Gaz ziemny w polityce energetycznej Polski i Unii Europejskiej, Egzaminy z Transport

Pobierz Gaz ziemny w polityce energetycznej Polski i Unii Europejskiej i więcej Egzaminy w PDF z Transport tylko na Docsity! POLITYKA ENERGETYCZNA Tom Il <> Zeszyt | < 2008 PL ISSN 1429-6675 Stanisław RYCHLICKI*, Jakub SIEMEK** Gaz ziemny w polityce energetycznej Polski i Unii Europejskiej STRESZCZENIE. Węglowodorowe nośniki energii, tzn. gaz ziemny i ropa naftowa są obecnie, poza węglem, głównymi surowcami energetycznymi. Zgodnie z wieloma prognozami, taki właśnie energetyczny obraz Świata będzie trwał w XXI wieku, a ludzkość będzie zdana w prze- ważającej mierze na wykorzystywanie głównie tych surowców. Można wręcz twierdzić o dalszej dominacji ropy naftowej i zwłaszcza gazu ziemnego w biegnącym stuleciu. W ar- tykule poruszono następujące problemy: - Polityka energetyczna oraz prognozy zużycia i zaopatrzenia Unii Europejskiej w gaz ziemny w okresie do 2030 r. — Konkurencja węgiel — gaz. — Polska — zasoby gazu, możliwości jego wydobycia i prognozy jego zużycia. — Rosja — największy eksporter gazu ziemnego. — Ocena ekspertyz Estońskiej Akademii Nauk dotyczących projektu gazociągu Nord Stream. — Polityka energetyczna Polski w zakresie gazu ziemnego. SŁOWA KLUCZOWE: Europa, Polska, gaz ziemny, wydobycie, konsumpcja, zapotrzebowanie, dostar- czanie, prognozy, podziemne magazyny gazu * Prof. dr hab. inż. — Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Zakład Inżynierii Naftowej, Akademia Gór- niczo-Hutnicza, Kraków. ** Prof. zw. dr hab. Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu, Zakład Inżynierii Gazowniczej, Akademia Gómiczo-Hutnicza, Kraków. 409 Wprowadzenie Węglowodorowe nośniki energii, tzn. gaz ziemny i ropa naftowa są obecnie, poza węglem, głównymi surowcami energetycznymi. Zgodnie z wieloma prognozami, taki właśnie ener- getyczny obraz świata będzie trwał w XXI wieku, a ludzkość będzie zdana w przeważającej mierze na wykorzystywanie głównie tych surowców [5, 6]. Można wręcz twierdzić o dalszej dominacji ropy naftowej i zwłaszcza gazu ziemnego w biegnącym stuleciu. Pojawia się jeszcze jedno niesłychanie ważne kryterium użytkowania paliw węglowodorowych. Jest nim emisja dwutlenku węgla, aktywnego gazu cieplarnianego, odpowiedzialnego za efekt globalnego ocieplenia klimatu. I tu bezwzględną przewagę nad węglem i ropą naftową ma gaz ziemny, przy spalaniu którego powstaje o blisko połowę mniej dwutlenku węgla niż przy spalaniu ropy naftowej, jej produktów oraz węgla. W przemyśle energetycznym, stanowiącym jeden z głów- nych sektorów konsumpcji nośników energii, przy wygenerowaniu mocy 1 [kW-h] powstaje przy użyciu: węgla kamiennego — 0,33 kg CO», węgla brunatnego — 0,40 kg CO», oleju opałowego — 0,28 kg CO», gazu ziemnego — 0,20 kg CO». Należy jednak zauważyć, że współczesne technologie wychwytu i neutralizacji spalin są wysoce skuteczne i efektywne. Polska w 2007 r., otrzymała od Komisji Europejskiej limit emisji CO» do 208,5 mln ton/rok (dla porównania w 2002 r. Instytut Ochrony Środowiska szacował emisję CO» na obszarze kraju na około 250-300 mln ton/rok). Tak więc, pod względem ekologicznym zarysowują się wyraźne walory gazu ziemnego, jako paliwa o najwyższym stopniu czystości, jednocześnie łatwego w transporcie i użytkowaniu. Gaz ziemny stał się najbardziej pożądanym nośnikiem energii w świecie, o wysokim stopniu społecznej akceptacji. Znaczący wzrost zużycia gazu, i to we wszystkich regionach, zaznaczy się w sektorze energetycznym. Płn. Ameryka oraz Zach. i Środkowa Europa zużywają najwięcej gazu na wytworzenie energii elektrycznej oraz ciepła. Rozwój przemysłu gazowo-energetycznego w ostatnim dziesięcioleciu spowodowany był [1]: < wprowadzeniem, na dużą skalę, wygodnych technologii kombinowanych cykli (CCGT, CHP — skojarzenie turbin gazowych i parowych lub stosowanie silników gazowych o mocy od kilku kW do 300 MW w przypadku turbin), <. osiąganiem wysokich sprawności cykli — powyżej 50% (cały cykl „energia elektryczna — ciepło” — ok. 90%), <w porównaniu z technologiami nuklearnymi oraz hydroelektrowniami: niższymi kosz- tami inwestycyjnymi i eksploatacyjnymi, krótszym czasem budowy i uruchamiania, mniej złożonym projektowaniem, prostszymi konstrukcjami i instalacjami, < wysokim stopniem akceptacji społecznej. Ponadto zarysowały się następujące czynniki amplifikujące ekspansję przemysłu gazow- niczego: <% rozwój technologii skroplonego gazu ziemnego (LNG) oraz rynków LNG powoduje, że regionalny handel gazem zaczyna mieć wymiar globalny; < nastąpiło przesunięcie punktu ciężkości na zapotrzebowanie na gaz, w miejsce ofert na dostawę gazu, co powoduje wzrastające zainteresowanie zasobami i złożami gazu ziem- 410 | A EUROPA ( © + 532 BCM (2005) 2 UK 8: Ireland > ś1 Balicy 6 Noi żeś Ą Central Europe Romania |_ Portu pain 38 |beria DISektor domowy żródło History CEDKGAŹ Prjectons - Prmos (2002) IM Ogrzewanie i inne Rys. 2. Prognozy zużycia gazu w regionach Europy-34 (bem = miliard m”) Fig. 2. Prognosis of gas consumption in regions of Europe 34 Można zauważyć, że 60% zużycia gazu na przestrzeni lat 1990-2030 przypada na sektor energetyczny i to potwierdza fakt ekspansji gazu w tym sektorze. Generalnie prognozuje się wzrost zużycia gazu w krajach EU w okresie do 2015 r. [8]. Polsce przypisuje się około 2,7% roczny wzrost zużycia gazu, co dobrze koresponduje z wynikami modelu Hubberta — AGH [9], jak i danymi polskimi. Jest to potwierdzenie poprawności prognozy do około 16 mld m* zużyciu gazu w Polsce, w 2010 roku. Zbliżone oszacowanie podaje również Ministerstwo Gospodarki RP. Według [8] w latach 1995-2015 nastąpi wzrost dostaw gazu ziemnego zarówno gazociągami jak i w postaci skroplonego gazu ziemnego (LNG) do Europy. Transport gazu z Rosji (Gazprom) w 2010 r. wyniesie 175 mld m'/rok, natomiast zdolności regazyfikacyjne europejskich terminali osiągną poziom 225 mld m'/rok w 2015 r. (nie są równe dostawom LNG do Europy). W 2005 r. import LNG do Europy wynosił 37 mld m*/rok, natomiast prognoza na 2030 rok mówi o 227 mld m*”/rok. Koszty transportu, w ogóle przesyłu gazu do Europy-34 w $/MBtu, pokazano na rysun- ku 3 [8]. Zauważalnymi są następujące fakty: < koszty LNG przewyższają, w każdym przypadku z wyjątkiem przesyłu gazu z Rosji, koszty transportu gazociągami, < najdroższą opcją jest import gazu gazociągami z obszarów arktycznych Rosji (Yamal- -Syberia Płn, Sztokman). Jednak ten efekt może być złagodzony, ponieważ w transport gazu z Rosji włączane są istniejące już, zamortyzowane połączenia gazociągowe, <> bardzo zachęcającą alternatywą jest import gazu ze Środkowego Wschodu i krajów Morza Kaspijskiego via Turcja. Jest to tańszy wariant niż sprowadzanie gazu z Rosji. Niekorzystna jest jednak niepewna sytuacja polityczna tego regionu. 413 Gulf LNG Rys. 3. Koszty dostawy gazu nowymi drogami do Europy-34 [$/MBtu] (2005/2006) 1000 m? = 39,97 MBtu Fig. 3. Gas transport prices to Europe W związku z powyższym transport gazociągowy będzie nadal dominował do i w Eu- ropie. Natomiast skroplony gaz ziemny (LNG) będzie dostarczany do: Wielkiej Brytanii (28%), Hiszpanii (19%), Włoch (18%), Francji (15%), krajów Beneluksu (13%) oraz innych (7%). 2. Konkurencja węgiel-gaz Przejdźmy do innej, dającej powody do poważnego zastanowienia, informacji doty- czącej tym razem partycypacji węgla i gazu w wytwarzaniu energii elektrycznej w USA [4]. Generowanie energii elektrycznej przy użyciu wysokosprawnych turbin gazowych ma wiele niewątpliwych zalet. Budowa elektrowni gazowych wymaga mniejszych nakładów in- westycyjnych oraz znacznie krótszego czasu niż przy zastosowaniu innych technologii. Emisje zanieczyszczeń do atmosfery są o wiele niższe niż w energetyce opartej na węglu — 45% mniej dwutlenku węgla, 80% mniej tlenków azotu, bardzo niewielkie ilości związków siarki (poniżej 20 ppm) oraz cząstek stałych i pyłów. Pomimo to w USA następuje zwrot w kierunku technologii czystego węgla, jako preferowanego rozwiązania następnej gene- racji. Prognoza Departamentu Energii USA przewiduje, że począwszy od roku 2020 zary- suje się przewaga technologii węglowych w nowopowstających elektrowniach (rys. 4). W generowaniu energii elektrycznej w USA, aktualnie węgiel ma udział — 51%, gaz 414 80 60 h » EIGaz ziemny 5 E Węgiel 5» i [l Odnawialne nośniki o = T I 2004- 2006- 2011- 2016- 2021- 2005 2010 2015 2020 2025 Rys. 4. Udział nośników energii w nowopowstających elektrowniach w USA (Annual Energy Outlook 2005, U.S. Dept. of Energy) Fig. 4. Different kinds of energy in US electric power stations ziemny — 17% oraz energia jądrowa — 21%. Inne kraje zależne od węgla w produkcji energii elektrycznej to: Indie — 78%, Chiny — 70%, Australia — 70% oraz Polska — 95%. Kraje te, także USA, posiadają również znaczące zasoby węgla kamiennego i brunatnego. Argumen- tami na rzecz reorientacji technologii energetycznych w kierunku węgla są: < wysokie ceny gazu ziemnego, które powiększają koszty operacyjne elektrowni lub elektrociepłowni gazowych. Według źródeł amerykańskich na koszt ten w 90% wpływa- ją ceny dostawy gazu. Udokumentowane zasoby gazu ziemnego w USA wystarczą, według prognoz, jeszcze na okres około 10 lat, i stąd przewidywany zwrot w polityce energetycznej w kierunku węgla, technologii LNG, ewentualnie energetyki jądrowej w tym siłowni jądrowych nowej generacji skojarzonych z węglem. Zasoby perspektywi- czne Ameryki Północnej są większe, ale trzeba je odkryć i udokumentować. Wpływ na kształtowanie się cen gazu ma również dynamika gospodarki Chin, zdolnych przyjąć prawie każdą ilość surowców energetycznych (np. okres prosperity węgla); < szybka i łatwa dostępność do złóż węgla usytuowanych na własnym obszarze pań- stwowym. Krótkookresowe zapasy węgla są magazynowane na terenie elektrowni; < długość tras gazociągów magistralnych stwarza poważne zagrożenie dla ciągłości do- staw, wynikające również z warunków terenowych i pogodowych. Podobne obawy nasuwa „długość łańcucha” w dostawach skroplonego gazu (LNG); <© chociaż użycie gazu ziemnego jako paliwa turbinowego znacznie redukuje emisje CO», NO;, SO» ( gazy cieplarniane) do atmosfery, to jednak ich nie eliminuje. Wprowadzenie nowoczesnych technologii węglowych, np. zintegrowanej gazyfikacji w kombinowa- nym cyklu, obniża koszty procesu wychwytu CO» na przykład w warstwach porowatych; <© otwarcie się pola dla optymalizacji gospodarki nośnikami energii lub paliwami. Pojawia się paleta technologiczna, a więc: technologie czystego węgla, skroplony gaz ziemny (LNG), produkcja paliw ciekłych z gazu ziemnego (GTL — Gas To Liquid), ewentualnie sprężony gaz ziemny (CNG). Problem optymalizacji rodzajów źródeł energii zaczyna się zarysowywać w Wielkiej Brytanii, gdyż złoża gazu ziemnego sektora brytyjskiego Morza Północnego również się wyczerpują. Dyskutuje się powrót do energetyki ją- drowej, buduje się terminal LNG. 415 GZW i wyniosło 272,7 mln m* (wzrost w porównaniu do roku poprzedniego o 6,52 mln m*). Ponadto w 2005 roku do atmosfery wyemitowano 170 mln m* metanu [15]. Dla porównania w roku 2004 wyprodukowano 250,88 10” m* metanu przy wydatku 481,1 1 m*/min, a 106,05 10? m* zostało wyemitowane do atmosfery [16]. W latach 1990-1996 kilka firm zagranicznych takich jak Amoco, Texaco, MeCormic, Metanel--Poland realizowała swoje projekty w zakresie pozyskania metanu z pokładów węgla [16]. Z tego co napisano powyżej widać, że zainteresowanie pozyskiwaniem metanu z pokładów węgla w Polsce było duże. Niestety, brak spektakularnych sukcesów wyraźnie ostudził zapał ewentualnych przyszłych producentów. Firmy, które rozpoczęły działalność w tym zakresie napotkały szereg przeszkód, do których należy zaliczyć między innymi: <> brak właściwej , dostosowanej do polskich warunków technologii. Zastosowanie metod, które zdały egzamin w warunkach złóż amerykańskich nie dało oczekiwanych przez inwestorów rezultatów; <> brak polityki podatkowej zachęcającej do inwestowania; < adaptacja do polskich warunków ekonomicznych panujących w górnictwie węglowym i naftowym znajdujących się pod ścisłą kontrolą rządu, a szczególnie dotyczących polityki cenowej. Metan zawsze był związany z wydobywaniem węgla. W większości uwalniany jest do atmosfery poprzez system wentylacyjny. Z kopalń GZW ucieka rocznie do atmosfery około 650 milionów m* czystego metanu. Zapotrzebowanie na gaz w ciągu roku cechuje się nierównomiernością, polegającą na zwiększonym zużyciu gazu w sezonie jesienno-zimowym i spadkiem zużycia w lecie. Dostawy gazu ze źródeł krajowych jak i z importu są równomierne w ciągu całego roku, co powoduje powstanie niedoborów gazu w okresie jesienno-zimowym i nadwyżek w lecie. Rolą podziemnych magazynów gazu (PMG) jest wyrównywanie tych nierównomierności — gaz zatłoczony w lecie jest wykorzystywany do pokrycia zwiększonego zapotrzebowania odbiorców w sezonie zimowym. W okresach zimowych, pomimo skokowo wzrastającego poziomu zapotrzebowania na gaz, system dysponuje odpowiednią zdolnością dostaw i jest w stanie w pełni zapewnić ciągłość dostaw gazu do odbiorców. I tak było np. w okresie szczytu w styczniu 2006 r., kiedy to maksymalne zapotrzebowanie dobowe odbiorców wyniosło 63 mln m*/d. PGNiG S.A. eksploatuje w Polsce sześć PMG, w tym pięć w wyeksploatowanych złożach gazu i jeden w kawernach solnych (tab. 2). Podstawowym zadaniem PMG w wy- eksploatowanych złożach gazu jest pokrywanie nierównomierności cykli sezonowych, na- tomiast PMG w kawernach muszą zapewniać dostawy w krótkookresowych szczytach zapotrzebowania i zatłaczać gaz w przypadku krótkookresowych nadwyżek. Cykl napełniania PMG w okresie letnim zaś odbioru w okresie zimowym wymaga dużych pojemności magazynowych i nie zapewnia optymalnej kompensacji nierówno- mierności poborów szczytowych. Zmusza to firmy dystrybucyjne do dokonywania za- mówień mocy z pewnym nadmiarem, co zmniejsza efektywność ekonomiczną sprzedaży gazu. W warunkach dzisiejszego, liberalnego i konkurencyjnego rynku energii uzyskanie oszczędności w tym zakresie miałoby niebagatelne znaczenie, gdyż zakup gazu stanowi 10-80% kosztów całkowitych spółek dystrybucyjnych, które są podstawą do kalkulacji 418 TABELA 2. Podziemne magazyny gazu według [12, 14] TABLE 2. UGS in Poland Sza IG Paa RETE Husów 400 5,7 Wierzchowice w budowie, ok. 500 43 utoMogilno w budowie, pojemność 8 kawern równa ok. 400 20.0 Brzeźnica 65 0.9 Swarzów 90 12 Strachocina 150 12 SUMA 1605 33,3 taryfy. Z punktu widzenia ekonomiki spółek dystrybucyjnych celowe byłoby rozważenie budowy magazynów gazu o znaczeniu lokalnym. Kwestię bezpieczeństwa strategicznego na okres 4-6 miesięcy należy rozwiązywać przez dalszą budowę lub rozbudowę istniejących podziemnych magazynów gazu. 4. Rosja — największy eksporter gazu ziemnego Rosja oraz jej rządowy koncern gazowy Gazprom odgrywają, ze względu na zasoby, wielkość wydobycia i eksportu gazu ziemnego, a także położenie bliskie Europie, szcze- gólną rolę w planach energetycznych całej Unii Europejskiej i jej poszczególnych krajów. Podejmując decyzje o polityce energetycznej Polski konieczne jest zwrócenie uwagi na działania właśnie Rosji, także krajów importujących gaz ziemny z Rosji i innych kierunków. Warunkuje to wybór optymalnego w sensie dostaw gazu wariantu. Należy przez to rozu- mieć zarówno poziom bezpieczeństwa i pewności importu, jaki ceny gazu. Rosja eksportuje gaz do wielu krajów Europy od lat siedemdziesiątych XX w. Największymi importerami gazu są: Niemcy — 37,74 mld m*/rok (w 2004 r.), Włochy — 21 mld m*/rok, Francja — 11,50 mld m*/rok. W polityce importowej Rosji i Gazpromu można zauważyć, że [1, 2, 10]: <* Rosja subsydiowała, i to znacznie, dostawy gazu do krajów stanowiących poprzednio republiki ZSRR — Ukrainy, Białorusi, Gruzji, Mołdawi, tez Azerbejdżanu. To umoż- liwiało wywieranie presji politycznej i ekonomicznej, pojawiały się krótkotrwałe przer- wy w dostawach gazu. Stąd stosowanie cen światowych eliminuje jedno z poważnych narzędzi nacisku. Obserwuje się dążność Gazpromu do podnoszenia cen gazu. <% Rosja staje się otwarta dla inwestycji zachodnich w przemysł naftowy i gazowniczy. Gazprom jest gotów eksportować duże ilości gazu, zależne tylko od żądań odbiorców. Jednocześnie Gazprom musi zachować reputację jako pewny dostawca gazu do krajów 419 Unii Europejskiej, najbliższego i pod względem ekonomicznym najpewniejszego rynku gazowego. Eksport do Chin, ze złóż Wschodniej Syberii rysuje się jako odległy w czasie, natomiast blisko 4 dochodów Rosji z eksportu pochodzi ze sprzedaży gazu. Gazprom zdaje sobie sprawę, że ewentualne użycie groźby przerwania lub zakłócenia eksportu gazu jest bronią uderzającą zarówno w odbiorcę jak i producenta, a więc samą Rosję. Stąd ewentualne zagrożenie dostaw gazu z Rosji wydaje się być mało realne [10]. Historycznie Rosja jawi się jako kontrahent spełniający warunki umów eksportowych. < Rosja ma tendencję do nacjonalizacji przemysłu paliwowego (przykład firmy Shell, który sprzedał część akcji złóż na Sachalinie do Gazpromu, który uzyskał 51% udziałów, monopol). Jest to problem ogólnoświatowy. Jednakże koncerny naftowe i gazowe prowadzą politykę bardziej elastyczną w stosunku do Rosji niż rządy krajów, zmierza- jącą do uniknięcia konfliktów. Stąd liczne umowy między Gazpromem a koncernami zachodnimi. W długim okresie historycznym koncern rosyjski zmierza raczej w kierunku wzrostu cen gazu niż zwiększenia ilości eksportowanych. Chociaż również, zwłaszcza w ostatnim okresie, rysuje się wyraźny wzrost inwestycji gazowych (gazociągi South Stream, North Stream). W okresie krótko- i średnioterminowym zagrożenia dostaw raczej nie występują, ze względu na stosunki handlowe z Europą, natomiast mogą się pojawić wątpliwości co do dostaw w długim okresie czasu. Chodzi zarówno o politykę Rosji, jak i możliwości techniczne i surowcowe, natomiast potrzeby Europy będą wzra- stać. <* Zwiększenie zużycia gazu, ze względu na bariery ekologiczne, nastąpi głównie w sek- torze energetycznym Europy. Do inwestowania w sektorze energetyki gazowej, przy niższych kosztach niż inne technologie (np. energetyka jądrowa), bardziej chętne są koncerny i firmy prywatne. Jednym z celów polityki energetycznej Europy będzie zmniejszenie zużycia gazu po to, aby ograniczyć zależność od importu, oczywiście do racjonalnych granic. Jest to długofalowa polityka, u podstaw której leżą też obawy o dostawy gazu. Nie można nie zauważyć politycznych aspektów działalności Gazpromu, jako koncernu realizującego nie tylko gospodarcze, ale i polityczne cele Rosji. Polityka ochronna UE to zintegrowany rynek gazowy, umiędzynarodowienie dostaw gazu z Rosji, wspólna polityka energetyczna państw UE, związanie Rosji długotermi- nowymi umowami energetycznymi z Europą (również z Polską), podpisanie przez Rosję „Karty Energetycznej”. Na tym tle trzeba analizować funkcjonowanie gazociągów rosyj- skich biegnących do Europy. Na rysunku 6 pokazano sytuację linii przepływu gazu w Niem- czech po wybudowaniu gazociągu North Stream (Gazociąg Północny lub Bałtycki). W za- miarze firm niemieckich (WinGas i BASF) jest wybudowanie dwóch gazociągów: OPAL wzdłuż polskiej zachodniej granicy i dalej do Republiki Czeskiej oraz NEL biegnącego w kierunku zachodnim. Towarzyszyć im mają dwa duże magazyny gazu: Hinrichshagen (k. portu Lubmin) o pojemności do 10 mld m* gazu, oraz w Schweinrich (Brandenburgia) — 8 mld m* gazu. Taka ekspansja Gazpromu, połączona być może z przejęciem części akcji gazociągów w Niemczech i Czechach, umożliwi wzmocnienie wpływów politycznych i eko- nomicznych Rosji, o ile UE nie przyjmie skutecznych rozwiązań (być może traktatowych) ochronnych. 420 gazociągiem. Do tego dołącza się również sprzeciw zarówno Polski, jak i ostatnio parlamentu UE. Ostatecznie Estońska AN nie uznaje za właściwe wyrażenie zgody przez rząd Estonii na jakiekolwiek inwestycje związane z gazociągiem w swojej ekonomicznej strefie morskiej lub na terytorialnych wodach Estonii. Uważa, że problemy gazociągu powinny być roz- wiązywane na poziomie Unii Europejskiej, z głosami Krajów Bałtyckich i Polski. Odnosząc się do elaboratu Estońskiej Akademii Nauk, należy poczynić następujące uwagi: < w konkluzji opinii Estońskiej Akademii Nauk [18] znajduje się stwierdzenie, że projekt gazociągu Nord Stream nie może być akceptowany przy ewentualnej, niewielkiej zmia- nie trasy w kierunku wód estońskich. Natomiast, wobec 10-letnich badań i penetracji pierwotnej trasy, w pasie o szerokości 2 km, gazociąg może być poprowadzony w strefie fińskiej. Trudno jest zgodzić się ze stwierdzeniem, że w ten sposób znikną wszystkie podniesione, rzeczywiste lub też nie zastrzeżenia. W tym miejscu zarysowała się raczej różnica zdań między stanowiskiem fińskim a stroną estońską. Można zauważyć, że Estonia nie dostrzegła zagrożeń przy budowie lokalnego gazociągu z Finlandii do Estonii przez Zatokę Fińską; < trudno przypuszczać, że trasa gazociągu będzie w jakiś szczególny sposób patrolowana przez marynarkę rosyjską. Kraje Bałtyckie, podobnie jak Polska, są członkami NATO, i takie prowokowane sytuacje muszą być wykluczone. Zdaje sobie z tego też sprawę dyplomacja rosyjska. Ten argument jest wyraźnie polityczny; < zauważyć trzeba, że argumenty o zatopionej w Bałtyku amunicji i gazach bojowych nie są przekonywujące. Rzeczywiście, potencjalne niebezpieczeństwo jakiejś dystorsji nie- uzbrojonych min istnieje, ale trudno przypuszczać, żeby trasa gazociągu nie była do- kładnie przejrzana i oczyszczona. Podobne problemy istniały na Morzu Północnym (np. dojście do portu w Wilhelmshafen), ale rozwiązano je pomyślnie; <% co do niewłaściwego wykonawstwa rosyjskiego, to obiektywnie należy wziąć pod uwagę długość gazociągów rosyjskich funkcjonujących przecież od około 40 lat, zaopatrujących Europę w gaz, bez zasadniczych perturbacji i problemów. Rosja wy- budowała gazociąg Blue Stream przez Morze Czarne do Turcji (głębokość morza to ponad 2500 m, a nie 100 do 200 m Bałtyku, zamierza prowadzić gazociąg South Stream także przez Morze Czarne) poczyniła znaczne postępy w technologiach przemysłu rurociągowego. Ponadto współudziałowcami konsorcjum są firmy niemieckie. Używa- nie argumentów w rodzaju „pływających rur” [18] niszczących konstrukcję i zagraża- jących żegludze nie jest właściwym. Gazociąg ma akceptację Komisji Unii Europej- skiej jako jedna z priorytetowych inwestycji importu gazu. Być może, jak to zauwa- żono w elaboracie [17], gazociąg prowadzony dnem morskim będzie tańszy niż prowa- dzony lądem, trudno jest tu jednak wyrazić jednoznaczna opinię, bez wniknięcia w sam projekt i dynamikę kosztów; < w opinii nie podnosi się kwestii związanych z biosferą Bałtyku, z wpływem budowy gazociągu i późniejszej jego eksploatacji na życie organiczne Bałtyku. Ogólne stwier- dzenia o zaburzeniu systemu ekologicznego nie mogą wystarczyć. Wydaje się, że jest koniecznym wykonanie szerszego studium (być może zostało ono wykonane). 423 <© nad całym stanowiskiem Estońskiej AN wydają się dominować względy polityczne. Niewątpliwie racją jest, że problem bezpieczeństwa energetycznego powinien być roz- wiązany przez całą Unię Europejską, a nie przez poszczególne państwa. Faktem jest również, że działania i ekspansja OAO0 GAZPROMU ma w znacznym stopniu podłoże polityczne i że Federacja Rosyjska uchyla się od podpisania różnych umów i traktatów międzynarodowych. Jednakże największym potencjalnym dostawcą gazu do Europy są i nadal będą złoża rosyjskie. Trzeba wypracować racjonalną taktykę i strategię w sto- sunku do projektu gazociągu Nord Stream, wraz z pełnymi gwarancjami bezpieczeństwa zarówno eksploatacji gazociągu, jak i ciągłości dostaw gazu do zainteresowanych kra- jów, też innymi, istniejącymi gazociągami. Wszelkie procedury dotyczące monitoro- wania gazociągu, postępowania w przypadku awarii, przeglądów i eksploatacji, remon- tów, kwestii prawnych winny być sformułowane przejrzyście i jasno. Powinny być znane i zaakceptowane przez kraje Morza Bałtyckiego. Trzeba też dostrzec interes i dbałość samej Rosji o jakość i pewność handlu nośnikami energii, gdyż od tego zależy jej poziom ekonomiczny, stabilność i przyszłość. 6. Polityka energetyczna Polski w zakresie gazu ziemnego Działania podejmowane przez kolejne polskie rządy w stosunku do gospodarki gazowej, w szczególności do importu gazu były niejednoznaczne, nie zachowujące ciągłości, frag- mentami nasycone ideologią, a nie pragmatyką. W ostatnich dwóch latach selekcję i wybór rozwiązań mających zapewnić bezpieczeństwo dostaw oparto na przyjęciu takich źródeł i kierunków, które nie leżą i które nie są związane z Rosją. Wypracowano rozwiązania wskazujące na celowość (czy nawet konieczność ) budowy terminalu na skroplony gaz LNG w Świnoujściu o wydajności 2,5-3 mld m'/rok z możliwością dalszej rozbudowy (do 5 1 7 mld m*'/rok) oraz jednoczesną budowę gazociągu łączącego z Danią i gazociągiem Skanled (Norwegia — Płd. Szwecja) o wydajności również 2,5-3 mld m'/rok. Całkowite koszty inwestycji i rozbudowy systemu gazowniczego w północnej i zachodniej Polsce poniósłby inwestor polski, czyli Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). System importowy „terminal LNG + Baltic Pipe” (rys. 7) dostarczałby w latach 2010 i dalej około 3-5 mld m* gazu rocznie, czyli około 1/3 dotychczasowego zużycia krajowego. Zużycie gazu w Polsce będzie wzrastało. Gazociągi rosyjskie i projektowane dostarczą do krajów UE ponad 200 mld m*/rok w 2030 r. (ok. 1/3 importu całej UE), i należy przy- puszczać, że będzie to gaz tańszy niż z innych źródeł czy kierunków. Gazociągi rosyjskie (Yamal I, planowane North Stream, Yamal II, South Stream — rys. 8), poza jednym, przebiegają lub będą przebiegały w bezpośredniej bliskości odbiorców polskich. Będą to inwestycje międzynarodowe, rynek gazowy w Europie będzie się integrował, trudno za- kładać, że Rosja (rząd rosyjski czy Gazprom) byłby w stanie narzucać rozwiązania poli- tyczne całej UE. Natomiast niezauważanie (poza raczej nieskutecznymi protestami) tego, że to jednak Rosja będzie jednym z głównych dostawców gazu do Europy w okresie kilku- 424 NORWEGIA | Nord Stream '55 mid m sześc./rok 20 2ŚTTTUT ESRO Wizy | System przesyłowy Szwecji Z > omen | Baltic Gas Interconnector 3-10 mld m sześc./rok Rys. 7. Projektowany gazociąg Baltic-Pipe i jego połączenia Fig. 7. Projected Balic Pipe and his concctions © Nabucco © South Stream © Blue Stream © Gazociąg Baku — Tbilisi — Erzurum — Gazociągi Ukrainy © Inne gazociągi ŹRÓDŁO: NABUCCO, ENI Rys. 8. Przebieg gazociągu South Stream z odgałęzieniami Fig. 8. South Stream pelpline and the others 425 liczyła 1628 mln, Chin 1394 mln, a USA 413 mln mieszkańców. Rosja pozostanie na poziomie 102 mln. Ten wzrost demograficzny wywoła wzrost zapotrzebowania na ener- gię. Istnienie infrastruktury przesyłowej do Europy przemawia na korzyść rynków europejskich, ale wzrastające ceny gazu, praktyczna nieograniczoność rynków azjaty- ckich może spowodować zahamowanie wzrostu eksportu, czy w ogóle ograniczenie eksportu gazu do Europy. < Wobec dyskusyjnego odżegnania się Polski od gazu który ma być przesyłany gazo- ciągiem bałtyckim rozsądna jest propozycja niemiecka, wybudowania gazociągu z Nie- miec (Wilhelmshafen) do Polski (ale nie tylko tego gazociągu). Byłby to gazociąg łączący Polskę z systemem zachodnioeuropejskim, a więc o największym poziomie bezpieczeństwa w odniesieniu do dostaw gazu. Istnieje też możliwość podłączenia się do gazociągu North Stream (propozycja Rosji), ewentualnego powrotu do projektu gazo- ciągu Amber (Rosja-terytorium Krajów Bałtyckich-Polska-Niemcy) lub mniej prawdo- podobnego w bliskiej przyszłości projektu Y amal II. Jak jednak nadal zdywersyfi- kować dostawy gazu, trudno przecież zakładać, że z gazociągów przechodzących przez terytorium kraju, Polska tego gazu importować nie będzie, natomiast pozostałe kraje UE tak. Jeszcze raz potwierdza się konieczność rozwiązywania problemów energetycznych w sposób spójny z trendami panującymi w Unii Europejskiej. Wielość podmiotów państwowych, do których płynąłby gaz stanowiłaby gwarancję neutralności jego dostaw. W ogóle należy wypracować sensowną taktykę i strategię w stosunku do przedsięwzięć i projektów rosyjskich, protesty czy ignorowanie zamiarów inwestycyjnych Rosji by- łoby najgorszym rozwiązaniem. < Wiele zależy od ewolucji wspólnej europejskiej polityki oraz zaufania do niej rządów krajów w tym Polski (gazociągi, magazyny, europejskie rezerwy strategiczne). <% W gospodarce energetycznej Polski, ze względu na zasoby, istotną rolę nadal będzie odgrywał węgiel. Ten nośnik energii zapewnia również duży stopień bezpieczeństwa energetycznego kraju. Sprzężenie węgla i gazu ziemnego może stanowić o stosunkowo dużej „swobodzie” energetycznej kraju. < Sytuacja gospodarki gazowej w Europie, jako element bezpieczeństwa energetycznego, zmienia się w ostatnich latach w sposób dynamiczny w związku z rosnącymi cenami węglowodorów, dlatego można oczekiwać w tym zakresie dalszych, czasami dosyć zaskakujących rozwiązań zarówno po stronie eksporterów, jak i importerów gazu ziem- nego. Niniejszy artykuł powstał na podstawie najnowszych opracowań i studiów dotyczących przemysłu gazowniczego. Charakterystyczne jest to, że horyzont czasowy brany pod uwagę przez międzynarodowe agencje, zespoły, organizacje to rok 2030, a nie krótszy. Takie też okresy czasowe należałoby przyjąć w prognozach polskich. Rozwiązania podejmowane np. dla zaspokojenie potrzeb energetycznych w krótszym okresie, i nie przewidujące dalszych kroków, nie są racjonalne. I jeszcze kwestia ciągłego monitorowania sytuacji energetycznej państwa i otoczenia — jest ono konieczne. 428 Literatura [I] SIEMEK J., TAJDUŚ A., 2006 — Węgiel, gaz ziemny i ropa naftowa w świecie i w Polsce — stan aktualny i przyszłość. Bezpieczeństwo energetyczne kraju — Polskie Forum Akademicko-Gos- podarcze, Warszawa. [2] Report of Programme Committee B IGU. Strategy, Economy and Regulation. 234 World Gas Conference, Amsterdam 2006. [3] RYCHLICKi Ś., SIEMEK J., 2007 — Kierunki dostaw gazu do Europy — stan aktualny i tendencje przyszłościowe. Polityka Energetyczna t. 10, z. spec. 2, Wydawnictwo Sigmie PAN, Kraków. [4] ELES., SPRUNT E.S., 2006— Natural Gas— Image vs, Reality. Journal of Petroleum Technology, February 2006. [5] Fundamentals of Oil and Gas Industry, 2005 Petroleum Economist. [6] Fundamentals of the Global Oil and Gas Industry 2007. World Petroleum Council Yearbook (Cedigaz, BP Statistical Review pf World Energy). [7] Project 006588 Energy Corridor Optimization for European Markets of Gas, Electricity and Hydrogen, OME, 2006. Six Framework Programme Scientific Support Policy (3.2). [8] European gas — volatility lies ahead. SPE Review, Aberdeen and London Section of the SPE, Issue 203, December 2006. [9] SIEMEK J., NAGY S., RYCHLICKI S., 2003 — Estimation of natural gas consumption in Poland based on the logistic — curve interpretation. Applied Energy 75. [10] GUILLETJ., 2007 Policy isthe key to security. Fundamentals ofthe Global Oil and Gas Industry 2007. World Petroleum Council Yearbook. [11] Polityka energetyczna Polski do roku 2030. Dokument rządowy z dnia 10.09.2007. [12] Raport roczny PGNiG S.A. 2005. [13] RADECKI S., 2005 — Możliwości i warunki zwiększenia krajowej bazy zasobowej ropy naftowej i gazu ziemnego. II Krajowy Kongres Naftowców i Gazowników SITPNiG, Bóbrka. [14] Raport roczny PGNiG S.A. 2004. [15] www.epa.gov/coalbed. [16] NAGY S., RYCHLICK S., SIEMEK J., 2006 — Impact of inactive hard — coal mines processes in Silesian Coal Basin on greenhouse gases pollution. Acta Geologica polonica vol. 56, no. 2, pp. 221-228. [17] Członek Estońskiej Akademii Nauk prof. Mihkel Veiderma, Natural Gas in the Baltic Sea Region, November 2005. [18] Prof. Dr Endel Lippmaa, Expert Opinion of the Academy of Sciences on the application submitted by the Nord Stream AG for granting permission to conduct pipeline route investi- gations in Estonian Waters as defined in unclos, Tallin, July 2007. 429 Stanisław RYCHLICKI, Jakub SIEMEK Natural gas in the energy policy of Poland and EU Abstract Apart from coal, hydrocarbon energy carriers, i.e. natural gas and oil are the main energy raw minerals. Numerous forecasts reveal that this state will continue in the 21st century and the human population will have to greatly rely on these minerals all over the World. Oil and particularly natural gas areexpected to dominate inthiscentury. The following problems have been analyzed in the paper: — Energy policy and forecast of use and supply of EU in natural gas by the year 2030. — Coal vs. natural gas. — Poland — natural gas resources, yield and predicted consumption. — Russia — the greatest natural gas exporter. — Evaluation of the Opinion of the Estonian Academy of Sciences on the Nord Stream Gas Pipeline Project. — Poland's energy policy on natural gas. KEY WORDS: Europe, Poland, gas, production, consumption, demand, supply, prognosis, under- ground gas storages