Gdzie jesteśmy, jeśli chodzi o realizację rurociągu Baltic Pipe łączącego Polskę z norweskimi złożami gazu?

Mamy skompletowane wszystkie decyzje lokalizacyjne i środowiskowe. Czekamy na pozwolenia na budowę. Ostatniej decyzji spodziewamy się w I kwartale 2020 r., wtedy powinniśmy mieć też wybranych wykonawców i dostawców. 14 sierpnia podpisujemy pierwszą umowę z dostawcą – amerykańską firmą Solar na sprężarki dla trzech tłoczni, które są związane z projektami budowy gazociągu Baltic Pipe i rozbudowy terminala LNG. Dzięki nowym sprężarkom moc tych trzech tłoczni będzie równa połowie mocy wszystkich 16 tłoczni w kraju. Obie inwestycje umożliwią prawdziwy, fizyczny przesył gazu z kierunków innych niż wschodni w wielkościach, które pozwolą zaspokoić cały rodzimy rynek. W momencie ich ukończenia będziemy mieli system, który umożliwi przesyłanie surowca w zasadzie we wszystkich kierunkach – tak jak ma to miejsce na rozwiniętych rynkach.

Czyli długoterminowy kontrakt jamalski na dostawy gazu z Rosji, który wygasa w 2022 r., może zostać nieprzedłużony?

To jest oczywiście szersza koncepcja, państwowa. Z perspektywy operatora – tak, bo nasza infrastruktura, którą wybudujemy, umożliwi firmom takie zmiany w kontraktach, by przesyłać gaz rurociągiem z Norwegii i na statkach LNG z USA, Afryki czy Bliskiego Wschodu, bez konieczności sprowadzania gazu ze Wschodu.

Ile będzie kosztować Baltic Pipe?

Całość programu – gazociąg podmorski, wszystkie tłocznie i gazociągi na lądzie – ok. 1,6 mld euro, z czego ok. 800 mln euro przypada na Gaz-System. Pierwsza umowa, którą podpisujemy 14 sierpnia, jest warta ok. 550 mln zł. Przetarg na wykonanie gazociągu podmorskiego ruszy w I kwartale 2020 r., lądowego – w III kwartale. Mamy przyjętą strategię i harmonogram kontraktacji, który realizujemy. Obserwujemy również postępy po stronie duńskiej. Tamtejszy operator jest na podobnym etapie jak my, czyli kończy część projektową i uzyskiwania pozwoleń, a zaczyna zakupową.

A czy zawarte są już wszystkie potrzebne umowy międzynarodowe?

By ta inwestycja mogła funkcjonować, potrzebnych jest kilka umów. Na przesył gazu mamy ją już podpisaną z PGNiG, który jest głównym interesariuszem projektu. Rura będzie więc wypełniona gazem, bo jest chętny dostawca. Wolne przepustowości, zgodnie z unijnymi normami, będziemy wystawiać na aukcjach.

Kiedy w gazociągu pojawi się paliwo?

W październiku 2022 r., zgodnie z harmonogramem. Wtedy nowa instalacja będzie gotowa do podania pierwszego gazu. Dzięki zaplanowanym interkonektorom z Litwą i Słowacją będą mogły go kupować i fizycznie odbierać także inne kraje w regionie. Gazociąg będzie miał też możliwość przesyłu surowca w drugą stronę (2‒3 mld m sześc. rocznie), więc np. amerykańskie LNG z naszego gazoportu może popłynąć do Danii, ale oczywiście gaz będzie płynął głównie z Norwegii przez Danię do Polski, i tak są podpisane umowy z dostawcami. Surowiec, który nie zostanie wykorzystany u nas, będzie mógł zostać odsprzedany. Każdy, kto będzie chciał go kupić, będzie mógł to zrobić. Dopiero ta infrastruktura to umożliwi. Dzisiaj nawet gdyby ktoś chciał kupić gaz na polskim rynku, to nie ma jak go przesłać.

Co spowodowało, że ta inwestycja po latach planowania – zaczęto w 1992 r. – zostanie w końcu zrealizowana?

W tego typu projektach ważne jest otoczenie polityczno-gospodarcze. Bez pewnego rodzaju przychylności takie inwestycje się nie udają, gdyż znacznie wykraczają poza kadencję jednego rządu. W Polsce mamy po raz pierwszy konsensus wszystkich sił politycznych w sprawie konieczności dywersyfikacji dostaw gazu, czego pierwszym dowodem była budowa terminalu LNG. Ponadto teraz inwestycje realizują spółki infrastrukturalne, które mają zakaz handlu, a jedynie go umożliwiają. Wcześniej zabierały się za to spółki zintegrowane pionowo, które przesyłały gaz i handlowały nim jednocześnie (nieudany projekt SKANLED z 2007 r.). Mamy też poparcie Komisji Europejskiej, w sumie projekt dostał 243 mln euro dofinansowania. Ma on bowiem wymiar wspólnotowy, ponieważ przez interkonektory łączy nasz region z rynkiem Unii Europejskiej.

Ale Europejski Bank Inwestycyjny zapowiada zaprzestanie kredytowania projektów gazowych do końca 2020 r.

Walczymy o finansowanie naszych projektów, niedawno otrzymaliśmy kolejną ratę kredytu – na gazociąg Lwówek‒Odolanów. Negocjujemy następną umowę kredytową. Mamy wstępnie od EBI zielone światło, ale jest zbyt wcześnie, by mówić o szczegółach. Zmianę widać na poziomie Brukseli, w której od 10 lat mamy przedstawicielstwo i uczestniczymy w procesie opiniowania unijnego prawa. Przystawiamy ucho i faktycznie słychać, że gaz wrzucono do jednego worka z węglem i powstaje paradygmat, żeby odchodzić od wszystkich paliw kopalnych. Natomiast my dorzucamy w tej sprawie swoje trzy grosze i czas pokaże, czy i jak szybko to nastąpi. Faktem jest, że w Polsce zapotrzebowanie na gaz rośnie chyba najszybciej w Europie, a Gaz-System musi zapewnić infrastrukturę odpowiednią, aby ten wzrost zaspokoić.

Jaką rolę w tym systemie pełni rozbudowa terminalu LNG?

Po pierwsze, ma ona stworzyć większe możliwości regazyfikacyjne (z 5 do 7,5 mld m sześc. gazu rocznie na rynek krajowy) i ta część projektu będzie szybciej zrealizowana (pod koniec 2021 r.), gdyż są już gotowe wszystkie pozwolenia. Kolejne rozbudowy – węzeł kolejowy, nadbrzeże i zbiornik – są zaplanowane na 2022–2023 r. Te inwestycje pozwolą na zwiększenie przeładunku gazu LNG na autocysterny, a następnie na kolej, statki i dystrybucję skroplonego gazu jako paliwa (bez regazyfikacji). Ten rynek wyraźnie rośnie – 5 tys. autocystern już wyjechało z terminalu i zaopatruje w gaz np. firmy, które nie mają dostępu do gazociągów dystrybucyjnych. Zwiększa się też liczba silników samochodowych, autobusowych czy napędów w statkach, które są zasilane LNG.

Czyli w czasie, gdy projekt Nord Stream 2 najpewniej spowolni w oczekiwaniu na wyrok Sądu UE, w Polsce w 2022 r. powstanie infrastruktura dla gazowego hubu?

Spółka, którą kieruję, dostarczy wystarczającą infrastrukturę, by stworzyć warunki do tego, żeby na polskim rynku spotykał się gaz z różnych kierunków i żeby możliwe były handel i wymiana. To spełnia definicję hubu.

Co to oznacza dla samego Gaz-Systemu?

Dla nas realizacja tych wszystkich inwestycji – Baltic Pipe, korytarza Północ– Południe, gazociągu Polska–Litwa, interkonektora ze Słowacją – oznacza ponad dwukrotny wzrost wielkości aktywów spółki i możliwość realizacji dalszych projektów.

Jakich?

Pływający terminal LNG w Zatoce Gdańskiej wraz z dwoma gazociągami łączącymi go z systemem przesyłowym. Ten projekt jest rozwojowy, po Baltic Pipe, gdyż zauważamy, że rynek LNG dynamicznie rośnie. Jego realizacja będzie tak zaplanowana, żeby móc modułowo zwiększać zdolność regazyfikacyjną – od 4,5 mld m sześc. gazu do nawet 9 mld m sześc. Chodzi o to, żeby zapewnić jeszcze jedno wejście na polski rynek dla technologii LNG. Tę inwestycję zamierzamy zrealizować w latach 2024–2025.

Leasing czy kupno?

Nie ma co przesądzać, warunki na rynku potrafią się zmienić. Dobierzemy formułę najkorzystniejszą dla spółki.

Jak pan skomentuje rozszerzenie specustawy terminalowej o realizację gazociągów dystrybucyjnych, za co odpowiedzialna ma być spółka PGNiG–PSG. Czy faktycznie, gdyby inwestycje realizował Gaz-System, byłyby one tańsze?

Przyjmujemy taką inicjatywę ustawodawcy z otwartymi rękami, bo rozbudowa dystrybucji tworzy nam rynek. A w tym obszarze jest dużo do zrobienia, gdyż pokrycie siecią dystrybucyjną wynosi w Polsce tylko 60 proc. Sieci te będą rozwijać inne podmioty. Gaz-System ma wiele zadań, koncentruje się na infrastrukturze przesyłowej o charakterze ogólnokrajowym i międzynarodowym. Nasz program inwestycyjny obejmuje 2 tys. km gazociągów i pięć tłoczni. Jeśli chodzi o to, czy my budujemy taniej, to powiedziałbym, że to jest kwestia zarządzenia procesem i nie przekreślałbym żadnej firmy. Inną kwestią są koszty eksploatacji i taryfy, bo my mamy swoją taryfę przesyłową, a dystrybucja ma swoją. Myślę, że uporządkowanie tych spraw i oddzielenie przesyłu od dystrybucji jest dobre dla rynku. 

Tomasz Stępień - prezes Gaz-Systemu