Kontrakt jamalski – zabezpieczenie dostaw gazu ziemnego po jego ustaniu (23 Mar 2022)

Po inwazji dokonanej 24 lutego na terytorium Ukrainy przez wojska rosyjskie stwierdzenie zawarte w doktrynie Kwiecińskiego-Falina (wiceministra spraw zagranicznych i ostatniego ambasadora ZSRR w RFN), Ĺźe militarne wpływy sowieckie na terenie państw Układu Warszawskiego muszą zostać zastąpione uzaleĹźnieniem tych krajĂłw od gazu oraz ropy, nabierają atawistycznego znaczenia.

Gaz ziemny w polskim miksie energetycznym

Gaz ziemny wykorzystywany jest w gospodarce narodowej zarĂłwno jako paliwo w sektorze ciepłowniczym oraz elektroenergetyce, jak i surowiec w przemyśle chemicznym – szczegĂłlnie w zakładach zajmujących się produkcją nawozĂłw azotowych dla rolnictwa. W ostatnich latach gaz skroplony LNG (ang. Liquified Natural Gas) oraz sprężony CNG (ang. Compressed Natural Gas) jest takĹźe coraz częściej wykorzystywany w drogowym transporcie publicznym. Rynek gazu ziemnego w Polsce w ostatnich 10 latach odnotowywał systematyczny wzrost zapotrzebowania, ktĂłre w 2020 r. osiągnęło poziom 213,6 TWh [1] (po konwersji na miarę objętości wartość zuĹźycia to ok. 19,5 miliarda mÂł gazu) i było wyĹźsze o 5% w stosunku do 2019 r. Według danych Ministerstwa Klimatu, w strukturze zaopatrzenia polskiego rynku dominował import, ktĂłry w 2020 r. pokrył 79,5% krajowego zapotrzebowania na ten surowiec. Resztę zapewniło wydobycie krajowe.

W 2020 r. na polskim rynku gazu było obecnych 7,3 mln odbiorcĂłw końcowych (wzrost o ok. 2,8% w stosunku do 2007 r.). Najliczniejszą grupę stanowiły gospodarstwa domowe – aĹź 93,3%, jednak to odbiorcy przemysłowi (jedynie 0,8% wszystkich kupujących) odpowiadali za 65,5% konsumpcji krajowej gazu ziemnego [2]. Według danych Polskich Sieci Energetycznych w krajowej strukturze produkcji energii elektrycznej w 2020 r. paliwo gazowe zajęło 3. miejsce z 9,1% udziału w całościowej generacji, ustępując ĹşrĂłdłom spalającym węgiel – 72% (węgiel kamienny stanowił 47% a brunatny 25% krajowej produkcji) oraz tym wykorzystującym OZE – 12%.

Moce elektrowni gazowych zainstalowanych na dzień 31.12.2020 r. w Krajowym Systemie Energetycznym wynosiły 2 782 MW, natomiast moc osiągana wyniosła 2763 MW, co stanowi 5,63% zainstalowanych mocy w Polsce [3]. Stan obecny i perspektywy rozwoju elektroenergetyki oraz ciepłownictwa przedstawia poniĹźsza tabela, w ktĂłrej zawarto zestawienie elektrowni i elektrociepłowni oddanych do eksploatacji na przestrzeni ostatnich 5 lat oraz inwestycji zaplanowanych do realizacji do 2026 r.

Tabela wskazuje względną rĂłwnowagę w liczbie projektĂłw dotyczących budowy nowych czy konwersji istniejących obecnie elektrowni i elektrociepłowni z wykorzystaniem turbin gazowych. Analizując bliską perspektywę lat 2023–2026, czyli oddania do eksploatacji ponad 3 GW mocy w elektrowniach wykorzystujących gaz ziemny, a takĹźe załoĹźenia przyszłej struktury mocy Krajowej Sieci Energetycznej zawarte w zaktualizowanym w 2020 r. Programie Polskiej Energetyki Jądrowej, moĹźna zauwaĹźyć:

• znaczne zwiększenie mocy wytwĂłrczych elektrowni zasilanych gazem ziemnym CCGT (ang. Combined Cycle Gas Turbines) o 100% w perspektywie następnego ćwierćwiecza,
• pojawienie się do 2035 r. duĹźych mocy wytwĂłrczych (4,3 GW) zainstalowanych w elektrowniach gazowych szczytowych OCGT (ang. Open Cycle Gas Turbine) oraz zwiększenie ich udziału w rynku do poziomu 8,8 GW w 2045 r.

Uzasadnieniem powyĹźszych planĂłw jest stawiany sobie przez UE cel uzyskania neutralności klimatycznej do 2050 r., co wiąże się z koniecznością wprowadzenia zdecydowanych zmian polskiego miksu energetycznego. Na etapie pośrednim transformacji energetycznej gaz ziemny pozwoli na zastąpienie węgla kamiennego i brunatnego w polskiej energetyce i ciepłownictwie. Docelowo jego uĹźycie będzie malało ze względu na wdraĹźane na coraz szerszą skalę OZE oraz rosnące potrzeby produkcji zielonego wodoru.

W obecnej sytuacji moĹźna śmiało stwierdzić, Ĺźe nie istnieje alternatywa dla dynamicznego rozwoju rynku gazu i infrastruktury gazowej. Polska gospodarka nie ma innego wyjścia, ale jest to kierunek słuszny, nawet przy załoĹźeniu, Ĺźe gaz ziemny będzie stanowił jedynie paliwo przejściowe. NajwaĹźniejszymi argumentami przemawiającymi za powyĹźszą tezą jest m.in. moĹźliwość zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego Polski poprzez zmianę kierunku dostaw na północny (poprzez tzw. Bramę Północną), wysoka elastyczność elektrowni gazowych niezbędna do kompensacji wad pozyskiwania energii z OZE oraz moĹźliwość stworzenia w Polsce hubu gazowego, dzięki ktĂłremu nasz kraj mĂłgłby stać się centrum rozliczeniowo-handlowym dla krajĂłw Europy Środkowej i Wschodniej oraz państw bałtyckich.

Hub gazowy w zatwierdzonej w lutym 2021 r. Polityce Energetycznej Polski 2040 został uznany za projekt strategiczny 4B w â€žStrategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju” w obszarze interwencji „Poprawa bezpieczeństwa energetycznego kraju”. Powodzenie tego przedsięwzięcia będzie wymagało dokończenia budowy Baltic Pipe, rozbudowy terminalu LNG w Ĺšwinoujściu, realizacji FSRU (ang. Floating Storage Regasification Unit) w rejonie Zatoki Gdańskiej oraz połączeń z państwami sąsiadującymi, a takĹźe zmian regulacyjnych, ktĂłre pozwolą rozwinąć ofertę usługowo-handlową poprzez stworzenie atrakcyjnych warunkĂłw rynkowych i cenowych, zachęcających do korzystania z polskiej infrastruktury.

Kontrakt jamalski – perspektywy po jego zakończeniu

Kontrakt jamalski podpisany 25 września 1996 r. pomiędzy PGNiG i Gazprom Eksport zawiera niekorzystne rygory, ograniczenia oraz klauzulę cenową, ktĂłre były i są dla Polski potężnym ciężarem wpływającym na konkurencyjność krajowej gospodarki. Kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld mÂł gazu ziemnego rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą „take-or-pay” PGNiG musi odebrać i opłacić co najmniej 8,7 mld mÂł zakontraktowanego gazu rocznie. NaleĹźy zauwaĹźyć, Ĺźe wśrĂłd rządzących juĹź w drugiej połowie 2021 r. coraz częściej pojawiały się głosy o całkowitym uniezaleĹźnieniu się od rosyjskiego gazu i nieprzedłuĹźanie waĹźnego do 31.12.2022 r. kontraktu. Ostatnie wydarzenia w Ukrainie prawdopodobnie przyczynią się do realizacji wspomnianych planĂłw.

Gazociąg jamalski

NaleĹźy podkreślić rolę gazociągu jamalskiego, ktĂłry z tego zasobnego w gaz ziemny obszaru nad Morzem Karskim (Półwysep Jamalski) ma moĹźliwości przesyłowe na poziomie 33 mld mÂł gazu rocznie. Został wybudowany pod koniec XX w. w wyniku porozumienia Polski i Rosji w ramach tzw. traktatu o przyjaznej i dobrosąsiedzkiej współpracy. Jego długość wynosi prawie 4200 km, a polski odcinek o długości 684 km wchodzi do polskiego systemu gazowego w miejscowości Kondratki w wojewĂłdztwie podlaskim (wyposaĹźony jest w dwa punkty zdawczo-odbiorcze w miejscowości Włocławek (wojewĂłdztwo kujawsko-pomorskie) oraz LwĂłwek (wojewĂłdztwo wielkopolskie)), wychodzi zaś z polskiego systemu dystrybucyjnego w miejscowości Mallnow w Niemczech.

Gazociąg wykorzystywany jest do przesyłania gazu ziemnego z Federacji Rosyjskiej do Polski oraz państw Europy Zachodniej i sprawia, Ĺźe Polska jest państwem tranzytowym, co przekłada się na opłaty otrzymywane przez nasze państwo (do 2020 r. stawki wynosiły 20 mln złotych miesięcznie, natomiast 17 maja 2020 r. zakończyła się umowa na tranzyt gazu przez Polskę i od tej pory odbywa się on na zasadach unijnych, co wiąże się innymi stawkami za przesył i rezerwacjami mocy przesyłowych na aukcjach).

Kontrakt jamalski prawdopodobnie nie zostanie przedłuĹźony

Kontrakt jamalski zobowiązał strony do złoĹźenia deklaracji dotyczącej dalszej współpracy po 2022 r. na trzy lata przed przewidzianym zakończeniem jego obowiązywania. Wydane 15.11.2019 r. oświadczenie woli zakończenia kontraktu kupna-sprzedaĹźy gazu ziemnego do RP z dniem 31 grudnia 2022 r. przez polskiego operatora sieci gazowej PGNiG zostało przekazane do PAO Gazprom i OOO Gazprom Export, co stanowiło właśnie pierwszą tak powaĹźną zapowiedĹş nieprzedłuĹźania kontraktu ze stroną rosyjską.

Terminal LNG

ZauwaĹźalna tendencja zniĹźkowa procentowej wartości importu gazu ziemnego zza wschodniej granicy obserwowana jest od 2016 r. Jest to wynik długofalowych działań Polski rozpoczętych formalnie w 2006 r., kiedy to budowa terminalu LNG została uznana przez Radę MinistrĂłw Rzeczypospolitej Polskiej za inwestycję strategiczną. Po 9 latach od tej decyzji do powstałego kosztem 3,6 mld złotych terminala wpłynął pierwszy gazowiec z LNG, a w 2018 r. wolumen dostaw osiągnął planową wartość 5 mld mÂł gazu, co pokrywało ok. 28% rocznego zapotrzebowania kraju. NaleĹźy wspomnieć, Ĺźe do terminala w Ĺšwinoujściu od czerwca 2016 r. do marca 2022 r. wpłynęły 154 gazowce dostarczając ponad 17,5 mld mÂł gazu ziemnego po regazyfikacji. Terminal był pierwszą tak dużą inwestycją mającą uniezaleĹźnić Polskę od dostaw tego surowca z Federacji Rosyjskiej, ktĂłra z perspektywy czasu niejako zapoczątkowała trend dywersyfikacji kierunkĂłw dostaw tego strategicznego paliwa.

Baltic Pipe

W 2022 r., w ktĂłrym kończy się kontrakt jamalski planowane jest oddanie do uĹźytku podmorskiego gazociągu Baltic Pipe (01.10.2022), ktĂłry umoĹźliwi przesył do 10 mld mÂł gazu rocznie pozyskiwanego z kierunku północno-zachodniego (w tym 25% wydobytego przez PGNiG z koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym). Baltic Pipe traktowany przez Komisję Europejską jako „Projekt o znaczeniu wspĂłlnotowym” umoĹźliwi przesył norweskiego gazu na rynek duński i polski z moĹźliwością dwukierunkowego transferu tego surowca. Gazociąg o długości 275 km umoĹźliwi wzrost bezpieczeństwa energetycznego Polski oraz rynkĂłw gazowych Europy Środkowo-Wschodniej poprzez zmniejszenie zaleĹźności od dostaw rosyjskich. W połączeniu z krajowym wydobyciem na poziomie prognozowanym na 4 mld mÂł oraz zwiększeniem moĹźliwości regazyfikacyjnych świnoujskiego terminala do 7,5 mld mÂł rocznie, a docelowo do 10 mld mÂł w 2023 r. zapewni Polsce moĹźliwość ewentualnego reeksportu uzyskanych nadwyĹźek (ok. 3,5–6,0 mld mÂł ) do krajĂłw ościennych na kierunku południowo-wschodnim.

Stale rosnąca podaĹź na dostawy gazu oraz chęć uniezaleĹźnienia się od dostaw rosyjskich powoduje, Ĺźe w ramach projektu Bramy Północnej import morski w najbliĹźszych latach wyniesie od 15,7 mld mÂł (przy obecnych mocach regazyfikacyjnych terminala w Ĺšwinoujściu na poziomie 7,5 mld m [3] oraz zarezerwowanej przez PGNiG przepustowości Baltic Pipe na poziomie 8,2 mld mÂł) do maksymalnie 24,3 mld mÂł.

Terminal FSRU

Z trendem dekarbonizacji wiąże się szereg inwestycji, ktĂłre znajdują się na etapie planowania, realizacji lub działalności operacyjnej. OprĂłcz wspominanych elementĂłw rozbudowy potencjału moĹźliwości odbiorczych dostaw gazu ziemnego drogą morską zwanych Bramą Północną (Terminal LNG w Ĺšwinoujściu oraz gazociąg Baltic Pipe) rozwaĹźana jest takĹźe budowa terminala FSRU na Zatoce Gdańskiej. We wrześniu 2020 r. podpisano list intencyjny, ktĂłry przybliĹźa realizację pływającego terminalu LNG o przepustowości 4,5–6,1 mld mÂł gazu rocznie. Inwestycja ta umoĹźliwi jeszcze dynamiczniejszy rozwĂłj rynku LNG w naszej części Europy, a takĹźe wpłynie na wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski. Umiejscowienie jednostki FSRU w Zatoce Gdańskiej zwiększy rĂłwnieĹź znaczenie tej części wybrzeĹźa na gospodarczej mapie Bałtyku m.in. poprzez moĹźliwość bezpośredniego bunkrowania statkĂłw LNG. Zgodnie z ostatnim harmonogramem oddanie do uĹźytkowania pływającego terminala typu FSRU jest planowane na lata 2027/2028 [4].

Tego typu długofalowe działania z załoĹźenia mają zabezpieczyć strategiczne dostawy gazu ziemnego (z kierunku innego niĹź jamalski) dla bezpiecznego funkcjonowania i dalszego rozwoju gospodarki. Bezpieczeństwo energetyczne, ktĂłre zapewnią warunkuje utrzymanie niepodległości oraz suwerenności RP. Aspekt bezpieczeństwa energetycznego przeplata się tu z bezpieczeństwem narodowym, z jednej strony gwarantując dywersyfikację dostaw surowcĂłw energetycznych i uniezaleĹźnienie się od dostaw zza wschodniej granicy, z drugiej zaś implikując zagroĹźenia i wyzwania płynące z konieczności ochrony powstającej infrastruktury. Podatność instalacji regazyfikacyjnych, zbiornikĂłw z gazem ziemnym czy samych gazowcĂłw zmierzających do Zatoki Pomorskiej lub Gdańskiej na ataki fizyczne jest niezaprzeczalna. Przykładowo jednostki czarterowane przez PGNiG do transportu LNG z USA do Ĺšwinoujścia mają pojemność ładunkową 174 000 mÂł gazu, co przy eksplozji ładunku uwolniłoby energię przewyĹźszającą 1 mln ton trotylu (czyli 70 razy większą niĹź bomba Little Boy zrzucona na Hiroszimę).

Kierunki dostaw po zakończeniu kontraktu jamalskiego

W kontekście 2023 r., w ktĂłrym prawdopodobnie nie będzie juĹź obowiązywać kontrakt na dostawę gazu ziemnego z Rosji, zasadne jest przeanalizowanie pozostałych umĂłw. Wydobycie własne PGNiG w Norwegii planowane na 2,4–2,6 mld mÂł rocznie w 2023 r. będzie trafiało do polskiego systemu gazowego bez indeksacji i ta część wolumenu będzie prawdopodobnie najtańsza. Wynika to z faktu, Ĺźe dodatek do ceny wynajmu platform wiertniczych będzie stanowić jedynie taryfa przesyłowa Baltic Pipe. Pozostała ilość gazu z Baltic Pipe będzie pochodzić z kontraktĂłw zawartych z dostawcami z Morza Północnego, takich jak norweski Equinor. Equinor indeksuje kontrakty do hubĂłw gazowych, więc naleĹźy się spodziewać, Ĺźe te dostawy będą droĹźsze. RĂłwnieĹź LNG z USA dostarczany na mocy kontraktu PGNiG-Cheniere (2 mld mÂł rocznie) ma być indeksowany do ceny na giełdzie europejskiej, co oznacza koszty porĂłwnywalne z tymi zawartymi w kontrakcie jamalskim. Jedyny kontrakt z indeksacją do ceny ropy naftowej (choć rĂłwnowaĹźony przez aneks z 2017 r. obniĹźający indeks) z wolumenem 2,9 mld mÂł rocznie to umowa zawarta z Katarem.

Analizując spodziewany poziom dywersyfikacji dostaw (przy terminowym oddaniu do uĹźytku Baltic Pipe) oraz sytuację rynkową naleĹźy uznać, Ĺźe Polska po 2022 r. znajdzie się w komfortowej sytuacji, ktĂłra umoĹźliwi prowadzenie rozmĂłw nad potencjalnymi nowymi kontraktami gazowymi z kolejnymi dostawcami na zasadach całkowicie rynkowych. W tym miejscu naleĹźy podkreślić, Ĺźe juĹź sam fakt zakończenia kontraktu jamalskiego to ogromny sukces Polski zarĂłwno na płaszczyĹşnie politycznej, jak i organizacyjnej.

Gaz w czasach ekologicznej polityki i energetyki jest postrzegany przez europejskich decydentĂłw jako paliwo przejściowe, jednak owa przejściowość trwać będzie co najmniej 20 lat, a w opinii niektĂłrych przedstawicieli branĹźy energetycznej oraz ekosceptykĂłw – nawet 30–40 lat. Ten okres jest niezwykle waĹźny dla rozwoju naszego państwa, ktĂłre stara się nadgonić opóźnienia gospodarcze w stosunku do z Europy Zachodniej, a odpowiednio zbilansowany sektor energetyczny gwarantuje stabilność cen energii elektrycznej, co z kolei rzutuje na konkurencyjność krajowej gospodarki.

cire.pl

powrót do listy wiadomości