Energy Security

Wortal o bezpieczeństwie energetycznym Polski

Jak zapewnić bezpieczeństwo energetyczne Polski?

Janusz Kowalski
Jakub Kozera

W ciągu ostatnich 20 lat niepodległego państwa polskiego, kierunek działań i myślenia o bezpieczeństwie narodowym zdominowały kwestie związane bezpośrednio z przystąpieniem Polski do Paktu Północnoatlantyckiego i do Unii Europejskiej. Pozostałe sprawy pozostawały w cieniu. Po wstąpieniu do NATO i UE potrzebne było wyznaczenie kolejnych wielkich celów. Jednym z takich celów jest zapewnienie Polsce bezpieczeństwa energetycznego. Realizacja tego celu, który w istotny sposób wpływa na suwerenność Polski, wymaga ponadpartyjnej i ponadkadencyjnej determinacji i konsekwencji. Bezpieczeństwo energetyczne należy rozumieć, jako stan gospodarki, w którym zapewnione są jej potrzeby energetyczne uwzględniające różnorodność nośników i form energii. Jego istotą jest dostęp do potrzebnych surowców energetycznych po cenach możliwie najkorzystniejszych oraz prawidłowe funkcjonowanie krajowej infrastruktury energetycznej. Tak określony obszar bezpieczeństwa energetycznego należy rozpatrywać w podziale na trzy sektory: elektroenergetyki i węgla, gazu ziemnego, ropy naftowej i paliw płynnych.

Bezpieczeństwo energetyczne w sektorze elektroenergetycznym

Sektor elektroenergetyki zmaga się obecnie z trzema poważnymi problemami. Pierwszym z nich jest kwestia limitów emisji gazów cieplarnianych, przede wszystkim CO2, w ramach systemu ograniczeń UE. Wysokość limitów przyznanych Polsce, jeśli zostanie wyegzekwowana, na wiele lat upośledzi możliwość rozwoju jej gospodarki. Taki scenariusz jest trudny do zaakceptowania. W ramach systemu Kyoto polska gospodarka ograniczyła emisje gazów cieplarnianych o około 30% w stosunku do roku bazowego (1988 rok). W tym samym czasie Niemcy i Wielka Brytania mogą pochwalić się niespełna 20% redukcją, Francja tylko 4%, a na przykład Włochy i Hiszpania zwiększyły wtedy emisje odpowiednio o 10% i 40%. W wartościach bezwzględnych, czyli w mln ton CO2 oznacza to, że Polska zredukowała emisje o 171 mln ton rocznie, Niemcy o 228, Wielka Brytania o 124, a Francja o 23 mln ton rocznie. Warto zauważyć, że Hiszpania zwiększyła w omawianym okresie roczne emisje o 144, a Włochy o 52 mln ton. W świetle tych danych jednoznacznie widać, że Polska dokonała ogromnego wysiłku, który powinien zostać uwzględniony przez Komisję Europejską przy rozdziale uprawnień w systemie unijnym w znacznie większym stopniu niż to miało miejsce. Przyjęcie przez Polskę w grudniu na unijnym szczycie Pakietu Klimatycznego w zaproponowanym przez Komisję kształcie oznaczać będzie katastrofę dla polskiej gospodarki.

Drugim wyzwaniem dla polskiej elektroenergetyki jest rozbudowa mocy i infrastruktury przesyłowej. W przypadku elektrowni konieczna jest wymiana bloków energetycznych na nowe - czyli odbudowa starzejących się mocy, oraz dodanie nowych mocy. W ostatnich dwóch latach konsumpcja energii elektrycznej w Polsce rosła w tempie 3-4% rocznie. Jednocześnie średnia moc dyspozycyjna polskich elektrowni malała o 1-2% rocznie. Te wielkości jeszcze mogą nie przemawiać do wyobraźni. Trzeba sobie zdać sprawę, że oznaczają one roczny spadek średniej rezerwy mocy o 13-18%. Jeśli ten trend się utrzyma to już około 2012 roku polski system elektroenergetyczny nie będzie w stanie sprostać potrzebom gospodarki. Ze względu na posiadane pokłady węgla kamiennego i brunatnego, w polskim interesie narodowym leży utrzymanie elektroenergetyki opartej na tych właśnie kopalinach. Biorąc pod uwagę takie czynniki jak ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i problemy, z którymi boryka się sektor wydobywczy, należy bardzo szybko podjąć decyzję o rozwoju energetyki atomowej w naszym kraju. Konieczność inwestycji dotyczących infrastruktury przesyłowej uzasadnia chociażby tegoroczny blackout w Szczecinie. Taki kryzys może niestety dotknąć każde większe polskie miasto.

Trzecim problemem polskiej elektroenergetyki jest zapewnienie odpowiednich dostaw węgla kamiennego i brunatnego. W tym kontekście najistotniejszymi sprawami są odpowiednie inwestycje stabilizujące poziom wydobycia, którego spadek w ostatnich latach jest bardzo niepokojący. Drugim problemem związanym z zaopatrzeniem polskiej elektroenergetyki w węgiel - przede wszystkim kamienny, jest możliwość transportu tego surowca z miejsca wydobycia do miejsca spalania. Postępująca zapaść kolei jest bardzo groźnym czynnikiem mogącym zaburzyć ciągłość dostaw węgla kamiennego do elektrowni.

Bezpieczeństwo energetyczne w sektorze gazu ziemnego

W sektorze gazu ziemnego najważniejsze jest dokończenie drugiej próby zdywersyfikowania dostaw tego paliwa do Polski. Krajowa gospodarka w około 70% jest zależna od gazu importowanego. Sama zależność od importu nie jest jeszcze powodem do zmartwienia. To, co budzi głęboki niepokój, to uzależnienie od de facto jednej trasy dostaw i jednego dostawcy. Dla porównania takie kraje jak Niemcy i Hiszpania mają tak zdywersyfikowane dostawy, że jedna trasa i jeden dostawca nie przekraczają 30-40% całkowitego rocznego zapotrzebowania na gaz. Do takiego stanu trzeba doprowadzić także w Polsce. By nadrobić opisane zaniedbanie konieczne jest dokończenie trzech kluczowych projektów dywersyfikujących dostawy błękitnego paliwa do naszego kraju.

Pierwszym projektem jest przygotowanie polskiego systemu gazowego na przesył gazu w innych kierunkach niż obecne: ze wschodu na zachód i północ. Taka sytuacja jest konsekwencją budowy polskiego systemu gazowego, jako końcówki systemu radzieckiego. By ją zmienić konieczne jest dokończenie przez spółkę Gaz-System S.A. rozbudowy sieci przesyłowej w Polsce północno-zachodniej, czyli przede wszystkim oddanie do użytku magistrali łączącej Szczecin z Gdańskiem. Dzięki temu możliwy będzie odbiór gazu ze źródeł podłączonych do polskiego systemu na Pomorzu Zachodnim i rozprowadzenie go w kierunku wschodnim i południowym.

Drugim kluczowym projektem jest budowa przez Gaz-System S.A. terminalu LNG w Świnoujściu i ściśle z nim powiązanego falochronu, który stworzy tzw. port zewnętrzny. Terminal pozwoli na odbiór 2,5-7,5 mld m3 gazu transportowanego do Polski z dowolnego punktu na świecie za pomocą tankowców LNG. O zasadności budowy tego typu infrastruktury świadczą, wspominając tylko Europę, analogiczne projekty w Hiszpanii, Wielkiej Brytanii, a także w Niemczech. Co więcej, odrzucić należy quasi-argumenty o nieopłacalności ekonomicznej projektu, skoro udziałem w polskim terminalu LNG silnie zainteresowane są największe koncerny zachodnie. Obecnie około 30% gazu w obrocie międzynarodowym odbywa się za pomocą tankowców i terminali LNG. Pozostałe 70% przesyłane jest za pomocą rurociągów. Tylko w zeszłym roku wolumen LNG sprzedany w ramach transakcji międzynarodowych wzrósł o 12%. Oczywiście, wyzwaniem jest zawarcie dobrego kontraktu długoterminowego (20 do 25 lat) na dostawy LNG. Brak takiego kontraktu dziś wcale jednak nie oznacza, że budowa terminala to pomysł chybiony. Jest rok 2008, a terminal rozpocznie działalność w 2013 roku. Wynegocjowanie korzystnych warunków kontraktu wieloletniego jest procesem czasochłonnym i bardzo dyskretnym. Brak informacji w mediach o postępach w negocjacjach handlowych wcale nie oznacza, że takie negocjacje nie są prowadzone.

Trzecim kluczowym projektem w sektorze gazu ziemnego jest budowa bezpośredniego połączenia rurociągami z szelfem norweskim. W tym celu niezbędne jest zrealizowanie projektu Baltic Pipe, który połączy Niechorze na polskim wybrzeżu z duńskim Rodveg leżącym w Zatoce Kopenhaskiej. Kolejnym ogniwem połączenia z Norwegią jest powstający gazociąg Skanled, który połączy norweskie Karsto z Danią i Szwecją. Rolę łącznika pomiędzy rurociągami Baltic Pipe i Skanled będzie pełnić duński system przesyłowy. Dzięki tak zaprojektowanej trasie możliwy będzie odbiór do 3 mld m3 gazu rocznie. Niestety przez ostatni rok prace nad tym projektem nie posunęły się naprzód.

Po zrealizowaniu dwóch projektów dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski i wygaśnięciu, najprawdopodobniej przedłużonego o kolejne dwa lata do roku 2012, kontraktu krótkoterminowego z RosUkrEnergo, koszyk dostaw gazu do Polski powinien składać się z następujących pozycji: wydobycie krajowe (4 do 5 mld m3, tj. około 27 %), import z kierunku wschodniego (7 do 8 mld m3, tj. około 44 %), import LNG (2 do 2,5 mld m3, tj. około 13%) oraz import z Norwegii (2,5 do 3 mld m3, tj. około 16%).

Konieczność dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego wynika z prostej, nie tylko biznesowej, zasady dzielenia ryzyka. Obecne uzależnienie od de facto jednego kierunku dostaw i jednego dostawcy sprawia, że polscy odbiorcy są bardzo podatni na awarie rurociągów doprowadzających surowiec do granicy, na konsekwencje konfliktów politycznych dostawcy z krajami tranzytowymi oraz na wszystkie negatywne skutki, np. cenowe, wynikające z monopolu dostawcy. Koszty związane z ponoszeniem tych rodzajów ryzyka są o wiele wyższe niż koszty projektów dywersyfikacyjnych.

Z całą mocą należy podkreślić, iż poważnym ryzykiem dla projektów Baltic Pipe i terminalu LNG w Świnoujściu są pojawiające się obecnie w PGNiG S.A. próby połączenia interkonektorami polskiego systemu gazowego z niemieckim systemem gazowym oraz z austriackim hubem w Baumgarten przed zakończeniem realizacji obu projektów dywersyfikacyjnych w sektorze gazu ziemnego. Połączenie z projektowanych niemieckim gazociągiem OPAL, biegnącym wzdłuż polsko-niemieckiej granicy, oznacza po prostu przyłączenie się Polski do projektu Nord Stream, który wymierzony jest w interes Polski, Ukrainy, Białorusi, Litwy, Łotwy i Estonii.

Bezpieczeństwo energetyczne w sektorze naftowym

Najważniejszymi zadaniami, których realizacja zwiększy bezpieczeństwo energetyczne w sektorze naftowym, jest realizacja dwóch projektów infrastrukturalnych: budowy ropociągu łączącego ukraińskie Brody z polskim odcinkiem rurociągu "Przyjaźń" oraz budowy strategicznych podziemnych magazynów na ropę naftową i produkty ropopochodne w gminie Kosakowo w Województwie Pomorskim.

Istotą pierwszego z projektów, zwanego popularnie projektem Odessa-Brody-Płock-Gdańsk, jest stworzenie infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z regionu Morza Kaspijskiego do Gdańska. Stąd surowiec może być przesyłany dalej na rynki europejski i amerykański. Dzięki temu polskie rafinerie mogłyby odbierać surowiec, który z Azerbejdżanu transportowany byłby gruzińską siecią przesyłową do gruzińskich terminali naftowych, następnie tankowcami do Odessy a stamtąd ropociągiem do Brodów, Adamowa, Płocka i Gdańska. Dziś blisko 93% surowca importowanego i przerabianego w polskich rafineriach PKN Orlen S.A. i Grupy Lotos S.A. stanowi zasiarczona mieszanka rosyjskiej ropy, tzw. REBCO. Oczywiste jest, że z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego, konieczna jest dywersyfikacja szlaków transportu ropy naftowej do Płocka i Gdańska. Realizacja tego zadania - przy aktywnym współudziale rządów i spółek sektora naftowego z Ukrainy, Azerbejdżanu, Gruzji, Litwy oraz Polski - możliwa jest obecnie dzięki inicjatywie i konsekwentnym działaniom Prezydenta RP Lecha Kaczyńskiego, który był pomysłodawcą i organizatorem Szczytu Energetycznego w Krakowie w maju 2007 r. Podjęta została wtedy wreszcie kierunkowa decyzja o wdrożeniu projektu w życie, który na papierze miał już kilkunastoletnią historię. Kontynuacją Szczytu Energetycznego w Krakowie był ubiegłoroczny październikowy Szczyt Energetyczny w Wilnie, na którym Ministrowie Gospodarki państw uczestniczących w projekcie oraz przedstawiciele spółek podpisali stosowne umowy potwierdzające krakowską decyzję. W maju Prezydenci spotkali się po raz trzeci w Kijowie a w listopadzie w Baku omawiając stan realizacji projektu. Dzięki determinacji Prezydenta Lecha Kaczyńskiego na szczytach energetycznych w Krakowie, Wilnie, Kijowie oraz w Baku, Prezydent Azerbejdżanu - Ilham Alijew, zagwarantował dostawy azerskiej ropy w ilościach zapewniających opłacalność przedsięwzięcia. Wyzwaniem, które stoi przed stroną polską jest, więc budowa brakującego odcinka - 300 kilometrowego ropociągu z ukraińskich Brodów do polskiego Adamowa.

Dla zapewnienia logistycznej możliwości pełnego wykorzystania terminala naftowego w Gdańsku na wypadek przerwania dostaw ropy naftowej do polskich i niemieckich rafinerii systemem rurociągów "Przyjaźń" konieczna jest również budowa na polskim wybrzeżu podziemnych magazynów umożliwiających przechowywanie różnych gatunków ropy naftowej oraz produktów ropopochodnych. Ze względu na bliskość gdańskiego terminala naftowego "Naftoport" który powinien docelowo być pod pełną kontrolą państwa, oraz dzięki doskonałym warunkom geologicznym, idealną lokalizacją tej inwestycji jest gmina Kosakowo koło Gdyni.

Sprawna realizacja wyżej wymienionych inwestycji infrastrukturalnych w sektorach elektroenergetycznym, gazu ziemnego i ropy naftowej nie jest możliwa bez zmiany obowiązującego prawa. Obecnie brakuje, bowiem ustawy dedykowanej inwestycjom infrastrukturalnym o znaczeniu ponadregionalnym. Polskie spółki energetyczne, na których ciąży ustawowy obowiązek modernizacji i rozbudowy istniejącej infrastruktury, ze względu na liczne bariery prawne nie są w stanie skutecznie i szybko przeprowadzać tzw. inwestycji liniowych. W związku z tym konieczne jest jak najpilniejsze uchwalenie stosownej ustawy dedykowanej inwestycjom infrastrukturalnym o znaczeniu ponadregionalnym.

Tekst ukazał się w tygodniku "Gazeta Polska" 3 grudnia 2008 r.

08.12.2008. 08:59

Komentarze

lmeayl 01.01.2010. 13:16

x7S9bY ezmrrdxgtozn, [url=http://hqmhlnglbbaa.com/]hqmhlnglbbaa[/url], [link=http://bhbeyribrwgm.com/]bhbeyribrwgm[/link], http://eifnbvivympm.com/