Słowacja znajduje się w trudnym momencie procesu zabezpieczania dostaw gazu ziemnego, co wynika z zakończenia tranzytu surowca z Rosji przez Ukrainę na początku 2025 r., przesunięcia rosyjskich dostaw na gazociąg TurkStream oraz sankcji Unii Europejskiej w zakresie zakazu importu tego surowca ze Wschodu w kolejnych latach. Wyzwanie stanowi nie tylko zmiana źródła pochodzenia gazu ziemnego, lecz również zapewnienie technicznych możliwości jego przyjęcia, a więc odpowiednich przepustowości interkonektorów, a także wynegocjowanie akceptowalnych taryf przesyłowych i zawarcie stabilnych kontraktów zakupowych. Bez całościowego podejścia do sektora gazowego Słowacja ryzykuje wzrostem kosztów i możliwością wystąpienia niedoborów surowca w kolejnych latach.
Skala popytu i obecne źródła dostaw. Zapotrzebowanie Słowacji na gaz ziemny pozostaje relatywnie stabilne, oscylując na poziomie 4,5-4,8 mld m3 rocznie, z czego 60-70% wykorzystywane jest przez sektor przemysłowy (głównie hutnictwo, przemysł chemiczny oraz energetykę cieplną). Odbiorcy indywidualni odpowiadają za ok. 20-25% zużycia, co dodatkowo komplikuje problem bezpieczeństwa dostaw, ponieważ szczyt poboru przypada na miesiące zimowe, kiedy ceny hurtowe są najwyższe. Długoterminowy kontrakt firmy SPP (Slovenský plynárenský priemysel) z Gazpromem na ok. 3,5 mld m3 rocznie (do 2034 r. na poziomie ok. 3 mld m3 rocznie) odpowiada za ok. 70-75% średniego krajowego zapotrzebowania, co czyni ten kontrakt fundamentem bezpieczeństwa energetycznego Słowacji. Problem stanowi nie sama wielkość dostaw, lecz struktura umowy, oparta na zasadzie „take-or-pay”, która ogranicza elastyczność zakupową SPP nawet w sytuacji pojawienia się tańszych dostaw LNG na rynku krótkoterminowym (spotowym). Oznacza to, że Słowacja musi odbierać zakontraktowane wolumeny nawet wtedy, gdy fizyczny kierunek importu staje się politycznie ryzykowny lub ekonomicznie mniej konkurencyjny. Po zamknięciu tranzytu rosyjskiego gazu ziemnego przez Ukrainę na początku 2025 r. („Komentarze IEŚ”, nr 1274) dostawy dla Słowacji zaczęły płynąć wyłącznie południowym korytarzem przez TurkStream i infrastrukturę państw Europy Południowej. Z technicznego punktu widzenia oznacza to pokonywanie szeregu wąskich gardeł infrastrukturalnych oraz konieczność uwzględnienia w dostawach również wyższych kosztów taryfowych (szczególnie na styku systemów serbskiego i węgierskiego oraz w punkcie Balassagyarmat-Veľké Zlievce na granicy słowacko-węgierskiej). Choć przepustowość ma zostać zwiększona do 4,38 mld m3 rocznie, wolumen ten nadal pozostaje na granicy zapotrzebowania Słowacji i nie kompensuje braku alternatywnych dużych źródeł dostaw. W październiku 2025 r. udział gazu ziemnego z Rosji w imporcie spadł chwilowo do ok. 40%, ale w kolejnych miesiącach oczekuje się wzrostu dostaw. Bez wątpienia silną rolę na rynku słowackim odgrywa cena, ponieważ gaz ziemny z Rosji, przy braku pełnego embarga, wciąż potrafi być bardziej konkurencyjny niż LNG, zwłaszcza w regionach o wysokich opłatach przesyłowych. Dlatego też w listopadzie 2025 r. premier Robert Fico zapowiedział, że Słowacja rozważy dołączenie do Węgier i złożenie odwołania od decyzji Komisji Europejskiej dotyczącej zakazu importu rosyjskiego gazu ziemnego i ropy naftowej od początku 2028 r. Rząd argumentuje, że przy obecnej strukturze dostaw i obowiązującym kontrakcie długoterminowym z Gazpromem Słowacja należy do państw najbardziej dotkniętych planowanym embargiem.
Niedostateczne przepustowości zachodnich szlaków importowych. Najważniejszy dla przyszłej struktury importu pozostaje korytarz niemiecko-czeski, pozwalający na wprowadzenie na Słowację gazu ziemnego z Niemiec zarówno poprzez terminale LNG w Wilhelmshaven, Brunsbüttel i Stade, jak i przez gazociągi z kierunku Norwegii, Belgii i Holandii. To właśnie dzięki tej dywersyfikacji ceny gazu ziemnego w Niemczech pozostają jednymi z najniższych w Europie. Jednak podstawowy problem dotyczy infrastruktury. Przepustowość zachodniego korytarza jest dziś szacowana na ok. 9,5 mld m3 rocznie, podczas gdy łączny popyt czesko-słowacki przekracza 13 mld m3. Niedobór przepustowości oznacza, że nawet przy relatywnie niskich dostawach LNG do Niemiec, fizyczny dostęp do nich może być ograniczony w okresach wysokiego zapotrzebowania, a więc zimą. Sytuacja ta ma zostać złagodzona dzięki projektom zgłoszonym w 10-letnich planach rozwoju czeskiego operatora Net4Gas i niemieckich operatorów przesyłowych. Modernizacje stacji kompresorowych (m.in. Rehden, Wittenburg) oraz przebudowa systemu przesyłowego między północą a południem Niemiec mają zwiększyć strumień gazu ziemnego kierowanego na wschód. Kluczowe modernizacje mają zostać ukończone w latach 2026-2028, co zbiega się z planowanym zakazem importu gazu ziemnego z Rosji przez państwa UE. Niemniej jeżeli inwestycje w Niemczech ulegną opóźnieniu, Słowacja znajdzie się w sytuacji, w której technicznie nie będzie mogła odebrać wystarczających wolumenów gazu ziemnego z zachodu po wejściu zakazu importu surowca z Rosji. Co istotne, chociaż Słowacja posiada własne podziemne magazyny gazu ziemnego o łącznej pojemności wynoszącej ok. 3,3 mld m3, część dostępnych pojemności jest wykorzystywana komercyjnie przez podmioty zewnętrzne, a nie bezpośrednio w celu zabezpieczenia dostaw. W efekcie elastyczność sezonowa słowackiego systemu przesyłowego pozostaje ograniczona, a pełne pokrycie zimowego zapotrzebowania wyłącznie z magazynów nie jest możliwe.
Opłacalność północnego i południowego korytarza LNG. Północny korytarz dostaw gazu ziemnego, oparty na terminalu w Świnoujściu oraz w przyszłości na pływającym terminalu FSRU w Gdańsku, wydaje się optymalnym wyborem. Jednak warunki ekonomiczne znacznie ograniczają jego atrakcyjność. Opłaty przesyłowe w Polsce należą do najwyższych w regionie (podkreślają to często słowackie władze). Różnice w taryfach są istotne, ponieważ według szacunków rynkowych koszt dostarczenia surowca z niemieckiego rynku THE jest nawet o 30-50% niższy niż analogiczny koszt transportu tej samej wielkości gazu ziemnego z terminalu LNG w Świnoujściu do punktu odbioru na Słowacji. Kolejnym problemem jest rezerwacja mocy w terminalach LNG. Obecne moce regazyfikacyjne terminalu w Świnoujściu (8,3 mld m3 rocznie) są w większości zarezerwowane w ramach kontraktów długoterminowych i średnioterminowych. Słowacja mogłaby korzystać z niewielkiej części dostępnych mocy. W tym kontekście istotny jest terminal FSRU w Gdańsku (docelowo 6 mld m3 rocznie), lecz jego pełna operacyjność spodziewana jest dopiero w ok. 2028 r., a więc w momencie wejścia w życie zakazu importu gazu ziemnego z Rosji. Wykorzystanie gazociągu Polska-Słowacja (o przepustowości 4,7 mld m3 w kierunku południowym) pozostaje marginalne, co obrazuje skalę problemów taryfowych i rynkowych.
Bardziej złożona jest sytuacja południowego korytarza LNG przez Grecję (terminal Revithoussa, FSRU Aleksandropolis), Turcję lub Chorwację (terminal LNG na wyspie Krk). Choć infrastruktura w tym regionie dynamicznie się rozwija, a w terminalu Krk w Chorwacji trwa rozbudowa mocy do 6,1 mld m3 rocznie („Komentarze IEŚ”, nr 829), to przepływy w kierunku północnym są ograniczone przez brak pełnej integracji systemów bałkańskich oraz wąskie gardła w przesyle na osi Serbia-Węgry-Słowacja. Problemem jest również kwestia indeksacji cenowej, ponieważ amerykański gaz ziemny LNG jest wyceniany na podstawie benchmarku Henry Hub, przy czym wówczas należy dodać marżę i koszt transportu, co przy rosnących stawkach przewozowych i zmienności cen surowca w USA bywa ryzykowne dla odbiorców europejskich.
Wnioski
Michał Paszkowski
Komentarze IEŚ 1479 (219/2025)
Słowackie wyzwania dotyczące zapewnienia dostępności gazu ziemnego