W polskiej gospodarce nie odgrywa kluczowej roli, ale trudno sobie bez niego wyobrazić normalne funkcjonowanie


Polska gospodarka na tle innych krajów UE nie jest zbyt dużym konsumentem gazu ziemnego. W całościowym bilansie energetycznym stanowi on zaledwie 13 proc. co stanowi mniej więcej połowę średniej światowej i unijnej. W Unii mniejsze uzależnienie od gazu ziemnego wykazują jedynie Grecy, gdzie stanowi on ledwie 8,4 proc. wszystkich konsumowanych surowców energetycznych.

Konsumowany w Polsce gaz w 2/3 pochodzi z importu. Rządowa dyrektywa intensyfikacji wydobycia z własnych źródeł, nawet jeśli sprawdzi się w praktyce gospodarczej, to nie wyeliminuje w całości uzależnienia od dostaw zewnętrznych. Nie sprawdziły się bowiem lansowane przez niektórych geologów na początku lat osiemdziesiątych XX wieku tezy o tym, iż pod względem zaspokojenia gazowych potrzeb polskiej gospodarki możemy być samowystarczalni. Dlatego też w wielu kręgach gospodarczych robi się już dzisiaj gorąco na samą myśl tylko, że ktoś może nam choćby tylko na chwilę „zakręcić kurek” z gazem.

Obiektywne fakty wskazują jednak na to, iż czy się to komuś w Polsce podoba czy nie - skazani jesteśmy w zaspokajaniu swoich gazowych potrzeb na Rosję. Tam bowiem ulokowane jest ponad 25 proc. światowych zasobów gazu. Drugi na tej liście Iran ma ich niecałe 16 proc., zaś trzeci Katar – niecałe 15 proc. Wymieniane często jako alternatywne kierunki dostaw zwłaszcza jeśli idzie o gaz skroplony (LNG): Nigeria i Algieria są w posiadaniu odpowiednio 3 i 2,5 proc. światowych zasobów. Najbliższa nam Norwegia ma poniżej 2 proc. światowych zasobów. Także brane często pod uwagę takie państwa jak: Turkmenistan, Kazachstan czy Uzbekistan posiadają mniej więcej po 1 procencie światowych zasobów. Pomimo wzrostu gospodarczego, jakim cieszy się polska gospodarka od momentu wstąpienia do Unii Europejskiej, zużycie gazu ziemnego w Polsce utrzymuje się na jednakowym, stałym poziomie, nie przekraczającym 13,7 mld m sześc. rocznie. Czynnikiem hamującym konsumpcję są zapewne rosnące dynamicznie ceny paliwa gazowego. I gdyby nie gaz ze złóż krajowych, który jest mniej więcej trzykrotnie tańszy od gazu importowanego, byłyby one skutecznym hamulcem dla rozwoju gospodarczego. Udokumentowane zasoby krajowe szacowane są w tej chwili na 110 mld. m. sześc. zaś zasoby prognostyczne zawierają się w przedziale od 700 do 1200 mld. m sześc.

Dlatego też istotne – dla podniesienia poziomu dywersyfikacji dostaw i bezpieczeństwa energetycznego kraju stają się starania przez polskie podmioty gospodarcze, mające na celu pozyskanie koncesji poszukiwawczo-wydobywczych w rejonie Morza Północnego i Norweskiego, Północnej Afryki, Zatoki Perskiej, Indii czy Pakistanu.
Momentem przełamującym istniejące w Polsce bariery psychologiczne i mentalne był zakup 12 proc. udziałów w odkrytych juz złożach gazu Skarv i Snadd na norweskim szelfie kontynentalnym.

W 2007 roku na 9,3 mld m sześc. importowanego gazu 6,2 mld m sześc. (66,6 proc.) pochodziło z Rosji, 2,3 mld m sześc. ( 24,7 proc.) z krajów Azji Środkowej, 0,8 mld m sześc. (8,6 proc.) z Niemiec, 0,42 mld m sześc. (4,5 proc.) z Ukrainy i 0,3 mld (3,2 proc.) m sześć z Czech.

To wyliczenie pokazuje marginalność gazowej kooperacji z Ukrainą, o której dużo się mówi zwłaszcza w kontekście politycznym, natomiast mało się robi w wymiarze gospodarczym.
Importowany gaz dociera do Polski przez punkty wymiany znajdujące się w: Drozdowiczach na granicy polsko-ukraińskiej, Wysokoje na granicy z Białorusią, Włocławek (Gazociąg Jamał – Europa), Lwówek (Gazociąg – Jamał – Europa), Lasów (dostawy z Niemiec realizowane przez koncern VNG). Kluczową rolę w dostawach gazu zajmują póki co transkontynentalne rurociągi, wszak gaz to nie chińskie trampki, które w kontenerze można przywieźć co najmniej na cztery sposoby. Dostęp do sieci przesyłowych jest tak samo ważny jak dostęp do złóż.


Jamał – Europa


To jedna z największych inwestycji tranzytowych przełomu XX i XXI wieku o długości 4 tys. km i docelowej zdolności przesyłowej 64 mld m sześc. rocznie. Podstawą do realizacji dwóch przebiegających przez Polskę „gazowych nitek” było zawarte w 1993 roku rządowe porozumienie zawarte przez Polskę i Federację Rosyjską. W 1995 roku podpisano protokół do tego porozumienia, który przewidywał budowę dwóch nitek gazociągu i odbiór przez Polskę z tego gazociągu 3 mld m sześc. gazu w latach 1997 – 2000, 5 mld m sześc. w latach 2001 – 2003 i 10 mld m sześc. w latach 2004 – 2009. Budowę polskiego odcinka pierwszej nitki liczącej 860 km zakończono w 1999 roku. Obecnie płynie nią ok. 50 mln m sześc. gazu na dobę z czego średnio 41,5 mln m sześc. tranzytem głównie na potrzeby odbiorców niemieckich, zaś 8,5 mln m sześc. na potrzeby gospodarki polskiej. Jak łatwo policzyć obecnie tym gazociągiem płynie rocznie 18,25 mld m sześc. gazu, z czego na potrzeby Polski 3,1 mld m sześc. Liczby te zdają się świadczyć o znacznych rezerwach tego gazociągu, co może tłumaczyć - oprócz aspektów politycznych - ekonomiczny i gospodarczy powód wstrzymania realizacji II bliźniaczej nitki, zwłaszcza, że w trakcie budowy pierwszej nitki po stronie polskiej wykonano juz stosowne przejścia pod rzekami oraz wylano fundamenty pod dodatkowe tłocznie. Koszt budowy II nitki szacowany jest na 3 mld dolarów i inwestycja ta nadal znajduje się na liście priorytetów tranzytowych Unii Europejskiej.


Gazociąg Bałtycki vel Północny


Umowa na podstawie, której założono zarejestrowaną w szwajcarskim kantonie Zug spółkę typu joint ventures North EuropeanGas Pipeline Company podpisana została w Berlinie w obecności przywódców Niemiec i Rosji 8 listopada 2005 roku. Założycielami spółki są po stronie rosyjskiej Gazprom, zaś po stronie niemieckiej E.ON/Ruhrgas i BASF/Wintersahll. W terminie późniejszym do spółki dopuszczony został holenderski koncern Gasunie. Gazociąg będzie przebiegać z Wyborga nad Zatoką Fińską - do położonego 70 km od Świnoujścia Greifswaldu, a następnie - przez północne Niemcy, Holandię, docelowo na Wyspy Brytyjskie. Gazociąg ma być zasilany zarówno ze złóż Sztokmanowskich jak i z Jamału oraz złóż zachodniej Syberii. Długość części podmorskiej ma wynieść 1189 km, zaś lądowej 917 km, projektowana zdolność przesyłowa obu nitek 55 mld m sześc. rocznie, średnica rur 1200 mm, zaś ciśnienie na wejściu: 210 barów. Koszt budowy tego gazociągu ciągle rośnie. Jedne źródła podają, że jest to w tej chwili co najmniej 10 mld dolarów, inwestor oficjalnie przyznaje się do 7,4 mld euro. Projekt ten pomimo licznych wątpliwości natury ekologicznej i ekonomicznej, a także politycznej objęty jest priorytetem Komisji Europejskiej. Inwestorzy cały czas zakładają, że brak opłat tranzytowych pokryje z nawiązką zwiększone koszty związane z posadowieniem rur na dnie Bałtyku.


Gazociąg Opal


To przybudówka gazociągu North Stream, której celem będzie rozprowadzenie mniej więcej połowy gazu transportowanego po dnie Bałtyku na południe Europy w kierunku Czech. Będzie przebiegał od Greifswaldu, wzdłuż granicy polsko-niemieckiej do miejscowości Olbernhau, na granicy niemiecko-czeskiej, gdzie ma łączyć się z projektowanym gazociągiem Gazela, łączącym go z gazowym systemem dystrybucyjnym Republiki Czeskiej. Koszt: 1 mld euro, średnica rur 1400 mm, ciśnienie robocze 100 barów, wydajność 35 mld m sześc. rocznie. Inwestor: Opal Nel Transport GmbH spółka zależna od Wingas GmbH.


Gazociąg Nabucco


To wspólna inicjatywa państw europejskich zmierzająca do zbudowania korytarza przesyłowego gazu ziemnego z pominięciem Rosji i Gazpromu. Chodzi tu przede wszystkim o połączenie z Europą złóż w Kazachstanie, Turkmenistanie, Azerbejdżanie, a także Syrii, Iranie, Iraku oraz ewentualnie w Egipcie. Nabucco ma się zaczynać w dwóch miejscach na granicy Turcji z Gruzją i Turcji z Iranem i przebiegać przez całe terytorium Turcji zasilając w gaz po drodze stolicę kraju: Ankarę, Bułgarię, Rumunię, Węgry i kończyć się w gazowym hubie Baumgarten na terenie Austrii. Długość: 3300 km, średnica rur: 1400 mm, wydajność 31 mld m sześc. rocznie, szacowany koszt ok. 8 mld euro. Inwestorem jest spółka: Nabucco Gas Pipeline International GmbH założona w Wiedniu w 2004 roku przez: OMV (Austria), MOL (Węgry), Transgas (Rumunia), Bulgargaz (Bułgaria) i BOTAS (Turcja). Wszyscy mają jednakowe 20-procentowe udziały. Projekt ten znajduje się na liście inwestycji priorytetowych Komisji Europejskiej.


Gazociąg Południowy


To inicjatywa Gazpromu mająca na celu zablokowanie niezależnego projektu Nabucco i gazowe obejście Polski. Do tej inicjatywy Rosjanie pozyskali Włochów. Ten projekt został ogłoszony 23 czerwca 2007 roku kiedy to Gazprom i włoski koncern ENI podpisały oficjalne memorandum w tej sprawie, zaś 18 stycznia 2008 roku zawiązały w szwajcarskim kantonie Zug ( tym samym gdzie swoją siedzibę ma North Stream) spółkę South Stream, w której objęły po 50 proc. udziałów. Projekt ten zastępuje planowane wcześniej przedłużenie gazociągu Błękitny Potok z Turcji do Bułgarii, Serbii, na Węgry i do Austrii. 25 lutego 2008 podpisano porozumienia z Serbią i Węgrami dotyczące budowy ich narodowych odcinków gazociągu, a 29 kwietnia 2008 - odcinka greckiego. Zgodę na budowę bułgarskiego odcinka gazociągu ratyfikował parlament tego kraju 25 lipca 2008. Mierząca 900 km podmorska część gazociągu zaczyna się w miejscowości Beregovaja na wybrzeżu Morza Czarnego i kończy w Warnie, skąd południowo–zachodnia jego gałąź ma przeciąć Grecję i po dnie Morza Jońskiego osiągnąć południowe wybrzeże Włoch w rejonie Triestu. Gałąź południowo-zachodnia ma przeciąć Serbię, Węgry i Słowenię docierając do hubu gazowego w austriackim Baumgarten. Przewiduje się jeszcze odnogi przebiegające przez Bośnię i Hercegowinę do portu w Ploce oraz do Rijeki w Chorwacji. Niewykluczone jest także przedłużenie trasy przebiegu gazociągu południowego do austriackiej miejscowości Haidach gdzie Wingas buduje podziemne magazyny gazu. Wydajność gazociągu zakładana jest na 31 mld m sześc. Studium jego wykonalności ma być gotowe za rok, zaś czas realizacji inwestycji zakłada się na 3 lata. Projekt ten nie znajduje się na liście priorytetów Komisji Europejskiej.


Gazociąg Amber


To inicjatywa rządów Estonii, Litwy i Polski będąca reakcją tych krajów na budowę Gazociągu Północnego. Zakłada w pierwszym rzędzie połączenie Danii z Litwą poprzez terytorium Polski, a w dalszej kolejności z Finlandią i Rosją. Ma on być wyposażony w tzw. rewers umożliwiający tłoczenie gazu w obu kierunkach. Zakładana wydajność to 30 mld m sześc. rocznie, w tym zarezerwowane 2 mld m sześc. na potrzeby Polski. Idea ta nie przybrała jednak żadnej konkretnej formy i można ją zaliczyć do grona tzw. pobożnych życzeń.


Gazociąg Sarmatia


Miałby łączyć Iran oraz ewentualne złoża w Kazachstanie, Azerbejdżanie i Turkmenistanie poprzez terytorium Gruzji, a następnie - pod Morzem Czarnym - przez Ukrainę i dalej przez Polskę do Europy Zachodniej. Planowana wydajność to 30 mld m sześc. rocznie, w tym 5 mld m sześc. przewidziane dla gospodarki polskiej. Konflikt w Gruzji, będący w istocie wojną o kontrolę nad trasami tranzytowymi surowców energetycznych uzmysłowił kruchość tej koncepcji, a groźba wykluczenia Iranu z grona społeczności międzynarodowej stawia dodatkowo wykonalność tego projektu pod znakiem zapytania.


Na czarną godzinę


Podziemne magazyny gazu stanowią integralną część systemu gazowniczego każdego kraju. Pozwalają one na zapewnienie ciągłości dostaw w przypadku awarii czy wstrzymania dostaw przez kontrahentów z powodów politycznych, umożliwiają także gromadzenie nadwyżek w momentach zmniejszonego poboru przez gospodarkę celem uniknięcia kosztów wynikających z często stosowanej w kontraktach zasady: „bierz lub płać”. Czynne podziemne magazyny gazu w Polsce to: Swarzów – 90 mln m sześc., Strachocina – 150 mln m sześc., Brzeźnica – 65 mln m sześc., Husów- 400 mln m sześc., Wierzchowice – 500 mln m szesć., Mogilno – 400 mln m sześc.. W planach znajduje się budowa kolejnych magazynów: Boników – 190 mln m. sześc., Kosaków – 45 mln m sześc., Mechelinki – 250 mln m sześc., Daszewo – 60 mln m. sześc.


Energetyka nie kocha gazu?


Gaz ziemny w Polsce zawsze uważany był za paliwo ekskluzywne i używanie go do produkcji energii elektrycznej czy ciepła traktowano jako oczywiste marnotrawstwo zgadzając się na to w ostateczności. Na przeszkodzie stała także niemal zawsze wysoka - w porównaniu z innymi nośnikami energii – niemal zaporowa cena paliwa gazowego. Dlatego też nowoczesne bloki parowo–gazowe funkcjonujące w elektrociepłowniach zawodowych można policzyć na palcach jednej ręki. Na gazie wysokometanowym pracują bloki: w EC Lublin – Wrotków, EC Rzeszów i EC Nowa Sarzyna. Gaz zaazotowany zużywają bloki gazowe w EC Gorzów Wielkopolski, EC Zielona Góra oraz EC Kostrzyn. Zamiar budowy dwóch siłowni pracujących na gazie zaazotowanym zgłosił ostatnio KGHM Polska Miedź. Elektrociepłownia we Władysławowie zużywa gaz odpadowy towarzyszący eksploatowanym przez Petrobaltic złożom ropy naftowej pod dnem Bałtyku. Natomiast supernowoczesna elektrociepłownia gazowa w Starachowicach, zbudowana trzy lata temu przez amerykańskiego Caterpillara ostatnio... zbankrutowała. Gazownicy mają nadzieję, że wobec założeń pakietu klimatycznego, a także w przypadku, gdy pojawią się braki energii elektrycznej na rynku, elektrociepłownie czy wręcz elektrownie gazowe z tej racji, że buduje się je znacznie szybciej niż konwencjonalne oraz wymagają relatywnie niskich nakładów inwestycyjnych na wstępie działalności – pojawią się w Polsce na większą skalę. Pod warunkiem, że będą wystarczające ilości gazu dostępnego w przyzwoitej cenie.