Autor: dr Przemysław Zaleski. Wstęp

Transkrypt

1 Gazociąg GIPL Gas Interconnector Poland-Lithuania istotny ale nie jedyny element w drodze ku niezależności gazowej Polski i Europy Środkowo -Wschodniej Autor: dr Przemysław Zaleski Źródło: Słowa kluczowe: GILP, gazoport, krajowe złoża gazu, TANAP, LNG, gaz ziemny, Rosja, niezależność energetyczna, bezpieczeństwo energetyczne, TGE, Gaz System, hub gazowy, ACER, rurociągi, PMG, magazyny gazu Wstęp W listopadzie 2013 r. na podstawie danych udostępnionych przez Gaz System został przedstawiony harmonogram uniezależniania się Polski od dostaw gazu tylko z kierunku wschodniego 1. W związku z zagrożeniami płynącymi z projektu NORD Stream II 2, każde działanie związane z budową infrastruktury gazowej jest kolejnym elementem do budowy niezależności gazowej regionu. Zdaniem ekspertów należy rozdzielić w budowie systemu budowy bezpieczeństwa energetycznego kraju i regionu te elementy, które są istotnym jego elementem i te, które ten system wzmacniają. Podstawowym czynnikiem jest bez wątpienia budowa gazoportu, który oddany właśnie do eksploatacji 3 będzie stabilizował możliwości importowe surowca spoza Europy. Zwłaszcza, że w przypadku powstania Nord Stream II należy jasno powiedzieć, że Europę zdominuje gaz ze złóż rosyjskich. Drugim elementem jest rozwój wydobycia krajowego poprzez stopniowe zagospodarowywanie nowo odkrytych

2 i wcześniej opisanych złóż gazowych oraz budowa infrastruktury: magazynów gazowych, rurociągów gazowych w kierunku na Węgry, Słowację i właśnie kraje bałtyckie jak projekt GILP 5 oraz przygotowania mechanizmów rynkowych i uzgodnień regionalnych w celu powstania Hubu Gazowego w Polsce 6. 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 gazu 7. Niemniej istotne jest pilnowanie poprzez ACER (Agencje 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 [ GWh], co w przeliczeniu (na gaz wysokometanowy) oznacza ok. 28,2% krajowego bilansu dostaw gazu ziemnego 8. Opisane zasoby gazu ziemnego w Polsce na dzień 31 grudnia 2013 r. wynosiły 132,01 mld m3 [ ,1 GWh] 9, ale nie uwzględniały nowych złóż, których odwierty były realizowane na przełomie 2014/2015, a które okazały się dużym sukcesem. Rys 1. Złoża gazowe w Polsce Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za okres od dnia 1 stycznia 2014 r. do dnia 31 grudnia 2014 r., Ministerstwo Gospodarki, Warszawa 2015 r. 9 Ministerstwo Środowiska raport dla KE z zakresu stosowania art. 9 Dyrektywy parlamentu Europejskiego i rady 94/22/WE z dnia 30 maja 1994 r. w sprawie warunków przyznawania i korzystania z koncesji na poszukiwanie, badanie i produkcję węglowodorów, marzec 2015 r. 2

3 Jak przedstawiono na rys 1. 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 mixie 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 ropę 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 złoża 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 Maćkowice 10. 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. m sześc. na dobę, a równie zasobne złoże odkryto pod Gniewinem, koło Wejherowa 11, 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 wydobywane mogą być zlokalizowane głównie w regionie bałtyckim i lubelsko-podlaskim na głębokości 2500 do m. z wielkością złóż od mld m3 do mld m3. Surowiec ten jest jednak jest 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 ConocoPhillips 13. Technologia wydobycia jest skomplikowana i często nie ekonomiczna. Odwiert wydobywczy (poziomy) charakteryzuje się malejącą w krótkim czasie eksploatacją, a dodatkowym kosztem jest konieczność stosowania tzw. hydraulicznego szczelinowania warstw łupkowych zwiększających przepuszczalność złóż i umożliwiających 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 10 MG.pdf

4 w odwiercie Lewino-1G2 udało się otrzymać tzw. długotrwały przepływ gazu łupkowego o natężeniu tys. stóp sześciennych na dobę 14. Rys. 2 Złoża gazu ziemnego w Polsce - koncesje Źródło: Ministerstwo środowiska, PGNiG SA II Budowa gazoportu niezależność na płaszczyźnie importu Zarządzany przez Polskie LNG SA polski terminal przygotowany do obioru i regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego (ang. LNG Liquefied Natural Gas) to nowoczesna instalacja, wykonana przez międzynarodowe konsorcjum pod kierunkiem doświadczonej firmy kanadyjskiej. Pomimo licznych kłopotów i barier, które doprowadziły nawet do kontroli Najwyższej Izby Kontroli. Sam proces budowy został wzmocniony uchwałą Radą Ministrów z 19 sierpnia 2008 r, która uznała terminal jako inwestycję strategiczną dla interesu kraju i będącą gwarantem bezpieczeństwa energetycznego Polski 15. Możliwości polskiego Terminala LNG są bardzo dobre, w chwili obecnej jest możliwy jego obciążenie do 5 mld m

5 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 w chwili obecnej pozyskanie bazy klientów na usługi terminala, zwłaszcza że w Europie już istnieje ich 23, a kolejny będzie budowany w Kłapejdzie. 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 LNG 16. Zdjęcie 1 Terminal w budowie Źródło: III GILP (Gas Interconnector Poland-Lithuania) własna infrastruktura gazowa Jego kolejnym krokiem 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, podobnie do projektu TANAP któremu przyznano status projektu stanowiącego przedmiot wspólnego europejskiego zainteresowania. 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 określiła zasady i mechanizmy poprzez wydany dokument Instrument Łącząc Europę CEF) 19, z wyznaczonym budżetem na lata 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, przeznaczonych właśnie sci_finansowania_ aspx 5

6 na TEN-E czyli transeuropejską infrastrukturę energetyczną (zgodnie z Decyzja 1364/2006/WE) przeznaczone na wybrane projekty (tzw. Projects of Common Interest projekty we wspólnym interesie) obejmujące sieci do przesyłu energii elektrycznej, gazu ziemnego, ropy naftowej i dwutlenku węgla 20. 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 energii 21. Obecność na Szefa Komisji Europejskiej Junckera, potwierdza że polsko-litewski gazociąg wypełnia obie przesłanki. Na uroczystości była Premier polskiego rządu Ewa Kopacz, prezydent Litwy Dalia Grybauskaite, premier Łotwy Laimdota Strajuma oraz premier Estonii Taavi Roivas 22. 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 oszacowana na 558 mln euro, gdzie strona polska otrzyma 422 miliony euro, a litewska 136 milionów euro. 23 IV Rozwój połączeń trans granicznych w kierunku południowo-wschodnim Według raportów 24 i informacji przedstawianej przez reprezentantów Spółki GAZ System materiałów, można stwierdzić, że Polska konsekwentnie realizuje swój plan uniezależnienia się gazowego. Realizacja programu inwestycyjnego w perspektywie do roku 2018 pozwoli przesyłać gaz z Terminala LNG na południe i wschód Polski. Ponadto Polska będzie miała możliwość rozprowadzać gaz po systemie przesyłowym gaz 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 Spółki poza modernizacją istniejącej infrastruktury przewidywana jest budowa nowej tłoczni w Jeleniowie i Odolanowie oraz rozbudowę 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 dziewięć. Obecna, tzw. czynna pojemność podziemnych magazynów gazu ziemnego (PMG) to 1,83 mld m3 25. W Polsce istnieją magazyny kawernowe po złożach soli lub po wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego lub ropy naftowej lub 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

7 Rys. 4 Stan rozbudowy rurociągów na rok 2015 Źródło: Gaz System SA Rys 5. Lokalizacja PMG w Polsce Źródło: PGNiG SA 7

8 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 najbliższych sąsiadów. 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.A 26. VII Trzeci pakiet liberalizacyjny prawnie bezpieczni Pomimo zmian o niezależności regulatorów, to jednak tzw. III pakiet liberalizacyjny, szczególnie w obszarze energetyki podkreśla model wspólnego administrowania, którego celem jest zapewnie współpracy przy budowie wspólnotowego rynku energii 27, 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 KE 28. Agencja powstała z myślą skoordynowania zapisów dotyczących trans granicznej 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) 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 Krajowe organy regulacyjne w trzecim pakiecie liberalizacyjnym (National Regulatory Agencies in the Third Energy Package of the EU), w: M. Rudnicki,, K. Sobieraj, Nowe prawo energetyczne, Lublin Tamże, str