|
Aktualności
|
|
Informacje
Numery
Numer 02-03/2009
Co dalej z Gazociągiem Jamalskim?
|
|
|
Autor: opr. red.
|
Data publikacji: 09.03.2009 00:18
|
Polska zainteresowana budową drugiej nitki
Z prof. Maciejem Kaliskim, dyrektorem Departamentu Ropy i Gazu w Ministerstwie Gospodarki rozmawia Jacek Balcewicz
- O ile energetyka na długo jeszcze przed przystąpieniem Polski do UE przystąpiła do europejskiego systemu synchronizacji UCTE, o tyle polskie gazownictwo prawie pięć lat po przystąpieniu do UE nie dorobiło się jeszcze sprawnych i wysokowydajnych połączeń z systemem gazociągów UE. Gdzie należy szukać tego przyczyn? Nie są to przecież inwestycje skomplikowane technicznie ani przesadnie kosztochłonne.
|
- Potrzeby inwestycji w rozwój polskich sieci gazowniczych nikt nie kwestionuje, wyzwaniem zaś jest dobór inwestycji o znaczeniu priorytetowym i ich sprawna realizacja. Nie bez znaczenie jest także stopień skomplikowania procedur związanych z realizacją inwestycji. Proszę także pamiętać, że działalność przesyłowa, jako monopol naturalny, podlega regulacji więc wszyscy odbiorcy gazu niejako „składają się” na budowę nowych elementów systemu. Z tego względu decyzje inwestycyjne budzą często wiele kontrowersji. Dlatego też dobrym rozwiązaniem jest wprowadzenie przez Komisję Europejską zasady dokonywania oceny zapotrzebowania rynku dotyczącego rozbudowy systemu w sposób otwarty i przejrzysty. Obecnie operator przesyłowy rozpoczął kilka postępowań dla oceny zainteresowania nowymi połączeniami międzysystemowymi, więc należy oczekiwać, że te z nich, które są najbardziej potrzebne, wkrótce powstaną.
- Od kilku już lat bardzo wiele mówi się o dywersyfikacji kierunków zasilania Polski gazem. A tymczasem w wymiarze praktycznym nic się nie zmienia. Statoil wycofał się z finansowania gazociągu Skanled, który miał połączyć złoża norweskie - poprzez Danię - z Polską. Koszt inwestycji rośnie i pojawiły się głosy, że może ona nie dojść do skutku. Na południu, pomimo werbalnych deklaracji polskiego zapotrzebowania na gaz z tego gazociągu, żadna z polskich firm nie weszła w skład konsorcjum Nabucco. Mamy budować gazoport, ale jeszcze nie wiemy, skąd będziemy doń kupować skroplony gaz?
- Rząd RP wspiera działalność polskich spółek strategicznych tj. OGP Gaz-System S.A. oraz PGNiG S.A. w realizacji dwóch projektów dywersyfikacyjnych: budowy gazociągu Baltic Pipe i Skanled oraz terminala do odbioru gazu skroplonego w Świnoujściu. W ramach realizacji koncepcji umożliwienia dostaw gazu ziemnego pochodzącego ze złóż norweskich do Polski, PGNiG S.A. zaangażował się w projekt budowy gazociągu Skanled. PGNiG S.A. objął 15 proc. udziałów w konsorcjum Skanled budującym gazociąg z Norwegii do Szwecji i Danii oraz zarezerwował w nim dla siebie przepustowość. Kolejnym elementem infrastruktury transportowej, który umożliwi przesył gazu do Polski będzie gazociąg Baltic Pipe. Planowana długość gazociągu w rozważanych wariantach wynosi od 230 do 280 km, w zależności od wyboru lokalizacji. Gazociąg ma przebiegać przez duńskie i polskie wody terytorialne oraz niemiecką wyłączną strefę ekonomiczną. Lądowa część gazociągu w Polsce wyniesie 4 km przy założeniu, że punkt wyjścia będzie usytuowany w pobliżu Niechorza, albo 40 km, jeśli punkt wyjścia będzie w okolicach miejscowości Płoty. 28 maja 2008 roku podpisana została umowa z duńską firmą inżynieryjną Ramboll. Do zakresu prac firmy Ramboll należy m.in. przygotowanie do przeprowadzenia badania dna morskiego oraz wyznaczenie trasy przebiegu gazociągu, wstępne projektowanie, a także przygotowanie do przeprowadzenia międzynarodowych procedur środowiskowych EIA/ESPOO dla podmorskiego odcinka gazociągu. Docelowo za pośrednictwem Baltic Pipe ma trafić do Polski ok. 3 mld m sześc. gazu rocznie. Rozpoczęcie budowy planowane jest na I kwartał 2012 roku, a oddanie gazociągu do użytku - na I kwartał 2013 roku. W dniu 17 kwietnia 2007 roku powołana została spółka celowa - Polskie LNG Sp. z o.o. z siedzibą w Świnoujściu, której zadaniem jest zarządzanie i nadzorowanie przebiegu inwestycji budowy terminala LNG. W pierwszym etapie nowo powołana spółka odpowiedzialna jest za uzyskanie zgód i pozwoleń administracyjnych umożliwiających budowę terminala LNG oraz wykonanie dokumentacji techniczno-ekonomicznej. 10 stycznia 2008 roku podpisana została umowa pomiędzy Polskie LNG Sp. z o.o., a SNC-Lavalin Services Ltd. na wykonanie projektu terminala w Świnoujściu oraz uzyskanie pozwoleń na budowę planowanej inwestycji. W listopadzie 2008 roku, na mocy uchwały Rady Ministrów z 19 sierpnia 2008 roku, całość udziałów w spółce Polskie LNG Sp. z o.o. przejął Gaz-System S.A. Szacunkowy koszt budowy terminala to ok. 3-3,5 mln zł (w tym terminal 2,0-2,5 mln oraz falochron 1,0-1,2 mln zł). Oddanie tego terminala do użytku planowane jest na rok 2014. Obecnie PGNiG S.A. prowadzi rozmowy w sprawie podpisania kontraktu długoterminowego na dostawy skroplonego gazu ziemnego. Potencjalnymi kierunkami dostaw mogą być Afryka Północna, Bliski i Środkowy Wschód oraz Norwegia. Jeśli chodzi o gazociąg Nabucco, to projekt ten nadal pozostaje w sferze zainteresowania polskich firm, jak i Komisji Europejskiej.
- Od wieku lat mówi się o potrzebie intensyfikacji wydobycia głównie gazu, z krajowych źródeł, w wymiarze fizycznym wolumen wydobycia utrzymuje się jednak w ostatnich latach na zbliżonym poziomie. A tymczasem polskim firmom wydobywczym marzy się „szukanie szczęścia” poza granicami kraju. Jaki to ma sens?
- Obecnie eksploatacja złóż gazu ziemnego i ropy naftowej na terenie Polski prowadzona jest przez dwa oddziały PGNiG: Oddział w Zielonej Górze oraz Oddział w Sanoku. W 2007 r. wydobyto ok. 4,3 mld m sześc. gazu ziemnego. Jednocześnie Grupa Kapitałowa PGNiG S.A. prowadzi poszukiwania i wiercenia złóż gazu i ropy naftowej poza granicami kraju tj. m.in. w Libii, Egipcie oraz Kazachstanie. Jednym z sześciu filarów strategicznych zawartych w „Strategii Grupy Kapitałowej PGNiG w perspektywie roku 2015" jest rozwój działalności poszukiwawczo-wydobywczej. Zakłada ona zwiększenie wydobycia gazu ziemnego do poziomu ok. 6,2 mld m³ i ropy naftowej do ok. 1,8 mln ton rocznie w kolejnych latach. W tym celu PGNiG S.A. zakłada utrzymanie współczynnika odnawialności zasobów na minimalnym poziomie 1,1 w okresie 5 lat oraz obszarów koncesyjnych w kraju na poziomie minimum 45-50 tys. km kw. oraz redukcję poziomu środków trwałych w budowie związanych z niezagospodarowanymi odwiertami. Obecnie pozostaje 106 otworów do zagospodarowania, z czego 55 otworów do likwidacji i 32 otwory bez koncepcji zagospodarowania gdyż toczą się rozmowy z właścicielami gruntów. W najbliższych latach spółka planuje zagospodarować, włączając do eksploatacji, złoża w rejonie Polski południowo-wschodniej, których zasoby wydobywalne szacuje się na 6,2 mld m sześc. gazu oraz złoża w rejonie Polski zachodniej, o łącznych zasobach wydobywalnych 10,6 mld m sześc. Co ważne, ta strategia zakłada zwiększenie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej również poprzez rozpoczęcie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej z zagranicznych złóż w 2011 r. a docelowo po roku 2015 co najmniej 1,5 mld m sześc. gazu rocznie ma pochodzić z tzw. „equity gas" na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. PGNiG dąży do osiągnięcia tym sposobem pozycji międzynarodowego koncernu gazowego poprzez wypracowanie znaczącej pozycji na rynkach kluczowych (m.in. Algieria, Dania, Norwegia) jak i osiągnięcie widocznej pozycji na rynkach dodatkowych (np. Niemcy).W mojej opinii te cele – przy założeniu ich efektywnego wdrożenia - dobrze odpowiadają potrzebom rozwijającego się rynku gazu w Polsce i w świecie.
- Włączenie „Petrobalticu” w struktury „Lotosu” podniosło wizerunek tej firmy i przyczyniło się dobrej wyceny całej grupy przed giełdowym debiutem. „Lotos” jednak inwestuje głównie w rozbudowę mocy rafineryjnych, a nie wydobywczych. Jedyna polska platforma poszukiwawcza ma już 30 lat i niebawem pójdzie na 9 miesięcy do kapitalnego remontu aby odnowić wymagane resursy. Przez 9 miesięcy Petrobaltic nie będzie miał czym wiercić?
- Strategia Grupy Lotos na lata 2007-2012 jest kompleksowa i obejmuje zarówno zwiększenie mocy rafineryjnych jak i rozszerzenie potencjału Grupy w obszarze poszukiwawczo-wydobywczym. Zgodnie z nią, w obszarze poszukiwawczo-wydobywczym zbudowana zostanie międzynarodowa struktura, działająca głównie w regionach Morza Bałtyckiego, Morza Północnego i Morza Norweskiego. Łączna wartość nakładów w obszarze poszukiwawczo-wydobywczym w latach 2006-2012 wyniesie 5,1 mld zł. W związku z realizacją programu rozwojowego Grupy Kapitałowej Lotos S.A. w obszarze poszukiwań i wydobycia ropy naftowej, w pierwszym półroczu 2008 r. Walne Zgromadzenie Petrobaltic S.A. wyraziło zgodę na realizację następujących przedsięwzięć: wykonanie inwestycji dotyczącej wykonania prac poszukiwawczych i rozpoznawczych na strukturze geologicznej B22 na Morzu Bałtyckim, wykonanie inwestycji dotyczącej wykonania prac poszukiwawczych i rozpoznawczych na strukturze geologicznej B 28 na Morzu Bałtyckim, objęcie udziałów w Spółce Lotos Exploration & Production Norge AS, finansowanie projektów wydobywczych w Norwegii realizowanych przez Lotos Exploration & Production Norge AS. (E&P Norge AS.) W październiku 2008 r. Minister Środowiska przedłużył spółce Petrobaltic S.A. koncesję eksploatacyjną na złoże B3 stanowiące obecne centrum produkcyjne ropy naftowej – jest ona ważna do roku 2016. Koncesja na wydobywanie ropy naftowej i współwystępującego gazu ziemnego ze złoża B8 została udzielona na 10 lat i także jest ważna do roku 2016. W grudniu 2008 r. Spółka LOTOS E&P Norge AS. otrzymała w ramach rundy APA 2008 - 4 koncesje wydobywcze na norweskim szelfie kontynentalnym. Wygrała też udział w 2 koncesjach jako operator oraz w dwóch kolejnych jako uczestnik. Dzięki uczestnictwu w APA 2008, LOTOS ma okazję rozpocząć eksploatację tzw. "dojrzałych obszarów” czyli takich, na których zaprzestały wydobycia największe światowe koncerny naftowe. Na terenach tych pozostały jednak dziesiątki nietkniętych mniejszych pokładów ropy i gazu, których wykorzystanie jest możliwe m.in. dzięki pozostawionej tam infrastrukturze technicznej. Spółka planuje rozpocząć odwierty w 2011 r. po dokonaniu badań sejsmicznych i analiz wyników już wcześniej przeprowadzonych.
- Na ile propozycję strony rosyjskiej powrotu do budowy gazociągu Jamał II można uznać za realną, skoro obwarowana jest ona wzrostem konsumpcji gazu przez Polskę. A tymczasem apetyt gospodarki na gaz po 500 dolarów za 1000 m sześc. słabnie, albowiem trudno znaleźć taki produkt, który wyprodukowany w oparciu o tak drogi gaz da się sprzedać na rynkach trzecich zwłaszcza w czasach kryzysu.
- Polska jest zainteresowana budową drugiej nitki gazociągu jamalskiego, a tym samym zwiększeniem tranzytu gazu ziemnego do Europy Zachodniej. W swoich komunikatach prasowych Gazprom informuje, że jest zainteresowany budową drugiej nitki gazociągu Jamał-Europa. Bez wątpienia stanowisko to powinno zostać potwierdzone w drodze kontaktów dwustronnych, zarówno na szczeblu administracji rządowej jak i pomiędzy zainteresowanymi spółkami. Cena gazu, jak wiadomo, jest pochodną cen ropy naftowej i z reguły kształtuje się ona na podobnym poziomie dla wszystkich odbiorców europejskich.
- Jak wygląda zatem algorytm kształtowania cen gazu w odniesieniu do ceny ropy na rynkach światowych w kontraktach dwustronnych i jak on się ma do tzw. cen wewnątrzrosyjskich, które sprawiają, że każdy produkt wytworzony na terenie Rosji w oparciu o gaz będzie nie do pobicia cenowego przez najsprawniejsze i najwydajniejsze firmy z UE?
- Na koszt zakupu gazu ziemnego w imporcie wpływ ma cena importowa, po jakiej gaz ten nabywany jest za granicą oraz kurs walutowy, w tym kurs: dolara do złotego, (który ma zastosowanie w odniesieniu do zakupów w ramach kontraktu długoterminowego z Rosją oraz kontraktów krótkoterminowych), kurs euro do złotego, który ma zastosowanie w odniesieniu do zakupów tego gazu z Niemiec. Ceny importowe ustalane są kwartalnie, w wysokości wynikającej z formuł kontraktowych, zależnych od cen olejów lekkich i ciężkich, jakie notowane są na giełdzie w Rotterdamie w okresie dziewięciu miesięcy poprzedzających dany kwartał. Ich dynamika pozostaje w ścisłym związku z długookresowym trendem zmian cen ropy naftowej. Jako państwo nie możemy oddziaływać na ceny stosowane w transakcjach przez dostawców gazu, choć znaczne zróżnicowanie cen gazu dla sąsiadujących ze sobą krajów nie jest dobrym sygnałem dla coraz bardziej połączonych i oddziałujących na siebie gospodarek.
- Biorąc pod uwagę kłopoty rzeczywiste bądź urojone, jakie każdej zimy Rosja ma ze swoimi tranzytowymi partnerami: przemiennie Ukrainą i Białorusią, to dlaczego Polska z tak małą intensywnością propaguje koncepcję poprowadzenia gazociągu poprzez granicę którą Rosja graniczy bezpośrednio z UE a więc z Estonią bądź Łotwą. Gazociąg taki zasiliłby przy okazji od lądu zarówno aglomeracje St. Petersburga jak i enklawę kaliningradzką.
- RP stoi na stanowisku, iż zaspokojenie zwiększającego się zapotrzebowania na gaz ziemny w UE, można zapewnić m.in. poprzez budowę alternatywnych połączeń lądowych. Rząd RP za projekt alternatywny uważa przede wszystkim projekt budowy gazociągu Jamał II oraz projekt budowy gazociągu Amber. Tym gazociągiem gaz dostarczany byłby z Federacji Rosyjskiej lądem przez Estonię, Łotwę, Litwę, Polskę i dalej do pozostałych krajów UE. Przy realizacji gazociągu Amber będzie można wykorzystać materiały opracowane przy projektowaniu I nitki gazociągu jamalskiego, takie jak: podkłady mapowe i mapy ewidencji gruntów, badania geologiczne, dokumentacja dotycząca oddziaływania na środowisko itp. Dodatkowo należy zaznaczyć, iż lokalizację gazociągu lądowego można wybrać tak, by przebiegał przez tereny o małych walorach przyrodniczych i kulturowych. Chcę tu podkreślić, że mobilność antyawaryjna w przypadku gazociągu lądowego jest znacznie wyższa niż w przypadku gazociągu podmorskiego. Zespoły zaporowo-upustowe usytuowane w odległości 30 km pozwalają na szybkie wyłączenie z przesyłu odpowiedniego odcinka w przypadku awarii i wydatne zmniejszenie strat gazu. Istotne znaczenie ma również możliwość wykorzystania podziemnych magazynów gazu znajdujących się na terenie Polski w Wierzchowicach i Mogilnie, które mogą zmniejszyć ryzyko związane z eksploatacją gazociągu, a bezpieczeństwo i pewność dostaw znacznie zwiększyć.
- Jako jeden z głównych argumentów za budową Gazociągu Północnego podaje się brak opłat tranzytowych, które winny zrównoważyć zwiększone koszty budowy podmorskiego gazociągu. O ile mogą rosnąć te koszty, aby przedsięwzięcie miało sens ekonomiczny. Jaki udział w obecnych cenach gazu kupowanego przez Polskę mają opłaty tranzytowe? Czy założenie braku opłat tranzytowych jest do końca prawdziwe? Bałtyk jest małym morzem i nie ma wód eksterytorialnych, niektóre strefy ekonomiczne zachodzą nawet na siebie (polska i duńska w okolicach Bornholmu) czy zatem kraje bałtyckie zgodzą się na położenie w swoich strefach ekonomicznych (pomijając aspekty ochrony środowiska czy militarne) gazociągu bez jakichkolwiek pożytków z jego umiejscowienia i eksploatacji?
- Rzeczpospolita Polska sprzeciwia się budowie Gazociągu Północnego i nie jest zainteresowana udziałem w tym przedsięwzięciu ani odbiorem z niego gazu ziemnego. Rząd RP uważa, że budowa gazociągu Nord Stream jest inwestycją nieefektywną ekonomicznie, stanowi zagrożenie dla środowiska naturalnego oraz mogłaby niekorzystnie wpłynąć na tranzyt i dostawy surowca gazociągiem Jamał. Inwestor, jako główne argumenty przemawiające za zasadnością budowy Gazociągu Północnego, wymienia przeprowadzone analizy ekonomiczne, inżynieryjne oraz środowiskowe, podkreślając, że wynika z nich, iż droga morska jest znacznie korzystniejszym rozwiązaniem niż droga lądowa. Wskazuje przy tym w szczególności na argumenty o charakterze technologicznym oraz kwestie bezpieczeństwa. Obecnie trwa proces uzyskiwania – określonego konwencją z Espoo - pozwolenia środowiskowego (Ocena Oddziaływania na Środowisko – Environmental Impact Assessment, dalej EIA) na budowę Gazociągu Północnego. Dokument EIA może zezwolić na realizację inwestycji lub jej zabronić, ze względu na duże zagrożenie dla środowiska naturalnego. Polska uczestniczy w procedurze na prawach strony narażenia, tzn. środowisko Polski może być narażone pośrednio, ale inwestycja nie przechodzi przez terytorium RP, z tego powodu Polska nie wydaje formalnej zgody na inwestycję. Polskę w procedurze EIA reprezentuje Minister Środowiska, który pismem z dnia 16 lutego 2007 r. i 18 stycznia 2008 r. przekazał oficjalne stanowisko Polski wszystkim państwom uczestniczącym w procedurze EIA. Państwa zaangażowane w budowę gazociągu (tj. Dania i Niemcy) występujące w ramach procedury z konwencji z Espoo jako państwa pochodzenia, przekazały państwom narażenia (w tym Polsce) nowe opracowanie „Status trasy rurociągu Nord Stream na terytorium duńskim i niemieckim”, w którym zwraca uwagę fakt kolejnej zmiany trasy planowanej inwestycji (tj. na południe od wyspy Bornholm). Stanowiska poszczególnych państw basenu Morza Bałtyckiego zależą w dużym stopniu od ewentualnego zaangażowania przedsiębiorstw tych państw w realizację inwestycji. Uwaga ta dotyczy w szczególności Niemiec oraz Danii. Państwa te popierają projekt jako zwiększający bezpieczeństwo energetyczne UE oraz odpowiadający na zwiększające się zapotrzebowanie Europy na gaz. Przy czym należy zaznaczyć, że Dania wielokrotnie wyrażała zastrzeżenie co do konkretnej trasy i z tego powodu inwestor już trzykrotnie ją zmieniał. Szwecja oraz Finlandia oficjalnie nie sprzeciwiają się budowie gazociągu, ale - co należy zaznaczyć - są bardzo restrykcyjne w zakresie oceny oddziaływania inwestycji na środowisko naturalne czy to w ramach wspomnianej konwencji z Espoo czy to w odniesieniu do obszarów zaliczonych do terenów Natura 2000. Działania te (jak np. decyzję rządu Królestwa Szwecji w sprawie odmowy rozpatrzenia wniosku o udzielenie zezwolenia spółce Nord Stream AG na budowę gazociągu ze względu na istotne braki formalne i merytoryczne) opóźniają realizację inwestycji.
- Dziękuję za rozmowę.
Rozmawiał: Jacek Balcewicz
|
|
|
|
