Kontrakt jamalski – zabezpieczenie dostaw gazu ziemnego po jego ustaniu

Gaz ziemny w polskim miksie energetycznym

Gaz ziemny wykorzystywany jest w gospodarce narodowej zarówno jako paliwo w sektorze ciepłowniczym oraz elektroenergetyce, jak i surowiec w przemyśle chemicznym – szczególnie w zakładach zajmujących się produkcją nawozów azotowych dla rolnictwa. W ostatnich latach gaz skroplony LNG (ang. Liquified Natural Gas) oraz sprężony CNG (ang. Compressed Natural Gas) jest także coraz częściej wykorzystywany w drogowym transporcie publicznym. Rynek gazu ziemnego w Polsce w ostatnich 10 latach odnotowywał systematyczny wzrost zapotrzebowania, które w 2020 r. osiągnęło poziom 213,6 TWh [1] (po konwersji na miarę objętości wartość zużycia to ok. 19,5 miliarda m³ gazu) i było wyższe o 5% w stosunku do 2019 r. Według danych Ministerstwa Klimatu, w strukturze zaopatrzenia polskiego rynku dominował import, który 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 odbiorców końcowych (wzrost o ok. 2,8% w stosunku do 2007 r.). Najliczniejszą grupę stanowiły gospodarstwa domowe – aż 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 źródłom 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 poniższa tabela, w której zawarto zestawienie elektrowni i elektrociepłowni oddanych do eksploatacji na przestrzeni ostatnich 5 lat oraz inwestycji zaplanowanych do realizacji do 2026 r.

Tabela wskazuje względną równowagę w liczbie projektów 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 także założenia przyszłej struktury mocy Krajowej Sieci Energetycznej zawarte w zaktualizowanym w 2020 r. Programie Polskiej Energetyki Jądrowej, można zauważyć:

• znaczne zwiększenie mocy wytwórczych elektrowni zasilanych gazem ziemnym CCGT (ang. Combined Cycle Gas Turbines) o 100% w perspektywie następnego ćwierćwiecza,
• pojawienie się do 2035 r. dużych mocy wytwórczych (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 powyższych planów 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 użycie będzie malało ze względu na wdrażane na coraz szerszą skalę OZE oraz rosnące potrzeby produkcji zielonego wodoru.

W obecnej sytuacji można śmiało stwierdzić, że nie istnieje alternatywa dla dynamicznego rozwoju rynku gazu i infrastruktury gazowej. Polska gospodarka nie ma innego wyjścia, ale jest to kierunek słuszny, nawet przy założeniu, że gaz ziemny będzie stanowił jedynie paliwo przejściowe. Najważniejszymi argumentami przemawiającymi za powyższą tezą jest m.in. możliwość 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 możliwość stworzenia w Polsce hubu gazowego, dzięki któremu nasz kraj mógłby stać się centrum rozliczeniowo-handlowym dla krajów 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 „Strategii na rzecz Odpowiedzialnego Rozwoju” w obszarze interwencji „Poprawa bezpieczeństwa energetycznego kraju”. Powodzenie tego przedsięwzięcia będzie wymagało dokończenia budowy Baltic Pipe, rozbudowy terminalu LNG w Świnoujściu, realizacji FSRU (ang. Floating Storage Regasification Unit) w rejonie Zatoki Gdańskiej oraz połączeń z państwami sąsiadującymi, a także zmian regulacyjnych, które pozwolą rozwinąć ofertę usługowo-handlową poprzez stworzenie atrakcyjnych warunków 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, które były i są dla Polski potężnym ciężarem wpływającym na konkurencyjność krajowej gospodarki. Kontrakt jamalski przewiduje dostawy ok. 10 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Zgodnie z narzuconą przez Gazprom klauzulą „take-or-pay” PGNiG musi odebrać i opłacić co najmniej 8,7 mld m³ zakontraktowanego gazu rocznie. Należy zauważyć, że wśród rządzących już w drugiej połowie 2021 r. coraz częściej pojawiały się głosy o całkowitym uniezależnieniu się od rosyjskiego gazu i nieprzedłużanie ważnego do 31.12.2022 r. kontraktu. Ostatnie wydarzenia w Ukrainie prawdopodobnie przyczynią się do realizacji wspomnianych planów.

Gazociąg jamalski

Należy podkreślić rolę gazociągu jamalskiego, który z tego zasobnego w gaz ziemny obszaru nad Morzem Karskim (Półwysep Jamalski) ma możliwości przesyłowe na poziomie 33 mld m³ 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 województwie podlaskim (wyposażony jest w dwa punkty zdawczo-odbiorcze w miejscowości Włocławek (województwo kujawsko-pomorskie) oraz Lwówek (województwo 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, że 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 przedłużony

Kontrakt jamalski zobowiązał strony do złożenia 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-sprzedaży 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 poważną zapowiedź nieprzedłużania kontraktu ze stroną rosyjską.

Terminal LNG

Zauważalna tendencja zniżkowa 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 Ministrów 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 m³ gazu, co pokrywało ok. 28% rocznego zapotrzebowania kraju. Należy wspomnieć, że do terminala w Świnoujściu od czerwca 2016 r. do marca 2022 r. wpłynęły 154 gazowce dostarczając ponad 17,5 mld m³ gazu ziemnego po regazyfikacji. Terminal był pierwszą tak dużą inwestycją mającą uniezależnić Polskę od dostaw tego surowca z Federacji Rosyjskiej, która z perspektywy czasu niejako zapoczątkowała trend dywersyfikacji kierunków dostaw tego strategicznego paliwa.

Baltic Pipe

W 2022 r., w którym kończy się kontrakt jamalski planowane jest oddanie do użytku podmorskiego gazociągu Baltic Pipe (01.10.2022), który umożliwi przesył do 10 mld m³ 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 wspólnotowym” umożliwi przesył norweskiego gazu na rynek duński i polski z możliwością dwukierunkowego transferu tego surowca. Gazociąg o długości 275 km umożliwi wzrost bezpieczeństwa energetycznego Polski oraz rynków gazowych Europy Środkowo-Wschodniej poprzez zmniejszenie zależności od dostaw rosyjskich. W połączeniu z krajowym wydobyciem na poziomie prognozowanym na 4 mld m³ oraz zwiększeniem możliwości regazyfikacyjnych świnoujskiego terminala do 7,5 mld m³ rocznie, a docelowo do 10 mld m³ w 2023 r. zapewni Polsce możliwość ewentualnego reeksportu uzyskanych nadwyżek (ok. 3,5–6,0 mld m³ ) do krajów ościennych na kierunku południowo-wschodnim.

Stale rosnąca podaż na dostawy gazu oraz chęć uniezależnienia się od dostaw rosyjskich powoduje, że w ramach projektu Bramy Północnej import morski w najbliższych latach wyniesie od 15,7 mld m³ (przy obecnych mocach regazyfikacyjnych terminala w Świnoujściu na poziomie 7,5 mld m [3] oraz zarezerwowanej przez PGNiG przepustowości Baltic Pipe na poziomie 8,2 mld m³) do maksymalnie 24,3 mld m³.

Terminal FSRU

Z trendem dekarbonizacji wiąże się szereg inwestycji, które znajdują się na etapie planowania, realizacji lub działalności operacyjnej. Oprócz wspominanych elementów rozbudowy potencjału możliwości odbiorczych dostaw gazu ziemnego drogą morską zwanych Bramą Północną (Terminal LNG w Świnoujściu oraz gazociąg Baltic Pipe) rozważana jest także budowa terminala FSRU na Zatoce Gdańskiej. We wrześniu 2020 r. podpisano list intencyjny, który przybliża realizację pływającego terminalu LNG o przepustowości 4,5–6,1 mld m³ gazu rocznie. Inwestycja ta umożliwi jeszcze dynamiczniejszy rozwój rynku LNG w naszej części Europy, a także wpłynie na wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego Polski. Umiejscowienie jednostki FSRU w Zatoce Gdańskiej zwiększy również znaczenie tej części wybrzeża na gospodarczej mapie Bałtyku m.in. poprzez możliwość bezpośredniego bunkrowania statków LNG. Zgodnie z ostatnim harmonogramem oddanie do użytkowania pływającego terminala typu FSRU jest planowane na lata 2027/2028 [4].

Tego typu długofalowe działania z założenia mają zabezpieczyć strategiczne dostawy gazu ziemnego (z kierunku innego niż jamalski) dla bezpiecznego funkcjonowania i dalszego rozwoju gospodarki. Bezpieczeństwo energetyczne, które zapewnią warunkuje utrzymanie niepodległości oraz suwerenności RP. Aspekt bezpieczeństwa energetycznego przeplata się tu z bezpieczeństwem narodowym, z jednej strony gwarantując dywersyfikację dostaw surowców energetycznych i uniezależnienie się od dostaw zza wschodniej granicy, z drugiej zaś implikując zagrożenia i wyzwania płynące z konieczności ochrony powstającej infrastruktury. Podatność instalacji regazyfikacyjnych, zbiorników z gazem ziemnym czy samych gazowców zmierzających do Zatoki Pomorskiej lub Gdańskiej na ataki fizyczne jest niezaprzeczalna. Przykładowo jednostki czarterowane przez PGNiG do transportu LNG z USA do Świnoujścia mają pojemność ładunkową 174 000 m³ gazu, co przy eksplozji ładunku uwolniłoby energię przewyższającą 1 mln ton trotylu (czyli 70 razy większą niż bomba Little Boy zrzucona na Hiroszimę).

Kierunki dostaw po zakończeniu kontraktu jamalskiego

W kontekście 2023 r., w którym prawdopodobnie nie będzie już obowiązywać kontrakt na dostawę gazu ziemnego z Rosji, zasadne jest przeanalizowanie pozostałych umów. Wydobycie własne PGNiG w Norwegii planowane na 2,4–2,6 mld m³ rocznie w 2023 r. będzie trafiało do polskiego systemu gazowego bez indeksacji i ta część wolumenu będzie prawdopodobnie najtańsza. Wynika to z faktu, że dodatek do ceny wynajmu platform wiertniczych będzie stanowić jedynie taryfa przesyłowa Baltic Pipe. Pozostała ilość gazu z Baltic Pipe będzie pochodzić z kontraktów zawartych z dostawcami z Morza Północnego, takich jak norweski Equinor. Equinor indeksuje kontrakty do hubów gazowych, więc należy się spodziewać, że te dostawy będą droższe. Również LNG z USA dostarczany na mocy kontraktu PGNiG-Cheniere (2 mld m³ rocznie) ma być indeksowany do ceny na giełdzie europejskiej, co oznacza koszty porównywalne z tymi zawartymi w kontrakcie jamalskim. Jedyny kontrakt z indeksacją do ceny ropy naftowej (choć równoważony przez aneks z 2017 r. obniżający indeks) z wolumenem 2,9 mld m³ rocznie to umowa zawarta z Katarem.

Analizując spodziewany poziom dywersyfikacji dostaw (przy terminowym oddaniu do użytku Baltic Pipe) oraz sytuację rynkową należy uznać, że Polska po 2022 r. znajdzie się w komfortowej sytuacji, która umożliwi prowadzenie rozmów nad potencjalnymi nowymi kontraktami gazowymi z kolejnymi dostawcami na zasadach całkowicie rynkowych. W tym miejscu należy podkreślić, że już sam fakt zakończenia kontraktu jamalskiego to ogromny sukces Polski zarówno na płaszczyźnie politycznej, jak i organizacyjnej.

Gaz w czasach ekologicznej polityki i energetyki jest postrzegany przez europejskich decydentów jako paliwo przejściowe, jednak owa przejściowość trwać będzie co najmniej 20 lat, a w opinii niektórych przedstawicieli branży energetycznej oraz ekosceptyków – nawet 30–40 lat. Ten okres jest niezwykle ważny dla rozwoju naszego państwa, które 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.

Literatura
1. „Charakterystyka rynku paliw gazowych za 2020 rok”, www.ure.gov.pl.
2. „Sprawozdanie z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za okres od dnia 1 stycznia 2020 r. do dnia 31 grudnia 2020 r.”, Ministerstwo Klimatu, 2020 Warszawa.
3. „Zestawienie danych ilościowych dotyczących funkcjonowania KSE w 2020”, raport 2020 KSE, www.pse.pl.
4. Konsultacje Open Season FSRU, www.gaz-system.pl.