Dania wyraziła zgodę na budowę Baltic Pipe

Abstrakt

25 października Duńska Agencja Energii (DEA) wydała zgodę na budowę gazociągu Baltic Pipe na wodach i szelfie kontynentalnym należących do Danii. Budowa Baltic Pipe, poprzez zwiększenie dostępności gazu naturalnego, wspomoże transformację energetyczną Polski oraz pozwoli na dalszą dywersyfikację kierunków dostaw błękitnego paliwa do Polski. Natomiast w skali regionu Morza Bałtyckiego umożliwi przełamanie izolacji energetycznej państw bałtyckich i wpłynie na liberalizację rynku gazu.

Zaawansowanie prac przy budowie Baltic Pipe. Baltic Pipe to inwestycja infrastrukturalna prowadzona przez duński Energinet i polski Gaz-System. Zakłada wybudowanie dwóch tłoczni gazu (Zealand i Gustorzyn), rozbudowę dwóch kolejnych (Goleniów i Odolanów) oraz budowę ok. 900 km gazociągów. Dzięki temu możliwe będzie podłączenie do istniejącego gazociągu Europipe II na Morzu Północnym, przesyłającego gaz ze złóż norweskich. Planowany gazociąg będzie dostarczał do 10 mld m3 gazu rocznie do Polski i do 3 mld m3 rocznie do Danii i Szwecji. Przedsięwzięcie uzyskało status „Projektu o znaczeniu wspólnotowym” (PCI). Jest on nadawany przez Komisję Europejską działaniom, które wzmacniają wewnętrzny rynek energii UE oraz realizują cele polityki klimatyczno-energetycznej UE (m.in. do 2030 r. ograniczenie o co najmniej 40% emisji gazów cieplarnianych w stosunku do poziomu z 1990 r.; zwiększenie do co najmniej 32% udziału energii ze źródeł odnawialnych w całkowitym zużyciu energii oraz zwiększenie o co najmniej 32,5% efektywności energetycznej).

Gaz-System odpowiada za budowę podmorskiego gazociągu, który połączy Danię i Polskę (tzw. komponent 4), oraz rozbudowę infrastruktury przesyłowej w Polsce (tzw. komponent 5). Na Morzu Bałtyckim gazociąg o długości ok. 275 km przebiegać będzie przez duńskie, szwedzkie oraz polskie obszary morskie. Komponent 5 obejmuje budowę nowej tłoczni gazu Gustorzyn, rozbudowę istniejących tłoczni Goleniów i Odolanów oraz ułożenie gazociągów na lądzie o długości ok. 230-280 km. Cała inwestycja powinna być zakończona do końca 2022 r., kiedy wygasa kontrakt jamalski pomiędzy PGNiG a Gazpromem z 1996 r. (aneksowany w 2010 r.).

Przewidywany koszt budowy to ok. 1,6-2,2 mld euro, z czego koszty Gaz-Systemu będą się wiązały z wydatkami szacowanymi na ok. 800 mln euro. Ze względu na strategiczne znaczenie projekt kilkukrotnie otrzymywał wsparcie finansowe ze strony UE. Dotychczas łączna kwota przyznanego wsparcia wynosi 266,77 mln euro. Pierwsze dofinansowanie w maksymalnej wysokości 400 tys. euro projekt otrzymał w ramach instrumentu „Łącząc Europę” w 2015 r. w celu realizacji studium wykonalności. Wsparciem objęto także realizację prac projektowych (konkursy CEF Energy 2017 i 2018) w maksymalnej wysokości ok. 51,45 mln euro. W styczniu 2019 r. Komisja Europejska przyznała projektowi dofinansowanie na prace budowlane w maksymalnej wysokości blisko 215 mln euro.

Projekt Baltic Pipe wciąż jeszcze czeka na uzyskanie niezbędnych pozwoleń na budowę gazociągu na wodach należących do Szwecji (wniosek wraz z oceną oddziaływania na środowisko został złożony w marcu 2019 r. do Ministerstwa Przedsiębiorczości i Innowacji) oraz Polski (w tym przypadku konieczna jest również decyzja ws. warunków wyjścia rurociągu na ląd, co nastąpi w Niechorzu lub Rogowie). Harmonogram projektu zakłada uzyskanie stosownych pozwoleń do końca 2019 r. Na chwilę obecną nie są przewidywane żadne opóźnienia. 12 listopada strona polska przekazała odpowiedzi na uwagi zgłoszone w procesie konsultacji odnośnie do potencjalnych oddziaływań transgranicznych inwestycji. Są one wymagane przez konwencję z Espoo, która została podpisana 25 lutego 1991 r. w ramach Europejskiej Komisji Gospodarczej ONZ i reguluje zasady postępowania przez państwa w zakresie planowanych przedsięwzięć, mogących oddziaływać na środowisko w kontekście transgranicznym.

Konsekwencje Baltic Pipe dla rynku energii w Polsce. Obecnie Polska zużywa niecałe 18 mld m3 gazu rocznie – stanowi on niecałe 15% udziału w produkcji energii (Eurostat 2017, wg tych samych danych średnia dla 28 państw UE to 23,2%). Obserwowany dynamiczny wzrost zużycia gazu w Polsce (z ok. 14 mld m3 w 2014 r. do szacowanych ok. 21 mld m3 w 2030 r.) wynika z dwóch przyczyn. Po pierwsze, wzrasta udział gazu w produkcji energii elektrycznej (z 2,09% w 2014 r. do 7,2% w 2018 r.). Co więcej, spółki energetyczne planują budowę nowych bloków energetycznych na gaz (PGE: Dolna Odra, Energa: Grudziądz, Tauron: Stalowa Wola, PGNiG Termika: Żerań). Obecnie są one na różnym etapie realizacji, ale kluczowa wydaje się decyzja PGE w sprawie budowy do końca 2023 r. dwóch bloków gazowo-parowych o łącznej mocy ok. 1400 MW w Elektrowni Dolna Odra, w bezpośrednim sąsiedztwie Baltic Pipe. Budowa niskoemisyjnych jednostek wytwórczych (o emisyjności poniżej 550 kg CO2/MWh) przyczyni się istotnie do osiągnięcia celów polityki klimatycznej UE i jest zgodna ze światowymi trendami w energetyce.

Po drugie, skutkiem programu gazyfikacji Polski, realizowanego przez PGNiG w ponad 300 gminach, będzie wzrost dostępności tego paliwa w gospodarstwach domowych. Według planów do 2022 r. 90% społeczeństwa będzie miało możliwość używania gazu w swoich domach (obecnie problem „białych plam” na mapie polskiej gazyfikacji dotyczy głównie obszarów wiejskich). Spowoduje to wzrost popytu na to paliwo, a przez to ułatwi likwidację tzw. źródeł niskiej emisji i pomoże w walce ze smogiem. Wpływ budowy Baltic Pipe na transformację energetyczną w Polsce jest szczególnie mocno podkreślany w Danii i Norwegii, które zauważają, że dzięki zmniejszeniu udziału węgla w strukturze produkcji energii (zastępowanego stopniowo przez gaz ziemny) Polska jednocześnie zmniejsza emisję CO2 i realizuje swoje zobowiązania międzynarodowe w tym zakresie (pakiet klimatyczno-energetyczny UE, porozumienie paryskie).

Baltic Pipe umożliwi także dalsze zdywersyfikowanie kierunków dostaw gazu ziemnego. W 2018 r. ok. 9,04 mld m3, tj. większość gazu, importowano z Rosji (66,8%). Dane za ostatni rok wskazują na spadek importu z tego kierunku (w 2016 r. stanowił on niemal 89% importu), przy jednoczesnym wzroście importu skroplonego gazu ziemnego z Kataru, USA i Norwegii do 2,71 mld m3 (ok. 20% importu). Uruchomienie nowego źródła dostaw z Norwegii oznacza dalszą redukcję zależności od jednego źródła dostaw, a więc zwiększa bezpieczeństwo energetyczne nie tylko Polski, ale i pozostałych zaangażowanych państw. Dzięki zwiększeniu konkurencji między dostawcami wzrastają możliwości negocjacji handlowych, co pozwoli na uzyskanie lepszych warunków dostaw gazu w przyszłości. Dotyczy to także ewentualnego importu z kierunku wschodniego po zakończeniu obecnego kontraktu, który nie zostanie przedłużony na obecnych – bardzo niekorzystnych dla Polski – warunkach. Otwarta pozostaje natomiast kwestia, czy Gazprom będzie w stanie przedstawić PGNiG na tyle atrakcyjną ofertę, w której korzyści ekonomiczne przeważą nad stosunkami politycznymi.

Wnioski. Budowa połączeń gazowych jest jednym z priorytetów polityki energetycznej Polski do 2040 r. (PEP2040) oraz innych państw regionu Morza Bałtyckiego. Realizacja Baltic Pipe wpisuje się w program budowy połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich (np. gazociąg GIPL oraz Balticconnector pomiędzy Estonią a Finlandią). Umożliwią one zróżnicowanie kierunków dostaw gazu do państw bałtyckich, co przyczyni się do kształtowania zliberalizowanego rynku gazu w północno-wschodniej części Europy. Budowa wspólnego rynku energetycznego w UE daje nadzieję, iż przerwana zostanie dotychczasowa izolacja państw bałtyckich od europejskiego rynku gazu. W ten sposób zostanie ostatecznie zlikwidowana tzw. bałtycka „wyspa energetyczna”.

Ponadto, dzięki zwiększeniu udziału gazu w produkcji energii elektrycznej, Polska podejmuje efektywne działania na rzecz budowy niskoemisyjnej gospodarki i walki ze zmianą klimatu, zapewniając jednocześnie odbiorcom krajowym energię elektryczną niezbędną do utrzymania wzrostu gospodarczego.

Pięć dni po wydaniu decyzji ws. Baltic Pipe DEA pozwoliła również na ułożenie odcinka gazociągu NS2 na szelfie kontynentalnym Danii na południowym wschodzie od Bornholmu (wg tzw. wariantu 3 – więcej na ten temat w Komentarzu IEŚ 52 (52/2019) pt. Problemy Gazpromu w budowie Nord Stream 2). Wprawdzie samej decyzji spodziewano się od dłuższego czasu, ale w ten sposób Dania w jednoznaczny sposób wskazała priorytety w swojej polityce energetycznej.