Poradzimy sobie bez gazu z Rosji. Ale jeszcze nie teraz

Indywidualni odbiorcy nie muszą się martwić, bo dostawy dla nich gwarantuje krajowe wydobycie. Kłopoty czekają największych odbiorców: branżę chemiczną, która już nieraz doświadczyła skutków politycznych rozgrywek Kremla. To jednak już ostatni sezon grzewczy, w którym rządzić będzie strach i niepewność. Obawy w przyszłym roku rozwieje świnoujski terminal LNG a polityka dywersyfikacji, na którą postawiliśmy, za parę lat da gwarancję, że błękitnego paliwa już nigdy nam nie zabraknie.

Wbrew pozorom Polska nie jest krajem uzależnionym od gazu ziemnego. W naszym tzw. miksie energetycznym surowiec ten stanowi zaledwie 12,5 proc. zapotrzebowania na energię. To mniej niż unijna średnia, która sięga 18 proc.

W Polsce główne źródło energii to węgiel i paliwa konwencjonalne (diesel, oleje opałowe, gaz płynny), których łączny udział w miksie wynosi ponad 79 proc. Jednak to właśnie gaz jest surowcem newralgicznym dla naszej gospodarki, bo on jest głównym motorem rodzimego przemysłu chemicznego i rafineryjnego. Dla Orlenu - największego odbiorcy błękitnego paliwa - to być, albo nie być. Surowiec ten stanowi też o 40-60 proc. kosztów produkcji Grupy Azoty.

Ale Polska jest niezwykle wrażliwa na wszelkie zawirowania wokół dostaw gazu z jeszcze innego powodu. Chodzi o fakt, że jesteśmy uzależnieni od jednego kierunku importu - Rosji.

Gaz sprowadzany ze Wschodu, w ramach tzw. kontraktu jamalskiego, zaspokaja dziś 70 proc. naszych potrzeb. Co roku gazociągami przez Białoruś i Ukrainę Gazprom pompuje do Polski ok. 9 mld m3 tego paliwa. To stawia nas w gronie największych odbiorców rosyjskiego gazu na świecie.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo w Europie jest trzecim klientem Gazpromu ze względu na wolumen dostaw. Choć bycie kluczowym odbiorcą powinno stawiać nas w pozycji uprzywilejowanej, to w praktyce jednak nie możemy liczyć ani na atrakcyjne warunki kontraktu, bo ceny gazu dla Polski należą do jednych z najwyższych w Europie, ani nawet na gwarancję stałych, nieprzerwanych dostaw. - Rosja wykorzystuje surowce energetyczne jako broń polityczną, kluczowy element strategii nacisku na kraje uzależnione od surowca ze Wschodu - tłumaczy Wojciech Jakóbik, ekspert Instytutu Jagiellońskiego.

Gazowa broń w rękach Kremla jest niezwykle skuteczna. Zwłaszcza zimą. Przykręcenie kurka to argument, na który Polska nie ma dziś skutecznej odpowiedzi. Obecnie zużywamy ok. 28 mln m3 gazu dziennie. W sytuacji, gdy do kraju wpływa 30 mln m3 błękitnego paliwa z importu, z czego dwie trzecie z kierunku wschodniego, sytuacja wydaje się w miarę komfortowa. Obraz ten jednak zmienia się radykalnie, gdy temperatury na zewnątrz spadają np. do minus 20 st. C. - Gdy tylko pojawia się mróz zapotrzebowanie na gaz rośnie do ponad 60 mln m3 na dobę. W sytuacji, kiedy wzrasta ono do ponad 70 mln m3, jak to miało miejsce w lutym 2012 r., robi się poważny problem - wyjaśnia Grażyna Piotrowska-Oliwa, była prezes PGNiG.

Wówczas potrzeb nie jest w stanie zaspokoić ani import, ani krajowe wydobycie (to dodatkowe 11-12 mln m3 na dobę) i trzeba sięgać do magazynów. Kłopot w tym, że dysponujemy niewielką liczbą podziemnych zbiorników. Choć w ciągu ostatnich dwóch lat PGNiG mocno rozbudowało pojemności gazowych rezerw, to ich deficyt jest wyraźny. Magazyny są w stanie pomieścić 2,6 mld m3 surowca, co stanowi mniej niż 1/5 naszych rocznych potrzeb. Przed tym sezonem zimowym PGNiG udało się zgromadzić w nich 100 proc. zapasów. To przy srogiej zimie daje nam pewien komfort, ale nie na długo. Utrzymujący się mróz lub ograniczenie dostaw ze Wschodu sprawią, że trudno będzie zaspokoić potrzeby wszystkich odbiorców gazu. - Pełne magazyny w najlepszym razie wystarczą nam na trzy miesiące. Jednak przy scenariuszu, w którym Moskwa przykręca kurek lub całkowicie odcina dopływ paliwa, rezerwy skończą się w parę tygodni - ostrzega Paweł Poprawa, ekspert Instytutu Studiów Energetycznych.

Gdy podziemne zbiorniki są wypełnione po brzegi, PGNiG jest w stanie wytłaczać z nich ponad 40 mln m3 gazu na dobę. Jednak wraz z kurczeniem się zapasów spada ciśnienie, a wraz z nim skokowo zmniejsza się ilość przesyłanego gazu. I w tym momencie zaczęłyby się schody, bo o ile krajowe zasoby powinny zaspokoić popyt gospodarstw domowych, to przemysł musiałby się liczyć z ograniczeniami dostaw.

Gazprom niemal co sezon testuje skuteczność polskiego systemu energetycznego. Zdarzało się również, że dochodziło do poważnych kryzysów gazowych, jak np. ten z 2009 r., gdy wstrzymano dostawy na Zachód przez Ukrainę. Analitycy obawiają się, że w tym roku może być podobnie. Tym bardziej, że we wrześniu Gazprom ograniczył już czasowo dostawy zamawianego przez PGNiG paliwa aż o 45 proc. Jak twierdzą eksperci, to sankcja za pomoc Ukrainie.

Polski koncern poradził sobie wówczas i zamówił surowiec na giełdzie gazu w Niemczech. Paliwo dostarczane jest tzw. wirtualnym rewersem jamalskim (bierzemy gaz płynący do Niemiec), którego przepustowość sięga 2,3 mld m3 rocznie. Teraz to nawet tańsze rozwiązanie niż kupowanie od Rosjan surowca, za który płacimy ok. 380 dol. za 1000 m3 Na giełdach europejskich cena wynosi bowiem 300 dol. Problem w tym, że w umowach terminowych, takich jak łączący nas z Gazpromem kontrakt jamalski, cena cały czas jest sztywna, a w kontraktach spotowych (czyli na giełdzie) - zmienia się w zależności od pory roku. To oznacza, że np. przy dłuższej przerwie w imporcie ze Wschodu zimą PGNiG byłoby zmuszone kupować w Niemczech droższy gaz, ze względu na sezonową zwyżkę cen. W takim scenariuszu infrastrukturalne uzależnienie Polski od kierunku wschodniego nie pozwoliłoby poza tym na zaspokojenie gazowych potrzeb kraju. To sprawia, że Polska, obok Finalndii i Turcji, jest państwem najbardziej wrażliwym w Europie na ewentualną długotrwałą przerwę w dostawach rosyjskiego paliwa.

Z analizy Energiewirtschaftliches Institut w Kolonii (EWI) wynika, że owa wrażliwość na ewentualne przerwy w zaopatrzeniu nie jest liniowo uzależniona od procentowego udziału rosyjskiego surowca w zużyciu poszczególnych krajów, ale od dostępności alternatywnych źródeł. - Kraje z rejonu Morza Północnego - Wielka Brytania, Holandia i Norwegia - wydobywają znaczne ilości surowca, z drugiej strony terminale przeładunkowe LNG w Holandii czy Belgii wykorzystują swoje możliwości w mniej niż 25 proc. Stawia to w zdecydowanie lepszej sytuacji państwa, mające połączenia gazociągowe umożliwiające transport surowca z tych właśnie kierunków. Na drugim biegunie znajdują się m.in. Polska, która nie posiada własnego terminalu LNG i pozbawiona jest możliwości odbioru większych ilości gazu z kierunku zachodniego - mówi Jacek Brzozowski, ekspert Pracodawców RP.

Według EWI trzymiesięczne embargo na eksport Gazpromu nie odbiłoby się praktycznie na bezpieczeństwie dostaw w Europie - z wyjątkiem krajów najbardziej wrażliwych: właśnie Finlandii, Polski oraz Turcji. Półroczna przerwa w dostawach spowodowałaby powstanie niedoborów w Czechach, Niemczech, Austrii, Szwajcarii, Chorwacji, Słowenii i Grecji. Bezpieczne byłyby natomiast kraje basenu Morza Północnego i Półwyspu Iberyjskiego.

Szacunki wskazują, że każdy miesiąc wstrzymanego eksportu kosztowałby Gazprom 4-4,5 mld euro, co odpowiada 3,5 proc. rocznych przychodów firmy. Zresztą widać to już na przykładzie konfliktu z Kijowem. Odcięcie Ukrainy od gazu uderzyło w wyniki finansowe Gazpromu - zysk koncernu w I kw. 2014 r. był o ok. 40 proc. mniejszy niż rok wcześniej i sięgnął w przeliczeniu niemal 19,5 mld zł.

Nie ma wątpliwości, że dywersyfikacja dostaw gazu to klucz do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego. Polska nie ma dużych możliwości zakupu surowca z alternatywnych kierunków, choć w ciągu ostatnich paru lat i tak są one większe niż wcześniej. Gaz-System rozbudował bowiem połączenia na zachodniej i południowej granicy (dziś można przesyłać z tych kierunków 4,3 mld m3 rocznie). Maksymalne moce interkonektorów w Lasowie (1,5 mld m3 rocznie), łączącego nas z niemieckim systemem przesyłowym oraz w Cieszynie (0,5 mld m3), przez który sprowadzamy gaz z Czech, wykorzystywane dziś są jednak w 100 proc. W razie kryzysu moglibyśmy więc sięgnąć jedynie do rewersu jamalskiego. W ramach tzw. rewersu wirtualnego możemy kupić w Niemczech taką ilość gazu, która zimą wystarczyłaby nam na niewiele ponad miesiąc. Jednak w sytuacji, gdyby Jamałem całkowicie przestał płynąć gaz, Polska może skorzystać z rewersu fizycznego. W ten sposób PGNiG mógłby sprowadzić już 5,5 mld m3 Choć to więcej niż jedna trzecia naszych rocznych potrzeb, to i tak nie zniwelowałoby to braków w zaopatrzeniu. - Dlatego więc realizowany przez nasz kraj projekt budowy gazoportu w Świnoujściu jest ze strategicznego punktu widzenia dobrym pomysłem - podkreśla Jacek Brzozowski.

Terminal LNG (po około dwuletnim opóźnieniu) ma zostać uruchomiony w maju przyszłego roku. To będzie nasze gazowe okno na świat - do portu będą bowiem mogły zawijać statki z surowcem sprowadzanym z dowolnego miejsca na Ziemi. Na razie PGNiG zakontraktowało w Katarze 1,5 mld m3 LNG rocznie. Umowa ma obowiązywać przez 20 lat. Moce gazoportu w początkowej fazie jego działalności będą sięgać 5 mld m3. Po 2018 r. wzrosną już do 7,5 mld m3, co sprawi, że Polska stanie się krajem bezpiecznym z punktu widzenia dostaw gazu. Tym bardziej, że trwają intensywne prace nad wdrożeniem nowej strategii Gaz-Systemu na lata 2014-2023. Zakłada ona m.in. budowę łączników ze Słowacją i Litwą.

Od 2007 r. powstało w Polsce ponad 1200 km gazociągów wysokiego ciśnienia (w latach 2004-2006 powstało ich jedynie 75 km), a w planach jest rozbudowa kolejnych. Gaz-System realizuje obecnie program budowy ponad 1000 km gazociągów przesyłowych (najważniejsze z nich powstaną w północno-zachodniej i środkowej Polsce). Jego zakończenie planowane jest w 2015 r. Do 2023 r. spółka wybuduje prawie 2000 km nowych gazociągów. - Celem jest umożliwienie przesyłu gazu z terminalu LNG oraz powstających interkonektorów - zaznaczają w resorcie skarbu. Ale rozbudowa sieci gazociągów w Polsce może stanowić też ważny element gazowego Korytarza Północ-Południe, łączącego terminal w Świnoujściu z planowanym terminalem LNG w Chorwacji. - Nasza wizja rozbudowy infrastruktury przesyłowej w Polsce wpisuje się w unijne strategie podnoszenia bezpieczeństwa energetycznego - tłumaczy Małgorzata Polkowska, rzeczniczka Gaz-Systemu.

Elementem korytarza miałyby być interkonektor łączący Polskę i Słowację oraz odnoga do Czech. Projekt uzyskał już wsparcie UE w ramach projektu Transeuropejskie sieci energetyczne (TEN-E). Połączenia Chorwacja-Węgry (przepustowość 7 mld m3 rocznie), jak i Węgry-Słowacja (5 mld m3) już istnieją. Do 2018 r. wybudowane zostanie drugie połączenia systemów Polski i Czech o przepustowości ok. 6,5 mld m3, a w perspektywie do 2023 r. interkonektor ze Słowacją o przepustowości ok. 5,7 mld m3. Gaz-System w ramach Korytarza Płn.-Płd. analizuje ponadto możliwość uruchomienia gazociągu bałtyckiego Baltic Pipe, który połączyłby nas z systemem przesyłowym Danii. Takie rozwiązanie umożliwiłoby Polsce import surowca z norweskiego szelfu kontynentalnego, a krajom skandynawskim dostęp do globalnego rynku skroplonego gazu ziemnego za pomocą polskiego terminalu LNG. Baltic Pipe miałby też wspierać koncepcję interkonektora Polska - Litwa. 534-km gazociąg na Litwę ma być uruchomiony w ciągu ośmiu lat. Ma przesyłać 2,4 mld m3 (w dalszej perspektywie przepustowość miałaby być zwiększona nawet do 4,1 mld m3 rocznie). Jak tłumaczą w Gaz-Systemie rurociąg będzie posiadał możliwość dwukierunkowego przepływu gazu - to oznacza, że surowiec może być transportowany zarówno np. ze świnoujskiego gazoportu w stronę Wilna, jak też z litewskiego terminalu LNG do Polski.

Budowa kolejnych gazowych połączeń uniezależni nas od dostaw z Rosji, choć nie pozwoli zapewne całkowicie zrezygnować z tego kierunku. Wraz z rozwojem transgranicznych gazociągów i rozbudową mocy importowych rosnąć będzie bowiem krajowe zapotrzebowanie na gaz - i to znacząco. W ubiegłym roku Polska potrzebowała 15 mld m3 surowca. W tym roku - według szacunków - będzie to już 16 mld m3. Do 2018 r. zużycie ma wzrosnąć do 23,6 mld, by w 2023 r. osiągnąć niemal 25,5 mld m3. Zaspokojenie takich oczekiwań ze strony polskich odbiorców nie będzie możliwe bez znaczącego zintensyfikowania krajowego wydobycia. Niestety - jak pokazują prognozy PGNiG - skokowe zwiększenie produkcji konwencjonalnego gazu jest w kolejnych latach mało realne. Najbardziej optymistyczne scenariusze zakładają, że mogłoby ono sięgnąć nieco powyżej 6 mld m3 rocznie. Praktyka pokazuje jednak, że bardziej realne jest utrzymanie poziomu ok. 4,5 mld m3.

Jednak i to daje gwarancję minimalnego poziomu bezpieczeństwa. Dziś produkcja krajowa gazu zaspokaja ponad jedną czwartą naszych potrzeb. Dzięki temu indywidualni odbiorcy gazu w Polsce są bezpieczni. W sytuacji, gdyby nawet zabrakło gazu z importu, to właśnie ich potrzeby w pierwszej kolejności zaspokajane są produkcją krajową. W sytuacji, gdyby PGNiG zostało zmuszone do zmniejszenia dostaw do klientów, najpierw odczuliby to najwięksi odbiorcy. Taką sytuację mieliśmy m.in. na początku 2012 r., gdy ze względu na mroźną zimę i zawirowania w imporcie ze Wschodu spółka czasowo ograniczyła dostawy dla Orlenu, Zakładów Chemicznych Police i Zakładów Azotowych Puławy. Gospodarstwa domowe, czyli tzw. kuchenkowicze, nie ucierpieli.

Obraz na krajowym podwórku wydobywczym może się jednak całkowicie zmienić, gdyby okazało się, że mamy - zgodnie z prognozami - potężne zasoby gazu łupkowego oraz dysponujemy odpowiednią technologią, do wydobycia tego niekonwencjonalnego surowca.

Amerykańskie prognozy mówiły o tym, że mamy 1,4-5,2 bln m3 gazu z łupków. Według Państwowego Instytutu Geologicznego najbardziej prawdopodobny jest przedział 346-768 mld m3 (dla porównania udokumentowane do tej pory zasoby złóż konwencjonalnych to ok. 145 mld m3). Nie uda się nam jednak o tym przekonać wcześniej niż za kilka lat. To czas potrzebny na zbadanie potencjału polskich skał gazonośnych oraz wykonanie przynajmniej 200 odwiertów poszukiwawczych. Proces ten już się rozpoczął.

Czy uruchomienie komercyjnego wydobycia będzie możliwe? Eksperci wierzą w sukces i przekonują, że konieczne jest do tego uzyskanie na pojedynczym otworze przepływu gazu na poziomie 20 tys. m3 dziennie. - To nie jest perspektywa ani tego, ani przyszłego roku - studzi emocje Maciej Grabowski, minister środowiska. Według Sławomira Jędrzejczyka, wiceprezesa PKN Orlen, przełom może nastąpić jednak już nawet w 2017 r. Płocki koncern, podczas prezentacji w lipcu nowej strategii na lata 2014-2017 poinformował, że potrzebuje maksymalnie trzech lat na zbadanie swoich koncesji.

Choć w poszukiwania gazu z łupków zaangażowało się wiele firm zagranicznych, w tym amerykańskich, które dysponują największym doświadczeniem, to prym w wierceniach wiodą rodzime koncerny - wspomniany Orlen oraz PGNiG. Do końca 2014 r. ta ostatnia spółka planuje wykonać lub rozpocząć wiercenie w Polsce 25 otworów poszukiwawczych i eksploatacyjnych, zarówno węglowodorów konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych. W I połowie tego roku koncern wykonał już 15 takich odwiertów. Z kolei Orlen na koncie ma 10 odwiertów rozpoznawczych w pokładach łupków na Lubelszczyźnie. Na odwiertach w Syczynie i Berejowie firma wykonała także zabiegi tzw. szczelinowania hydraulicznego (technologia uwalniania gazu ze skał łupkowych). Obie polskie spółki zapowiedziały, że w sumie do 2016 r. zainwestują w wiercenia ponad 5 mld zł.

Pozostaje jeszcze kwestia opłacalności eksploatacji złóż łupkowych, która jest znacznie droższa niż w przypadku konwencjonalnych surowców energetycznych. Gdyby okazało się, że konflikt z Rosją trwa i nie zanosi się na wyjście z impasu, kwestia kosztów uzyskania pełnej niezależności od dostaw ze Wschodu stałaby się jednak drugorzędna.

Maksymilian Biernacki