8 pytań o Gazociąg Bałtycki, na które powinieneś znać odpowiedź
O co chodzi w projekcie Gazociągu Bałtyckiego z Norwegią? Czy gazoport w Świnoujściu zapewni nam energetyczną niezależność od Gazpromu? Jakie są perspektywy na realizację wizji Polski jako gazowego centrum Europy Środkowej? Przedstawiamy Wam kompletny FAQ na temat energetycznej niezależności Polski.
1. Jakie są główne założenia projektu gazociągu norweskiego?
Rząd Beaty Szydło za priorytet w obszarze polityki gazowej przyjął koncepcję budowy tzw. Korytarza/Bramy Północnej, stanowiącej alternatywny szlak dostaw gazu do Polski. Na koncepcję tę składają się przede wszystkim dwa elementy: rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu oraz budowa Gazociągu Bałtyckiego do Norwegii via Dania.
Źródło: www.gaz-system.pl
Najnowszy projekt gazociągu norweskiego jest znacząco zmodyfikowany w porównaniu do poprzedniej wersji Baltic Pipe, która powstała wiele lat temu. Obecnie składa się on z pięciu elementów: gazociągu łączącego duński system gazowy z gazociągiem, za pomocą którego z Norwegii eksportowany jest gaz do Europy Zachodniej; planów rozbudowy istniejących gazociągów w Danii i budowy tam tłoczni gazu; gazociągu łączącego Danię z Polską („Baltic Pipe”) oraz rozbudowy polskiego systemu przesyłowego, umożliwiającego rozprowadzenie tego gazu po Polsce.
2. Jakie znaczenie dla Polski będzie mieć to połączenie?
Rząd PiS po objęciu władzy w 2015 roku jako priorytet w polityce gazowej zdefiniował konieczność wzmocnienia bezpieczeństwa dostaw poprzez dywersyfikację już nie tylko szlaków przesyłowych, ale także samego źródła gazu. To, zdaniem władz, istotna różnica, ponieważ dywersyfikacja szlaków dostaw poprzez budowę m.in. połączeń z krajami sąsiednimi nie stanowi pełnej gwarancji dostaw – w sytuacji kryzysu, rozumianego przede wszystkim jako odcięcie dostaw rosyjskiego gazu dla całego regionu, Polska nie będzie mieć gwarancji, że sąsiednie państwa będą posiadały gaz w wystarczających ilościach, aby zaspokoić potrzeby polskich konsumentów. Uzyskanie bezpośredniego dostępu do alternatywnego źródła miało stanowić odpowiedź na wskazany problem.
Ponieważ jedynym, poza Rosją państwem, które w Europie ma potencjał do eksportu gazu jest Norwegia, to złoża norweskie, także z racji bliskości geograficznej, były naturalnie rozważane jako strategiczna alternatywa dla surowca kupowanego od Gazpromu.
Warto podkreślić, że potrzeba wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego wynika nie z teorii, ale trudnej praktyki współpracy gazowej z Rosją. W debacie publicznej najczęściej dyskutowany był argument odcięcia dostaw i jego konsekwencji. Choć takie sytuacje miały miejsce na przestrzeni całej III RP to warto podkreślić także inne powody, dla których należało budować nowe połączenia. Przede wszystkim kluczowym argumentem na rzecz budowy interkonektorów (gazociągów międzypaństwowych umożliwiających wymianę handlową) jest wzmocnienie pozycji negocjacyjnej wobec Gazpromu. Ma ona pozwolić na uzyskanie atrakcyjnych ceny surowca oraz umożliwić osiągnięcie celów także w innych kwestiach (np. stawki przesyłowe za tranzyt rosyjskiego gazu, wpływ na spółkę EuroPolGaz, będącą właścicielem gazociągu jamalskiego). Słaba pozycja negocjacyjna wobec Rosjan skutkuje także brakiem skutecznych narzędzi egzekwowania ustalonych zasad współpracy.
3. Dlaczego (jeszcze) nie wybudowaliśmy tego połączenia?
Obecny projekt „Baltic Pipe” jest już trzecią próbą budowy gazociągu do Norwegii w historii III RP. Pierwsza zakończyła się fiaskiem w 2001 roku, kiedy to już podpisany kontrakt na zakup norweskiego gazu wygasł na skutek braku woli jego realizacji przez rząd Leszka Millera. Ówczesny lider SLD uzasadniał, że gaz z Norwegii jest droższy od gazu rosyjskiego. Na argument ten zwolennicy norweskiego gazu odpowiadali, że długofalowo inwestycja ta będzie się opłacać, bo wzmocni pozycję negocjacyjną wobec Gazpromu, co przyniesie wymierne gospodarcze korzyści. Drugim argumentem Millera było wskazanie, że poza Polską nie było chętnych do odbioru norweskiego gazu, co było warunkiem koniecznym realizacji kontraktu, jaki postawili Norwedzy, ponieważ wolumen gazu, jakim była zainteresowana wówczas Polska, był zbyt mały, aby opłacalna była budowa gazociągu. Krytycy odpowiadali, że chętnych na norweski gaz w regionie nie było, ponieważ Miller ich nie szukał. Wreszcie trzecim argumentem ówczesnego rządu był wysoki wolumen gazu zakontraktowanego z Rosji, który ograniczał zapotrzebowanie na dodatkowy surowiec. Premier Miller wskazywał, że na skutek niższej konsumpcji niż była zakładana w momencie podpisania kontraktu jamalskiego w 1996 roku nie było już wiele miejsca na spożytkowanie norweskiego surowca, czego dowodem była konieczność renegocjacji z Gazpromem kontraktu w 2003 r. podjęta przez Marka Pola. I tutaj znalazły się przeciwne racje. Wskazywano, że można było obniżyć rosyjski import do minimalnego możliwego poziomu, obniżyć chwilowo krajowe wydobycie czy szukać możliwości eksportu gazu.
Druga próba była podejmowana od 2007 roku przez rząd Prawa i Sprawiedliwości. Wówczas PGNiG przystąpiło do projektu i objęło nieodpłatnie 15% udziałów w konsorcjum budującym gazociąg Skanled, który miał przesyłać gaz z Norwegii do Szwecji i Danii, a jego przedłużeniem miał być gazociąg Baltic Pipe z Danii do Polski. Projekt Skanled został jednak zawieszony w kwietniu 2009 roku, co zmieniło kontekst projektu Baltic Pipe. Polski operator OGP Gaz System uwarunkował kontynuację projektu od uzyskania unijnego dofinansowania. Po uzyskaniu środków z Brukseli na badania przygotowawcze w 2012 roku, Gaz System nie traktował jednak tej inwestycji priorytetowo, głównie z uwagi na rozwój innych projektów dywersyfikacyjnych, aż do 2016 roku, aczkolwiek projekt ten był wpisany na listę planowanych projektów już w poprzednich latach.
4. Czy połączenie z Norwegią to pierwszy projekt dywersyfikacyjny w historii III RP?
Działania na rzecz bezpieczeństwa energetycznego nie rozstały rozpoczęte wraz z koncepcją Baltic Pipe ani nie sprowadzają się do tego pomysłu. Już na początku lat 90. wybudowaliśmy pierwsze połączenie gazowe z Niemcami w Lasowie, aczkolwiek miało ono niewielkie znaczenie, ponieważ przepustowość rury wynosiła ledwie 0,9 mld m3 (wobec ok. 16 mld m3 gazu rocznej konsumpcji), co nie pozwalało traktować tego interkonektora jako alternatywy dla połączeń wschodnich, za pomocą których odbieramy gaz od Gazpromu (rocznie ok. 9-10 mld m3).
Pod koniec lat 90. ukończony został gazociąg jamalski, który nie stanowił dywersyfikacji źródeł dostaw, a jedynie dywersyfikację szlaków przesyłowych, ponieważ wciąż płynął nim gaz ze wschodu. Dotychczas Polska odbierała jednak ten surowiec na granicy polsko-białoruskiej w punkcie Wysokoje oraz polsko-ukraińskiej w Drozdowyczach. Po oddaniu tranzytowego gazociągu jamalskiego mogliśmy odbierać gaz w punktach odbioru w Lwówku i Włocławku, co było bardzo ważne, ponieważ częściowo uniezależniało nas od konfliktów gazowych rosyjsko-białoruskich i rosyjsko-ukraińskich, które często rykoszetem uderzały w Polskę. Znaczenie gazociągu jamalskiego dla bezpieczeństwa dostaw nie wyczerpywało się jedynie w uniezależnieniu od Kijowa i Mińska czy zwiększeniu technicznych możliwości sprawdzenia gazu z kierunku wschodniego (nie tylko z Rosji, ponieważ sprowadzaliśmy również gaz z innych byłych republik radzieckich np. Turkmenistanu) czy uzyskaniu dochodów z tranzytu.
Wejście Polski do UE i rozwój prawnych narzędzi Komisji Europejskiej, dążącej do budowy wspólnego unijnego rynku gazu, wymusił na niemieckim operatorze stworzenie możliwości odwrócenia kierunku przepływu gazu, który dotychczas płynął ze wschodu na zachód. Uruchomienie tzw. rewersu na gazociągu jamalskim, najpierw wirtualnego w 2011 roku, a następnie, dzięki inwestycjom po stronie niemieckiego operatora Gascade, fizycznego w roku 2014, dało możliwość pozyskania gazu z Niemiec, który tłoczony był przez gazociąg jamalski (fizycznie gaz ten odbierany był już w Polsce, ale formalnie płynął do Niemiec i stamtąd „cofał” się do Polski).
Stworzenie rewersu było krokiem milowym dla wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Mimo iż uzyskiwany przez rewers gaz jest wciąż gazem rosyjskim w sensie pochodzenia, to w sensie handlowym jest to gaz pochodzący z UE.
Rewers daje więc możliwość dostępu do gazu z rynku wspólnotowego, który cechuje inna formuła wyceny surowca (cena rynkowa oparta o grę podaży i popytu na surowiec, a więc nie indeksowana do cen ropy naftowej), pozwalająca w ostatnich latach na zakup surowca po niższej cenie niż ta, którą PGNiG płaci Gazpromowi.
Dzięki rozbudowie punktów wejścia do systemu we Lwówku i we Włocławku w 2016 roku, gazociąg jamalski umożliwia zwiększenie dostaw gazu zza wschodniej granicy do 8,3 mld m3 oraz wzrost wolumenu z Niemiec (punkt wejścia Mallnow) do 5,5 mld m3 dostaw gazu na zasadach ciągłych, czyli niezależnie czy gazociągiem jamalskim płynie gaz w kierunku Niemiec, i aż 11,1 mld m3 na zasadach przerywanych (a więc w sytuacji, kiedy gaz płynie ze wschodu na zachód). To wciąż nie są ilości pozwalające na pełne zastąpienie dostaw z Rosji, ale umożliwiają obniżenie importu gazu z Rosji do minimalnego poziomu przewidzianego przez kontrakt jamalski.
Znaczenie rewersu dla bezpieczeństwa energetycznego było najbardziej widoczne w sezonie zimowym 2014/2015, kiedy w skutek zmniejszenia dostaw z Gazpromu PGNiG zmuszony był do uzupełnienia dostaw z rynku niemieckiego, głównie poprzez rewers na gazociągu jamalskim. W efekcie rosyjski szantaż okazał się nieskuteczny, a dodatkowo PGNiG nabył brakujący gaz po bardziej atrakcyjnej cenie niż kupował od Gazpromu, a więc dobrze zarobił na tej transakcji. Rewers, mimo iż w przeciwieństwie do wielkich projektów infrastrukturalnych tj. Baltic Pipe czy Nord Stream nigdy nie zyskał takiego zainteresowania mediów i opinii publicznej, to można śmiało powiedzieć, że był „game changerem” nie tylko dla wzrostu bezpieczeństwa energetycznego, ale także dla rozkręcenia polskiego rynku gazu ziemnego, dotychczas zmonopolizowanego przez PGNiG. Wzrost technicznych możliwości importu gazu z Niemiec spowodował bowiem wzrost konkurencji i konieczność dostosowania cen gazu w Polsce do cen na rynku niemieckim.
Poza stworzeniem możliwości rewersowych dostaw w 2011 roku rozbudowano połączenie w Lasowie (z 0,9 mld m3 do 1,5 mld m3). W 2012 roku zwiększono także przepustowość połączenia z Czechami w Cieszynie (do 0,5 mld m3 rocznie). Po rozbudowie połączenia w Lasowie, uruchomieniu połączenia w Cieszynie i stworzeniu usługi wirtualnego rewersu na gazociągu jamalskim, techniczne możliwości transportu gazu ziemnego do Polski z alternatywnych wobec wschodniego kierunków, zwiększyły się w 2011 roku o ok. 3,3 mld m3 rocznie, czyli o 30% realizowanego importu gazu do Polski. Prawdziwa rewolucja miała jednak dopiero nadejść.
Strategiczną inwestycją z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego była budowa terminalu LNG w Świnoujściu, o przepustowości 5 mld m3 rocznie, zakończona w 2015 roku.
Inwestycja kosztująca ponad 3,5 mld zł daje możliwość zakupu gazu z międzynarodowego rynku LNG, co zwiększa bezpieczeństwo energetyczne poprzez dostęp do gazu pochodzącego od wielu państw eksportujących gaz w formie skroplonej. Jest to szczególnie istotne wobec procesu zwiększania podaży LNG na światowym rynku na skutek wzrostu produkcji gazu łupkowego i zwiększania przepustowości terminali eksportowych, głównie Stanów Zjednoczonych i Australii. Terminal LNG w Świnoujściu daje także możliwość stosowania arbitrażu cenowego, ponieważ cena LNG jest inaczej wyceniana niż cena gazu rosyjskiego lub nabywanego na rynku wspólnotowym. Najważniejszą korzyścią jest jednak wzmocnienie pozycji negocjacyjnej w procesie negocjacji dostaw gazu ziemnego w przyszłości. Dowodzi tego przykład Litwy, która po uruchomieniu terminala tzw. „pływającego” (typu FRSU) uzyskała znaczący rabat cenowy od Gazpromu. Znaczenie wzmocnienia pozycji negocjacyjnej potwierdza strategia Gazpromu polegająca na segmentacji rynków i różnicowaniu cen surowca w Europie Zachodniej i Środkowej, czego dowiodło postępowanie antymonopolowe Komisji Europejskiej. Rola terminalu w Świnoujściu jako argumentu w negocjacjach cenowych z Gazpromem jest więc znacząca.
W kwietniu 2017 roku Gaz System podjął decyzję o zwiększeniu przepustowości terminala LNG w Świnoujściu do 7,5 mld m3 poprzez zwiększenie istniejącego układu regazyfikatorów SCV o kolejne jednostki.
5. Czy norweski gaz będzie droższy od rosyjskiego?
Tego jeszcze nie wiemy, ponieważ nie są znane ani ostateczne koszty gazociągu, ani cena norweskiego surowca. Należy pamiętać, że odpowiedzialny za budowę gazociągów i ich zarządzanie jest narodowy operator Gaz System, ale za zakup gazu i sprzedaż surowca do poszczególnych odbiorców odpowiedzialny jest PGNiG oraz inne spółki obrotu. Już niedługo powinniśmy poznać koszt infrastruktury, za który zapłacą wspólnie operatorzy – duński Energinet.dt oraz polski Gaz System. Duński operator zresztą już opublikował wstępny koszt szacując go na ok. 1,61–2,15 mld euro, z czego po polskiej stronie będzie ponad 50% kosztów. Cenę gazu poznamy dopiero po podpisaniu kontraktu przez PGNiG, ponieważ jako narzędzie polityki gazowej państwa będzie chciał uczynić inwestycję opłacalną dla operatorów. Determinacja polskiej strony do pozyskania gazu z Norwegii może spowodować, że cena proponowana przez Statoil może wcale nie być niska, ale wydaje się, że nie powinna znacząco odbiegać od cen surowca notowanych na zachodnioeuropejskich giełdach i tym samym nie powinna być wyższa od tych, za jakie PGNiG sprowadza gaz z Rosji.
Problemem jednak nie jest to, że obecnie nie wiemy, jaka będzie cena, ale to, że… nigdy się tego precyzyjnie nie dowiemy. PGNiG jest spółką giełdową, więc kontrakty chroni tajemnica handlowa.
Władze spółki nie tylko nie chcą, ale nie mogą ujawniać takich informacji. Tak jak jesteśmy skazani na poszlaki w ocenie kosztów pozyskania gazu z Rosji, tak będziemy skazani na poszlaki w ocenie kosztów gazu norweskiego. Należy przy tym pamiętać, że nawet jeśli analitycy giełdowi są w stanie wskazać prawdopodobne „widełki” cenowe, rekontrując je na podstawie różnych przesłanek, to oceniając kontrakt, należy brać pod uwagę nie tylko cenę surowca, ale inne elementy i klauzule, które również są tajne.
6. Czy gazociąg norweski pozwoli Polsce stać się gazowym hubem Europy Środkowej?
Pojęcie hubu gazowego często jest nieostre i używane w wielu kontekstach, dlatego w pierwszej kolejności należy odpowiedzieć na pytanie, co mamy na myśli, mówiąc „hub”. Większość osób używa tego terminu w znaczeniu „państwa, które zarabia na przesyle gazu”. W takim ujęciu hub rozumie się jako uzyskanie przez Polskę pozycji państwa tranzytowego nie tylko na osi wschód–zachód, ale także północ–południe, która pozwala uzyskiwać znaczący dochód z tytułu bycia miejscem obrotu gazem. Taka interpretacja gazowego hubu wybrzmiewa także z informacji rządu, który jako istotny cel realizacji pomysłu „Bramy Północnej” definiuje nie tylko uzyskanie gazu na własne potrzeby, ale także eksport gazu w kierunku południowym poprzez Korytarz Północ–Południe. Czy Polska może stać się krajem tranzytowym dla norweskiego gazu i LNG sprowadzanego przez terminal w Świnoujściu? Czy czeskie, słowackie, węgierskie, a nawet bałkańskie firmy będą kupować gaz z Polski?
Należy pamiętać, że kluczowym czynnikiem decydującym o realizacji tego pomysłu jest cenowa atrakcyjność gazu, a nie jego pochodzenie. Bez atrakcyjnej cenowo oferty nowe gazociągi będą stać puste. Należy to podkreślić, ponieważ w polskiej debacie na temat gazu ziemnego dominuje perspektywa nie rynkowa, gdzie rozpatruje się gaz w kategoriach gospodarczych, ale perspektywa bezpieczeństwa energetycznego, która powoduje, że inwestycje w infrastrukturę, kształt rynku oraz kontrakty są uwarunkowane kontekstem geopolitycznym, który mocno modyfikuje czysto ekonomiczną kalkulację. O ile z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego Polski często (choć nie zawsze) taka perspektywa jest uzasadniona, o tyle z punktu widzenia realizacji celów polityki gospodarczej rządu, w tym ekspansji polskich przedsiębiorstw gazowych oraz innych, w których koszt pozyskania gazu jest kluczowy dla rynkowej konkurencyjności, już nie.
Trzeba także zaznaczyć, że bezprecedensowy rozwój infrastruktury gazowej w całym regionie, a także kolejne narzędzia wsparcia bezpieczeństwa energetycznego, jakie uzyskuje UE (środki finansowe na infrastrukturę, mechanizmy kryzysowe, postępowania antymonopolowe, eliminowanie niedozwolonych klauzul w kontraktach) powodują, że poczucie bezpieczeństwa energetycznego w regionie znacząco wzrosło. Gdy nałożymy na to także odmienną percepcję rosyjskiego zagrożenia geopolitycznego, która dała o sobie znać podczas dyskusji o unijnych sankcjach za rosyjskie działania na Ukrainie, to wówczas zrozumiemy, dlaczego hasło bezpieczeństwa energetycznego nie wzbudza wśród środkowoeuropejskich państw takich emocji jak w Polsce.
Mimo iż statystyki wciąż pokazują, że rosyjski gaz jest dominującym źródłem w niemal wszystkich państwach Europy Środkowo-Wschodniej, to oczekiwanie, że z tego powodu państwa te będą chciały kupić droższy gaz, byle nie z Rosji, jest błędnym nakładaniem własnej perspektywy na państwa, które cechuje inne spojrzenie na sytuację międzynarodową.
Aby zrealizować ideę Polski jako gazowego hubu koszt sprowadzenia gazu z naszej giełdy musi być konkurencyjny wobec ceny, za jaką firmy z państw naszego regionu mogą sprowadzić gaz z Rosji, niemieckiej giełdy czy innego źródła. To się wydarzy tylko wtedy, kiedy kontrakty handlowe podpisywane przez PGNiG z firmami z Rosji i Norwegii będą konkurencyjne wobec kontraktów, jakie podpisują inne firmy gazowe. W chwili obecnej zarówno cena gazu kupowanego od Gazpromu, a szczególnie Qatargazu jest wyższa od cen giełdowych w Europie Zachodnie, co z dystansem każe podchodzić do koncepcji zagranicznej ekspansji PGNiG. Otwarte pozostaje pytanie o sytuację na rynku po 2022 roku, kiedy skończy się kontrakt jamalski. Zbudowanie gazociągu norweskiego do tego czasu powinno spowodować znacznie korzystniejsze warunki importu gazu z Rosji po 2022 roku, więc jeśli do tego kontrakt norweski będzie atrakcyjny, to perspektywa zagranicznej regionalnej ekspansji PGNiG jest otwarta.
Niezależnie jednak od samych kontraktów, jakie PGNiG podpisuje oraz budowy gazociągu norweskiego bardzo ważną barierą realizacji gazowego hubu jest rozwój polskiego rynku gazu. W chwili obecnej polski rząd wyraźnie realizuje koncepcję ochrony polskiego rynku przed konkurencją i promowaniem interesu polskiego gazowego „championa”. Idea ta ma swoje zalety, m.in. świetne wyniki finansowe PGNiG, ale rodzi także koszty. Polityka protekcjonizmu osłabia zainteresowanie zagranicznych przedsiębiorstw polskim rynkiem i hamuje otwarcie innych rynków przed PGNiG czy innymi polskimi spółkami obrotu gazem. Dotyczy to przede wszystkim czeskich czy słowackich partnerów, które z racji polityki gazowej obecnego rządu nie są zainteresowani pogłębianiem współpracy.
Jeśli więc polski rząd realnie myśli o tym, aby Polska stała się centrum obrotu gazem w Europie Środkowo-Wschodniej, to musi w większym stopniu zliberalizować polski rynek błękitnym surowcem, co również będzie rodziło pewne koszty.
W międzynarodowych stosunkach handlowych nikt jednak nie zgodzi się na współpracę pod tytułem „My Was nie wpuścimy, ale Wy wpuście nas”. Musimy traktować naszych sąsiadów jak partnerów, a nie jak klientów.
7. Czy budowa gazociągu Nord Stream 2 wpłynie na decyzję o budowie gazociągu norweskiego?
Bez wątpienia oba projekty są wobec siebie do pewnego stopnia konkurencyjne. Zarówno NS2, jak i Gazociąg Bałtycki mają bowiem nie tylko odpowiedzieć na zapotrzebowanie krajowych potrzeb, odpowiednio niemieckich i polskich odbiorców, ale budowane w celu eksportu gazu i to na te same rynki Europy Środkowo-Wschodniej. Głównym przedłużeniem gazociągu NS2 jest bowiem gazociąg EUGAL, który ma biec wzdłuż zachodniej granicy Polski, równolegle do gazociągu OPAL i zasilać w gaz zarówno Polskę, jak i inne kraje naszego regionu. Należy przy tym podkreślić, że skala projektów, a więc i eksportowych ambicji jest nieporównywalna, ponieważ przepustowość NS2 ma być 5-krotnie większa od Gazociągu Bałtyckiego, więc negatywny wpływ budowy NS2 na potencjał eksportowy Polski jest dużo większy niż na odwrót.
Źródło: Biznesalert.pl
Tym samym budowa jednego gazociągu będzie wpływać na opłacalność drugiego.
Konkurencyjność tych projektów powoduje, że w polskim interesie jest blokowanie tej inwestycji. Argument ten nie powinien być jednak wykorzystywany przez polskich decydentów w sposób bezpośredni, ponieważ rywalizacja o rynki zbytu jest przecież w UE dozwolona, a innych argumentów przeciw NS2 jest sporo (począwszy od geopolitycznych na polityce antymonopolowej skończywszy), ale warto, aby polska opinia publiczna była tego świadoma.
Należy jednak wyraźnie podkreślić, że o ile sama szansa na sfinalizowanie projektu jest większa po stronie Gazociągu Bałtyckiego, ponieważ rząd wykazuje dużą determinację do budowy tego połączenia, a NS2 ciągle poddawany jest politycznej presji zarówno ze strony części państw członkowskich, jak i części instytucji unijnych, to rynkową przewagę ma ten drugi projekt. Duża płynność niemieckiego rynku, wsparcie ze strony Rosji, atrakcyjne kontrakty dla niemieckich firm gazowych powodują, że gdyby powstały oba projekty, to szansa na to, że np. do Czech taniej będzie sprowadzić gaz z Norwegii przez Polskę niż z NS2, jest niewielka. Przy sprzyjających okolicznościach dostawy mogły być atrakcyjne ledwie dla Ukrainy i co najwyżej Słowacji, ale i to nie jest pewne.
8. Czy zakładając budowę połączenia z norweskimi złożami potrzebujemy jeszcze dodatkowych projektów dywersyfikacyjnych?
Mając na uwadze obecne możliwości importu gazu, prognozowaną konsumpcję oraz realizację projektu gazociągu norweskiego należy założyć, że stan bezpieczeństwa energetycznego Polski będzie zadowalający, ponieważ będziemy dysponować wystarczającą przepustowością połączeń, aby zneutralizować ewentualny szantaż energetyczny ze strony dostawców surowca. W związku z tym wszystkie kolejne projekty połączeń gazowych powinny być oceniane głównie przez pryzmat kryterium rachunku ekonomicznego,czyli kolejne przedsięwzięcia powinny być budowane tylko wtedy, kiedy będzie rynkowe zapotrzebowanie na dodatkową infrastrukturę. Przeskalowanie inwestycji w nowe gazociągi oznaczałoby bowiem konieczność podwyżki opłat za przesył gazu, co zwiększyłoby rachunki za gaz dla odbiorców w Polsce.
W związku z powyższym założeniem dodatkowe projekty wpisujące się w koncepcję „Bramy Północnej”, tj. budowa kolejnego zbiornikaw terminalu LNG w Świnoujściu, a także budowa kolejnego terminalu LNG w okolicach Gdańska, co było zapowiedziane w expose premier Szydło, są bardzo dyskusyjne. O ile decyzja o zwiększeniu przepustowości terminala w Świnoujściu do 7,5 mld m3 poprzez zwiększenie istniejącego układu regazyfikatorów SCV o kolejne jednostki jest zrozumiała, ponieważ nie wymaga kosztownych prac inwestycyjnych, o tyle budowa dodatkowych zbiorników gazu jest problematyczna z uwagi na duże koszty budowy nowej infrastruktury, bez adekwatnych korzyści. Mając na uwadze planowaną rozbudowę zdolności przesyłowych, można powiedzieć, że nowa infrastruktura z dużym prawdopodobieństwem nie byłaby wykorzystywana w stopniu uzasadniającym budowę.
Istotnym kontekstem jest to, że wybudowany już terminal LNG w Świnoujściu nie cieszy się dużym zainteresowaniem spółek obrotu (dotychczas korzysta z niego jedynie PGNiG), mających tańszą alternatywę w postaci dostępu do surowca na polskiej i niemieckiej giełdzie, więc tym bardziej nowy terminal miałby problem ze znalezieniem chętnych do skorzystania z jego usług. Należy przy tym podkreślić, że budowa terminalu FRSU, wedle ostatnich komunikatów Gaz Systemu, ma być alternatywą wobec połączenia gazociągowego z Norwegią. Jeśli faktycznie terminal ma być jedynie przedstawieniem alternatywy wobec gazociągu norweskiego, to jest to strategia zrozumiała, ponieważ zwiększa pozycję negocjacyjną z Norwegami, którzy widząc determinację polskiego rządu do budowy Gazociągu Bałtyckiego mogliby stawiać wygórowane oczekiwania co do podziału kosztów inwestycji.
