Dyskusja związana z otwarciem Baltic Pipe doskonale obrazuje sytuację całego europejskiego systemu energetycznego, w której kwestie związane z wydobyciem i dostawami gazu przeplatają się z pytaniami dotyczącymi możliwości przesyłowych. Zabezpieczenie surowca na polskie potrzeby należy rozpatrywać w kontekście całego kontynentu, a ten ma dziś duży problem z pozyskaniem błękitnego paliwa.

Jak zauważają eksperci firmy doradczej Kearney[1], obok konieczności zwiększania wydobycia oraz inwestycji w infrastrukturę, wyzwaniem dla Europy jest kondycja światowego przemysłu, który wracając do zdrowia, domaga się zwiększonych dostaw gazu, w szczególności do Azji.

Zdolność przesyłowa to zmartwienie zarówno producentów jak i odbiorców. Przykładowo w marcu br. Norwegia potwierdziła, że będzie w stanie dostarczyć 1,4 mld m3 dodatkowego gazu poprzez zwiększenie produkcji w okresie letnim. Porównanie z dostępną pojemnością jej rurociągów, która wynosi 13 mld m3, pokazuje jednak wyraźnie, jakim problemem dla zaopatrzenia w gaz ziemny mogą być rozbieżności między mocą produkcyjną a przesyłową. Kluczowe stają się pytania dotyczące tego, czy bogate w surowce energetyczne kraje będą w stanie zwiększyć produkcję gazu oraz czy istniejąca infrastruktura podoła takiej zmianie.

Alternatywne źródła gazu mogą być niewystarczające

– W dobie trwających napięć geopolitycznych oraz gwałtownie rosnących cen gazu Europa dwoi się i troi, poszukując alternatywnych źródeł tego surowca. Jego import ze wschodu maleje zarówno ze względu na decyzje Unii Europejskiej, jak i działania Rosji, która była do tej pory jego głównym dostawcą – komentuje Marta Szostak, Dyrektor w firmie Kearney. – Dziś konieczność znalezienia nowych źródeł gazu ziemnego jest tym bardziej paląca, że produkcja własna pokrywa niecałe 20 proc. europejskiego zapotrzebowania, a 40 proc. importu pochodzi z Rosji. Do końca 2022 roku Unia planuje zredukować import rosyjskiego gazu o 2/3, czyli o 100 mld m3 – dodaje.

Jak wskazują eksperci Kearney, w perspektywie krótkoterminowej przestawienie się na surowiec z innych źródeł może być trudne. Stany Zjednoczone deklarowały, że do końca 2022 roku dostarczą do Europy 15 mld m3 dodatkowego LNG, ale już w lutym ich możliwości eksportowe zostały wyczerpane. Co więcej, ich moce produkcyjne oraz przesyłowe są zakontraktowane na kolejne miesiące czy nawet lata, a wielu krajowych producentów nie jest związanych rządowymi deklaracjami. Import LNG z USA będzie możliwy w dłuższej perspektywie, ale nie wcześniej niż przed rokiem 2025.

Duże nadzieje pokładane są w katarskim Polu Północnym, które w latach 2025-2030 planuje zwiększyć produkcję LNG o ponad 60 proc. Do tego czasu Europa może liczyć na maksymalne wsparcie w postaci 3 do 4 mld m3, gdyż większość surowca została już zakontraktowana długoterminowo i trafi do odbiorców z Azji (75 mld m3). Azerbejdżan ma ograniczone moce produkcyjne, jednak jest szansa na to, by obowiązująca umowa swap na 2 mld m3 gazu rocznie między Turkmenistanem, Iranem i Azerbejdżanem została rozszerzona do 6 mld m3. To potencjalnie mogłoby oznaczać dodatkowe 4 mld m3 gazu dla Europy Południowej. Nadzieją mogłaby być także Algieria, która mimo ograniczonych możliwości produkcyjnych, mogłaby do końca 2022 roku dostarczyć 2,5 mld m3.

Infrastruktura przesyłowa działa na pół gwizdka

Choć docelowa przepustowość Baltic Pipe wynosi 10 mld m3, to do końca roku 2022 możemy liczyć na jedynie 2-3 mld m3 gazu rocznie. Ostatecznie, ze względu na przepisy unijne i konieczność pozostawienia rezerwy przesyłowej, będziemy mogli wykorzystywać tylko niecałe 80 proc. całkowitych mocy gazociągu. Ze względu na ograniczenia produkcji, podobny problem dotyczy całej europejskiej sieci przesyłowej. Choć przez alternatywne do rosyjskich rurociągi moglibyśmy w krótkim terminie ściągnąć do Europy 7 mld m3 gazu, nie jesteśmy w stanie zapełnić ich liczoną krótkoterminowo produkcją. Rozbieżności między możliwościami produkcyjnymi a przesyłowymi widać zarówno w przypadku Norwegii, jak i Algierii, a podobnym wąskim gardłem jest rurociąg transadriatycki z Turcji do EU, którym mógłby popłynąć gaz z Azerbejdżanu.

Kwestia infrastruktury dotyczy również transportu LNG. Europejskie instalacje do importu ciekłego gazu zlokalizowane są głównie w Europie Zachodniej, na Półwyspie Iberyjskim, we Francji, Wielkiej Brytanii i Belgii, gdzie odpowiadają za ponad 60 proc. całego przesyłu. Dobrą wiadomością jest to, że ich nominalna zdolność przesyłowa jest daleka od pełnego wykorzystania. W 2021 roku wskaźnik wykorzystania terminalu LNG w Hiszpanii i Francji nie przekroczył odpowiednio 36 i 50 procent.

– Niewykorzystane moce terminali LNG w krajach Europy Zachodniej stanowią realną szansę na zapewnienie tak bardzo potrzebnych zdolności magazynowych i regazyfikacyjnych. Niestety kolejnym wąskim gardłem są połączenia między krajami. Przykładem może być Hiszpania która, mimo że w 2021 roku miała możliwość zaimportowania dodatkowych 35 mld m3 ciekłego gazu, to ogranicza ją prowadzący w głąb kontynentu rurociąg zdolny do przesyłania jedynie 7,5 mld m3 gazu rocznie. Dlatego tak ważna jest dziś inwestycja w FRSU (pływające instalacje do magazynowania i regazyfikacji, które pozwolą zyskać na czasie, zanim nowe terminale LNG osiągną zdolność operacyjną – komentuje ekspert Kaerney.

Ekonomiczne i środowiskowe koszty kryzysu energetycznego

Poza kwestiami wydobycia i przesyłu należy wziąć pod uwagę również koszty finansowe i środowiskowe związane z pozyskiwaniem gazu z nowych źródeł. Ze względu na duże zapotrzebowanie, proces regazyfikacji oraz konieczność transportu do miejsca użytkowania, koszt ładunków LNG potrafi być nawet o 40 proc. wyższy niż gazu rurociągowego. Na przestrzeni ostatnich dwóch lat (4Q 2020 – 3Q 2021) średnia cena dla gazu transportowanego rurociągiem przez Gazprom wyniosła 219 dolarów, w porównaniu do 308 dolarów w przypadku importu LNG. Przy dzisiejszych warunkach rynkowych oznaczałoby to koszt dodatkowego gazu dla Europy (50 mld m3) wyższy o 4,5 mld dolarów rocznie. Natomiast biorąc pod uwagę cenę tylko z trzeciego kwartału 2021 roku, możemy mówić nawet o 11 mld dolarów rocznie więcej.

Nie bez znaczenia pozostają też koszty środowiskowe. Ładunek LNG emituje około 50 procent więcej gazów cieplarnianych niż porównywalna z nim ilość gazu przesyłanego rurociągiem. Przy skali 50 mld m3 oznaczałoby to 5,8 mln ton dodatkowej emisji CO2 rocznie. Można porównać to do zanieczyszczenia, jakie spowodowałoby w ciągu roku dodatkowe 1,3 mln samochodów.

Przykładem kosztów środowiskowych związanych z obecną, napiętą sytuacją w Europie, mogą być również niedawne wycieki z gazociągów Nord Stream 1 i Nord Stream 2. Poza kwestiami ekologicznymi bez wątpienia przełożą się one na to, że ewentualny import surowca z Rosji będzie jeszcze trudniejszy. Kraje europejskie tym bardziej powinny więc skupić się na poszukiwaniu alternatywnych źródeł gazu, inwestować w infrastrukturę do jego przesyłu oraz w pełni wykorzystywać możliwości istniejących instalacji.

[1] https://www.kearney.com/energy/article/-/insights/the-future-of-the-european-energy-system-a-focus-on-alternative-gas