki powołany do życia w 2011 r. przez KE²⁸. Agencja powstała z myślą skoordynowania zapisów dotyczących transgranicznej wymiany energii i gazu na poziomie wspólnotowym wspólnie z operatorami sieci przesyłowych. Jednakże cytując za autorami opracowania zostawiono pewne niedomówienia, tzn. „…zadania (obowiązki) określone w art. 37 ust. 1 dyrektywy2009/73/WE (odpowiednio 41 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE), oprócz współpracy z operatorami systemów przesyłowych, wymagają, aby „bez uszczerbku dla swoich szczególnych kompetencji oraz zgodnie z zasadami lepszego stanowienia prawa” organy regulacyjne ściśle współdziałały z innymi właściwymi organami krajowymi (art. 37 ust. 2 dyrektywy 2009/72/WE i analogicznie art. 41 ust. 2 dyrektywy 2009/73/WE)..” ²⁹. Dlatego korzystając z możliwości powstałej Agencji warto pilnować zapisów w poszczególnych dokumentach krajowych, jak chociażby Instrukcje Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej Gazu np. w zakresie pierwszeństwa zapełnienia własnych magazynów krajowych.

Dr Przemysław Zaleski, ekspert w obszarze sektora energetycznego. Bierze aktywny udział w pracach wielu organizacji branżowych: od wielu lat jest ekspertem Parlamentarnego Zespołu ds. Energetyki, jak również podkomisji stałej ds. energetyki przy Komisji Gospodarki Sejmu RP. Aktywnie uczestniczy w pracach PTPiREE oraz jako jej ekspert w międzynarodowym stowarzyszeniu branżowym Eurelectric (Energy Policy & Generation Committee) z siedzibą w Brukseli.  W 2010 objął funkcję wiceprzewodniczącego Społecznej Rady Narodowego Programu Redukcji Emisji oraz Narodowego Programu Rozwoju Gospodarki Niskoemisyjnej utworzonej przez Wicepremiera, Ministra Gospodarki Waldemara Pawlaka. Od 2011 ekspert przy komisji realizującej Strategiczny Przegląd Bezpieczeństwa Narodowego w Biurze Bezpieczeństwa Narodowego w obszarze energetyki.

Zobacz także: Kopacz: Gazociąg z Litwą wzmocni naszą pozycję wobec Gazpromu

Zobacz także: Operacyjny gazoport: Koniec karuzeli dat

Przypisy: