Polska należy do krajów średnio lub nawet mało zasobnych w gaz ziemny. Zużycie gazu w Polsce na tle innych krajów Europy jest małe. W 2000 roku wynosiło ono na jednego mieszkańca 287 m3, podczas gdy w Austrii 962 m3, w Czechach 837 m3, w Niemczech 965 m3, we Francji 672 m3, w Rosji 2562 m3, na Ukrainie 1352 m3, na Litwie 735 m3. Zgodnie z najnowszymi materiałami opracowanymi w PGNiG, przewiduje się wzrost wydobycia gazu ziemnego ze źródeł krajowych z 3831,8 mln m3 - w 2000 roku do 4546,4 mln m3 - w roku 2005.

Ostatnie poszukiwania naftowe, prowadzone w skromnym wymiarze, przyniosły obiecujące wyniki, które potwierdzają istnienie w Polsce zasobów prognostycznych gazu ziemnego w ilości od 400 do 600 mld m3. Jeżeli z tego w przyszłości uda się udokumentować 50% w kategoriach zasobów wydobywalnych, to realnie do dyspozycji będzie gaz w ilości od 200 mld m3 do 300 mld m3.

Za dużo?

Obecne zasoby bilansowe gazu ziemnego przy proponowanym wydobyciu rocznym na poziomie 6 mld m3 zabezpieczają wydobycie na 18 lat. Jeżeli uwzględni się zasoby złóż odkrytych, ale jeszcze niezagospodarowanych, a także zasoby odkryte, ocenione wstępnie w ilości 43,4 mld m3, to przy wydobyciu 6 mld m3 rocznie, zasoby gazu wystarczą na 27 lat. Gdyby udało się w przyszłości udokumentować zasoby wydobywalne z zasobów prognostycznych w ilościach 200 do 300 mld m3, to nawet przy zwiększeniu rocznego wydobycia do 8 mld m3 gazu po roku 2010, wystarczalność zasobów wynosiłaby od 45 do 58 lat.
Polska wydobywa obecnie z własnych złóż około 3,6 mld m3 rocznie gazu i importuje z Rosji około 7,2 mld m3 rocznie. Kontrakt z Rosją przewiduje dostawę gazu w 2010 roku w ilości około 13 mld m3 rocznie oraz po podpisaniu umowy importowej z firmą DONG – z Danii - dalsze 2,5 mld m3 rocznie. Krajowe wydobycie mogłoby osiągnąć ilość 6 mld m3 rocznie.
Nowe technologie
Analizując problem dostaw gazu do Polski najczęściej mówi się o układzie tradycyjnym tj. poprzez system rurociągów. Tymczasem na świecie powstają coraz to nowsze rozwiązania techniczne w zakresie transportu gazu ziemnego. Z pośród wielu nowych technologii dotyczących użytkowania gazu warto wyróżnić: skroplony gaz ziemny w bezpośrednich zastosowaniach, lekkie destylaty ropy naftowej uzyskiwane w procesie „Gas-to-Liquids” oraz waloryzację gazu dzięki nowej technice transportu morskiego sprężonego gazu ziemnego – „CoselleCNG”. O możliwości wprowadzenia na polski rynek skroplonego gazu ziemnego oraz produktów procesu GTL rozmawiano podczas VII Międzynarodowych Targów Nafta I Gaz 2002 w Warszawie.
Zdaniem Andrzeja Piwowarskiego z PGNiG, zagadnienia skroplonego gazu ziemnego (SGZ), czyli LNG (Liquified Natural Gas) są mało znane w Polsce. Wprowadzenie LNG na polską scenę energetyczną jest dyskutowane od przeszło dziesięciu lat. Miał on być jednym z elementów dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski poprzez wybudowanie w Gdańsku terminalu importowego SGZ. Jako źródło dostaw LNG rozważane były Katar i Norwegia.
Technologia bardzo niskich temperatur, czyli kriogenika została wprowadzona do nas prawie 30 lat temu. Wtedy wybudowano instalację do odazotowania gazu ziemnego w Odolanowie „Krio”. Zakład ten może przerabiać około 2 mld m3 rocznie zaazotowanego gazu i dodatkowo odzyskiwać hel z tego gazu. Mógł on uzyskiwać, bez powodowania zaburzeń w procesie, pewne niewielkie ilości LNG. Obecnie przewiduje się pewne modyfikacje instalacji, jak na przykład wbudowanie turboekspandera cieczowego, który pozwoli na uzyskanie większych ilości LNG rzędu 30 ton SGZ na dobę.
Idea dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego przy pomocy LNG, jak mówił Andrzej Piwowarski, została oddalona w czasie, a w aspekcie dostaw gazu norweskiego gazociągiem podmorskim, straciła dużo na znaczeniu. Niemniej jednak nie została ona, jak pokazują doświadczenia ostatnich dwóch lat, całkowicie zaniechana. Zaanonsowany przez utworzone Konsorcjum Zachodniopomorskie, kierowane przez Polimex-Cekop, nowy projekt dostaw skroplonego gazu oraz potwierdzony przez utworzoną specjalnie dla realizacji takiego projektu firmę Terminal LNG, w rejonie Szczecina, charakteryzuje się znacznie większą ilością importowanego SGZ, odpowiadającą ilości około 5 mld m3 gazu ziemnego rocznie.

Jest szansa

Jeżeli chodzi o źródło zaopatrywania się w gaz, to ze względu na bliskość, interesującym mogłoby być, zdaniem A. Piwowarskiego, norweskie złoże Snohvit, znajdujące się w zachodniej części Morza Barentsa, o szacunkowych, uzasadnionych zasobach ponad 210 mld m3. Właśnie tam przewiduje się budowę instalacji do skraplania gazu o przepustowości około 4,4 mln ton SGZ rocznie, co odpowiada około 6 mld m3 rocznie gazu ziemnego. Uruchomienie instalacji planuje się na lata 2004 do 2006.
Według oświadczenia kierownictwa firmy Terminal LNG, robione są wstępne rozeznania możliwości zaopatrywania się w LNG z instalacji El Brega w Libii. Pomimo tego projekt konsorcjum, a obecnie firmy Terminal LNG S.A., głównie ze względu na przewidywaną dostawę gazu ziemnego gazociągiem podmorskim z Danii i Norwegii w Niechorzu był traktowany przez PGNiG jako projekt konkurencyjny, który jej zdaniem napotka na wiele trudności, aby mógł być zrealizowany, między innymi ze względu na prawdopodobnie droższy gaz i ze względu na trudną lokalizację terminalu dla dostępu metanowców oraz brak w sąsiedztwie ewentualnego terminalu morskiego dużego rynku gazowego. Wymaga to stworzenia kosztownej infrastruktury do rozprowadzenia gazu, której koszt sięgnąłby rzędu 600 mln zł. Przyszłość jednak odpowie najlepiej, mówił Piwowarski, czy ten projekt będzie miał szansę realizacji i czy też nie lepiej byłoby powrócić do lokalizacji terminalu w Gdańsku. Między innymi chodzi o lepsze warunki dostępu metanowców, czyli tankowców LNG, sąsiedztwo struktur solnych mogących służyć jako zbiorniki buforowe, możliwości wykorzystania zimna w celach chłodniczych w strefie portowej przy regazyfikacji LNG oraz lepszy rynek.
Zdaniem Piwowarskiego, w celu realizacji w Polsce projektów LNG, powinno zostać spełnionych kilka wstępnych warunków: opracowanie przepisów bezpieczeństwa, norm i zasad regulacji, znowelizowanie istniejących aktów ustawodawczych, takich jak np. Prawo Energetyczne, zainicjowanie programów szkoleniowych w zakresie LNG, zdefiniowanie sposobów finansowania, włączenie władz lokalnych, przemysłu gazowniczego i agencji ochrony środowiska do realizacji projektów LNG oraz podjęcie skutecznych akcji informacyjno–marketingowych.
Jak powiedział A. Piwowarski, wprowadzenie na polski rynek skroplonego gazu ziemnego mogłoby nadać wartość złożom marginalnym, których eksploatacja ze względu na trudności administracyjne, oddalenie od systemu przesyłowego czy też małe zasoby jest obecnie nieopłacalna. Jak dodaje Piwowarski, lekkie, przewoźne instalacje mogłyby stać się źródłem stosunkowo taniego LNG.

Na razie tylko na peryferiach

Technologia GTL to proces produkcji lekkich destylatów ropy naftowej w wyniku przeróbki gazu ziemnego. Według wielu ekspertów, produkty GTL mogą stać się głównym źródłem zaopatrzenia w paliwa dla pojazdów mechanicznych, ponieważ firmy poszukiwawczo – wydobywcze starają się usilnie zmniejszyć ilość gazu towarzyszącego ropie naftowej i spalanego w pochodniach. Z drugiej strony, coraz większej liczbie państw, zależy na znalezieniu czystszego paliwa, z minimalnymi ilościami siarki. Jednak, jak mówił Piwowarski, rzeczywistość obecnie jest odmienna i GTL będzie mógł wejść tylko na peryferie rynków naftowych. Aby osiągnąć więcej aniżeli 1% rynku produktów naftowych, przemysł GTL będzie musiał stworzyć bodźce i środki subsydiowania poza siłami działającymi na wolnym rynku tak, aby sektor transportowy został przekonany do stosowania ultra ekologicznego paliwa. Rodzący się przemysł GTL na razie odnosi się do tego z pewną rezerwą. Po pierwsze ze względu na niedoskonałą jeszcze strategię marketerów paliw alternatywnych. Po drugie z faktu, że dochody ze sprzedaży konwencjonalnych paliw służą firmom naftowym do finansowania projektów GTL i prac badawczo-rozwojowych z tej dziedziny.
W Polsce przeróbka gazu ziemnego w procesie GTL, jak zaznaczył A. Piwowarski, może być zastosowana w przypadku gazu pochodzącego ze złóż mało opłacalnych oraz normalnych, a w wyjątkowych przypadkach nawet gazu importowanego do wytwarzania lekkich destylatów naftowych.
Zdaniem A. Piwowarskiego technologia GTL może stanowić rozwiązanie problemu, jaki w przyszłości stanowić będzie prawdopodobna nadwyżka gazu.

Najtańszy transport

A. Piwowarski zwrócił również uwagę na nową technikę przewożenia dużych ilości gazu ziemnego w postaci sprężonej statkami czy barkami. Historia morskiego transportu sprężonego gazu (CNG, z ang. Compressed Natural Gas) rozpoczęła się w 1960 roku.
Nowa technologia transportu gazu ziemnego Coselle CNG nie wymaga skraplania gazu ani też drogich zbiorników kriogenicznych, lecz tylko instalacji do sprężania gazu powyżej 200 bar, przy załadunku i do rozprężania gazu przy rozładunku w terminalu importowym. Ta metoda transportowa staje się konkurencyjna w pewnych przedziałach odległości nawet z transportem LNG i transportem gazociągami podmorskimi. Jego bezsprzeczną zaletą jest elastyczność dostaw tak z punktu widzenia rosnących ilości gazu, jak i możliwości przewożenia gazu z danego złoża do żądanych punktów dostawy. Pozwala to na dokonanie znaczących oszczędności nakładów inwestycyjnych na niezbędną infrastrukturę rozprowadzania gazu. Ocenia się, że dzięki nowej technologii Coselle CNG, można uzyskać oszczędności rzędu 30%. Jest on bezwzględnie najtańszą alternatywą dostaw. Ten system transportu ma charakter modularny i przeznaczony do rozbudowy. Oznacza to, że transport może rozpocząć się od dostaw małych ilości gazu i rosnąć poprzez dodawanie statków.
Projekt dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski przewiduje dostawę ze złóż norweskich przy pomocy niezależnego gazociągu podmorskiego 5 mld m3 gazu rocznie, która to ilość, zdaniem specjalistów jest poniżej granicy opłacalności takiej inwestycji szacowanej na 1,3 do 1,5 mld euro. Dlatego też, A. Piwowarski sugeruje rozważenie zastosowania technologii Coselle CNG do przewiezienia metanowcami powyższej ilości gazu ziemnego z Norwegii do dowolnego miejsca na polskim wybrzeżu. Według wyliczeń, koszt transportu w tym przypadku wyniósłby 0,50 USD za 1 MMBtu tj. poniżej 20 USD za 1000 m3.

Łukasz Legutko