Nowe terminale odpowiadają za ułamek importu gazu naszych zachodnich sąsiadów.
W obliczu rosyjskiej inwazji na Ukrainę i sankcji na import paliw kopalnych ze Wschodu nasi zachodni sąsiedzi w pośpiechu rozbudowywali infrastrukturę importową dla skroplonego gazu ziemnego. Terminale, które miały zastąpić gazociągi Nord Stream i Nord Stream 2, pracują jednak na bardzo wolnych obrotach. Chociaż Polska buduje swoje jednostki wolniej, to wykorzystuje je bardziej efektywnie.
Z danych Bundesnetz agentur (Federalna Agencja Sieci) wynika, że po mniej więcej sześciu miesiącach od uruchomienia terminale LNG odpowiadają jedynie za ułamek niemieckiego importu gazu. W pierwszej połowie 2023 r. nasi zachodni sąsiedzi sprowadzili łącznie ok. 526 TWh gazu, z czego prawie połowę z Norwegii. 33,8 TWh pochodziło z trzech terminali LNG w Wilhelmshaven, Brunsbüttel i Lubmin. Jest to zaledwie 6,4 proc. ogólnokrajowego zapotrzebowania. Głównym dostawcą LNG do Niemiec są Stany Zjednoczone.
Skąd taki słaby wynik? Według Wojciecha Jakóbika, analityka rynku gazu i redaktora naczelnego BiznesAlert.pl, Niemcy nie zadbały na czas o portfolio kontraktów długoterminowych, które mogłyby zagwarantować rentowność gazoportów. – Problemem nie jest niedobór przepustowości, ale gazu, którym można ją zapełnić – ocenia w rozmowie z DGP.
Chociaż decyzja o budowie terminalu w Wilhelms haven zapadła jeszcze przed wojną, to dopiero perspektywa odcięcia dostaw z Rosji skłoniła rząd Olafa Scholza do przyspieszenia rozwoju infrastruktury. W 2022 r. minister gospodarki i klimatu Robert Habeck odbył wiele podróży po Europie i Bliskim Wschodzie, co zaowocowało zawarciem kontraktów na dostawy gazu skroplonego z Kataru i Norwegii.
Terminal Wilhelmshaven, którego operatorem jest Uniper, przyjął pierwszy ładunek w połowie grudnia 2022 r., kiedy cena gazu na giełdzie TTF wynosiła ok. 130 euro/MWh. Należący do Deutsche ReGas zaczął działać w połowie stycznia 2023 r., kiedy cena zaczynała wracać do normy i wynosiła ok. 65 euro/MWh. Terminal Brunsbüttel, obsługiwany przez Gasunie, został uruchomiony miesiąc później, gdy cena na giełdzie TTF spadła do ok. 55 euro/MWh. W sierpniu 2022 r. cena na TTF wyniosła ok. 300 euro/MWh.
Do 2038 r. na rozwój infrastruktury LNG rząd federalny ma zamiar przeznaczyć ok. 9,8 mld euro, chociaż według szacunków ministerstwa gospodarki wydatki te mogą być jeszcze wyższe. Według prognoz zdolności importowe wzrosną z ok. 13,5 mld m sześc. gazu w tym roku do ok. 54 mld m sześc. w 2027 r. W tym celu po terminalach pływających, są również budowane obiekty na lądzie, m.in. na wyspie Rugii w Meklemburgii-Pomorzu Przednim czy Stade w Dolnej Saksonii.
Niemcy budowali swoje terminale szybko, jednak pod względem zagospodarowania takiej infrastruktury terminal LNG w Świnoujściu wypada znacznie korzystniej. Polski gazoport ma 7,5 mld m sześc. przepustowości rocznie, a po zakończeniu rozbudowy ma ona wzrosnąć do 10 mld m sześc. Zaspokaja to ok. 43 proc. krajowego zapotrzebowania na gaz. Resztę pokrywają Baltic Pipe, import z Niemiec, Litwy i Słowacji oraz własne wydobycie. Jak przypomina Wojciech Jakóbik, Polska była krytykowana za pierwsze kontrakty zawierane z Katarem, ale one zapewniły rentowność terminalowi w Świnoujściu. – Podobnie było z kontraktami amerykańskimi na LNG czy norweskimi na Baltic Pipe. Dostęp do gazu, gdy wszyscy go szukają, to klucz do sukcesu i Polacy robili to, zanim wszyscy zrozumieli to w czasie kryzysu energetycznego – mówi ekspert.
Oprócz terminalu w Świnoujściu jest planowany pływający gazoport w Zatoce Gdańskiej. W pierwotnych planach miał on mieć przepustowość ok. 4,5 mld m sześc. gazu rocznie. Obecnie trwa badanie zainteresowania rynku tym projektem i istnieje możliwość zwiększenia jego mocy do ponad 10 mld m sześc. Surowiec nie musiałby być zużywany wyłącznie w Polsce – pod uwagę jest brana także możliwość sprowadzania go do kraju w celu dalszego eksportu rurociągami za granicę.
Zapotrzebowanie na gaz w Niemczech jest wielokrotnie wyższe niż w Polsce. Wynosi ono ok. 90 mld m sześc. rocznie, co stanowi 13,8 proc. miksu energetycznego. Tymczasem nad Wisłą jest to ok. 17 mld m sześc., a gaz stanowi 7,6 proc. miksu. ©℗
/>
