Bezpieczeństwo energetyczne

Polski

Katarzyna Winiarczyk

II PS

Bezpieczeństwo energetyczne państwa oznacza taki stan gospodarki, który pozwala na niezakłócone pokrycie bieżącego i przyszłego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię. Jest ono uwarunkowane licznymi czynnikami: dostępnością źródeł energii, stanem technicznym infrastruktury przesyłowej, zlokalizowaniem i stopniem zróżnicowania oraz wykorzystania krajowych i zagranicznych źródeł zaopatrzenia (szczególnie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej), urozmaiceniem bazy paliwowej dla elektroenergetyki i ciepłownictwa. Bezpieczeństwo zależy też od: możliwości magazynowania paliw, stopnia rozwoju i przepustowości krajowych i międzynarodowych połączeń systemów energetycznych (elektroenergetycznego i gazowniczego) oraz warunków działania na rynku krajowym i międzynarodowym. Poprawę bezpieczeństwa energetycznego można osiągnąć poprzez stymulowanie konkurencyjności, racjonalizację zużycia energii, wzrost efektywności jej wytwarzania, przesyłania i zużycia źródeł energii.

Bezpieczeństwo energetyczne Polski

Stopień bezpieczeństwa energetycznego obrazują zmiany wskaźników zależności importowej

(relacja importu netto do całkowitego zużycia energii pierwotnej), dywersyfikacji

Źródeł energii (mierzonej indeksem Shanonna-Wienera) oraz samowystarczalności paliwowej.

Rysunek 1 prezentuje zmiany wymienionych wskaźników w Polsce w latach 1990-

-2005 i prognozy do roku 2030. Dla porównania, na wykresie przedstawiono też prognozy

współczynników dla Unii Europejskiej (UE-15) do roku 2030.

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego to jeden z podstawowych celów gospodarki IV RP. Dotyczy to w szczególności utrzymywania stałych dostaw ropy naftowej i gazu ziemnego, na których opiera się w 65 proc. bilans energetyczny Polski. W wyniku kryzysu energetycznego w latach 70-tych ubiegłego wieku przyjęto w Polsce unijną dyrektywę 72/425/EWG, nakładającą na państwa członkowskie obowiązek utrzymywania zapasów ropy naftowej odpowiadających średniej 90-dniowego zużycia. Taki wymóg umożliwia niezakłócone funkcjonowanie gospodarki, nawet w sytuacji przerwania dostaw surowców. Inny element zwiększania bezpieczeństwa energetycznego to dywersyfikacja kierunków dostaw. Głównymi obszarami zaopatrzenia Polski w surowce energetyczne są: Bliski Wschód, rejon Morza Północnego oraz Rosja. Bezpieczeństwo energetyczne zwiększa też zastosowanie odnawialnych źródeł energii pozwalając UE na częściowe uniezależnienie od dostaw surowców z zewnątrz.

Najważniejszymi czynnikami zapewniającymi bezpieczeństwo energetyczne państwa są:

1. zróżnicowany krajowy bilans paliwowy,

2. dywersyfikacja źródeł dostaw nośników energii oraz

3. dostęp do infrastruktury przesyłu, magazynowania i dystrybucji paliw i energii.

Polska posiada, mimo dominacji węgla, stosunkowo dobrze zróżnicowaną strukturę bilansu energetycznego. Bezpieczeństwo energetyczne kraju nie jest jednoznaczne z dywersyfikacją dostaw surowców energetycznych. Rosja jest i niewykluczone, że pozostanie głównym dostawcą ropy i gazu dla Polski. Wiąże się to przede wszystkim z realiami ekonomicznymi, jako iż surowce rosyjskie są tańsze. Dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski

niezbędne jest natomiast posiadanie realnych możliwości dywersyfikacji dostaw. W chwili obecnej jest to częściowo możliwe w wypadku ropy, natomiast nie w wypadku gazu.

Zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego państwa jest jednym z priorytetowych celów Polski. W zamkniętym w 2006 roku stanowisku negocjacyjnym w obszarze "Energia" Polska przyjęła obowiązek implementowania dyrektywy dotyczącej utrzymywania obowiązkowych rezerw paliwowych. Wynegocjowany został okres przejściowy na dochodzenie do poziomu 90?dniowych zapasów ? do 31 grudnia 2008 roku . Bezpieczeństwo energetyczne wymaga też zdywersyfikowania źródeł zaopatrzenia w surowce. Obecnie Polska zużywa około 11 mld gazu rocznie, z czego 7 mld pochodzi z importu, głównie z Rosji, a pozostałe ok. 4 mld ze źródeł krajowych.
13 września 2005 roku przyjęta została przez Radę Ministrów Informacja dla Rady Ministrów dotycząca stanu prac nad planem działań antykryzysowych na rynku naftowym. Opracowanie kompleksowego programu działań interwencyjnych w sytuacjach kryzysowych na rynku naftowym stanowi jedno z zadań zawartych w ?Polityce energetycznej Polski do 2025 r.?. Ponadto do posiadania takiego planu obliguje Polskę także członkostwo w Unii Europejskiej. W przyjętej przez Radę Ministrów Informacji przedstawiono rozwiązania dotyczące kierunkowych założeń tworzonego planu działań interwencyjnych na rynku naftowym oraz zakresu niezbędnych zmian legislacyjnych. W dokumencie znajdują się m.in. zapisy dotyczące zestawu środków interwencyjnych oraz zasad ich stosowania, a także propozycje w zakresie struktur odpowiedzialnych za przygotowanie i wdrożenie działań interwencyjnych na rynku naftowym w przypadku wystąpienia zakłóceń w dostawach ropy naftowej lub paliw ciekłych oraz ich zadań.
Polski sektor energetyczny cechuje duże zróżnicowanie bilansu nośników energii. Węgiel stanowi 60%, ropa naftowa 22%, gaz ziemny 11%, inne źródła 7%. Aktualnie mamy nadwyżkę w wydobyciu węgla kamiennego oraz przekraczające zapotrzebowanie krajowe zakontraktowane wielkości dostaw gazu ziemnego. Dysponujemy blisko 40% nadwyżką mocy w polskich elektrowniach i elektrociepłowniach. Równocześnie niezadowalający jest stopień rozwoju infrastruktury energetycznej na terenach wiejskich. Wraz ze wzrostem gospodarczym rośnie zapotrzebowanie na dostawy energii. Sektor energetyczny ma kluczowe znaczenie dla rozwoju gospodarczego oraz bezpieczeństwa energetycznego Polski. Zaniepokojenie więc musi budzić wielokrotna zmiana koncepcji restrukturyzacji, konsolidacji i prywatyzacji sektora energetycznego, podejmowane przez kolejne ekipy rządowe.

Energia zawsze była i będzie potrzebna ludziom w ich życiu. Jej wykorzystywanie może być różne, ale przede wszystkim potrzebujemy jej do produkcji energii elektrycznej, w transporcie, ogrzewaniu domostw i oświetlaniu.

Źródła energii pierwotnej to: konwencjonalne (organiczne) paliwa kopalne (węgiel, ropa, gaz), paliwo jądrowe, energia geotermiczna i tzw. odnawialne źródła energii. Do odnawialnych źródeł energii zalicza się energię słoneczna, wodną, wiatrową, pływów i fal morskich, a także energie biomasy. Energia końcowa to energia dostarczana odbiorcy. jest na ogół inną przetworzoną formą energii pierwotnej, choć nie zawsze. Na przykład gaz ziemny jest jednocześnie pierwotnym i końcowym nośnikiem energii. Najcenniejsza forma energii końcowej jest energia elektryczna, która sprawnie i bez zanieczyszczenia środowisko przetwarza się w energię użytkową.
Takie surowce energetyczne jak węgiel, ropa naftowa i gaz ziemny to konwencjonalne źródła energii. Perspektywy wyczerpania się paliw kopalnych oraz obawy zanieczyszczenia środowiska naturalnego znacznie zwiększyły zainteresowanie odnawialnymi źródłami energii.

Węgiel - w Polsce nie ma ucieczki od węgla. Coraz częściej mówi się o elektrowni atomowej. Polityka energetyczna przewiduje, że taka elektrownia może powstać po roku 2020. To realny termin pod warunkiem, że rozwiąże się mnóstwo problemów ekonomicznych, społecznych i prawnych . Prawdopodobnie do roku 2020 ceny węgla wzrosną na tyle, że energetyka atomowa będzie opłacalna. W sektorze elektroenergetycznym dominacja węgla jest całkowita - ponad 95% energii elektrycznej produkowanej w Polsce opiera się na węglu kamiennymi brunatnym. Jednakże wydobycie węgla kamiennego w Polsce systematycznie spada, a wydobycie węgla brunatnego ustabilizowało się na poziomie około 61 mln ton rocznie.

Gaz - Rosja - główne źródło dostaw nośników energii do Polski. Polska importuje z Rosji ok. 16mln t ropy naftowej rocznie. Dostawy ropy naftowej z Rosji pokrywają zapotrzebowanie Polski w ponad 90%. Polska jest dla rosyjskich eksporterów ropy czwartym, pod względem wielkości dostaw, rynkiem spoza WNP co daje nam pewne atuty przetargowe. Polska importuje z Rosji ok. 7 mld m3 gazu ziemnego rocznie. Import z Rosji stanowi ponad 80% importowanego przez Polskę gazu.

Jamał II i Amber

Budowa gazociągu Jamał II jest technicznie najłatwiejsza i ekonomicznie najtańsza (poniżej 2 mld dolarów). Rozbudowa gazociągu Jamał i zwiększenie jego przepustowości do ponad 50 mld m3 uczyniłoby konstrukcję Gazociągu Północnoeuropejskiego ekonomicznie jeszcze bardziej wątpliwą. Jednakże budowa gazociągu Jamał II zwiększyłby uzależnienie Polski od rosyjskiego gazu, podczas gdy jednym z priorytetów jest zmniejszenie tego uzależnienia. Dodatkowo, Jamał II umożliwiłby FR odcięcie dopływu gazu dla Ukrainy, bez zakłóceń w dostawach do innych odbiorców w Europie, stwarzając dodatkowe możliwości nacisku politycznego na ten kraj, co nie leży w interesie Polski. W tej sytuacji rząd J. Kaczyńskiego nie popiera budowy drugiej nitki gazociągu i zwraca uwagę UE, iż uważa za niecelowe dalsze przywoływanie w priorytetowych planach unijnych projektu Jamał II.

Z podobnych powodów Polska nie będzie popierać projektu ewentualnej budowy rurociągu Amber/ Jantar łączącego Rosję, poprzez państwa bałtyckie i Polskę, z Niemcami i Danią.

Gazociąg jamalski

Rurociąg łączący złoża gazu w północnej Rosji (półwysep Jamał) i zachodnią Europę. Projekt rozpoczął się w 1992 r., porozumienie z Polską podpisano w 1993 r. (rząd Hanny Suchockiej). W początkowej fazie rurociąg jest zasilany z pól obwodu tiumeńskiego. W 2013 roku przewiduje się włączenie pól na Półwyspie Jamał. Polski i białoruski odcinek zakończone zostały w 1999 roku. Gazociąg osiągnął planowane pojemności przesyłowe w 2005 r., po oddaniu wszystkich stacji kompresorowych. Biegnie przez Białoruś i Polskę do Niemiec. Odcinek rosyjski i białoruski zarządzany jest przez Gazprom. W Polsce przez EuRoPol Gaz (PGNiG, Gazprom, GasTrading). Długość 4 196 km (3 tys. km w Rosji, 575 na Białorusi, 680 w Polsce).

Pieremyczka

Jedną z przyczyn wdrożenia negowanej przez Polskę idei budowy gazociągu północnego, zwanego u nas także bałtyckim, była odmowa przez Polskę budowy tzw. pieremyczki łączącej ze sobą na terenie Polski gazociągi tranzytowe biegnące do Europy zarówno przez Ukrainę, jak i Białoruś. Gdyby taka pieremyczka istniała, Czechy, Słowacja czy Węgry nie byłyby pozbawione dzisiaj kompletnie dostaw gazu. Umowa, na podstawie której założono zarejestrowaną w szwajcarskim kantonie, podpisana została w Berlinie w obecności przywódców Niemiec i Rosji .Założycielami spółki są po stronie rosyjskiej Gazprom, zaś po stronie niemieckiej E.ON/Ruhrgas i BASF/Wintersahll. Później do spółki dopuszczony został holenderski koncern Gasunie. Teraz łasym okiem na udziały w tym projekcie jako udziałowiec mniejszościowy patrzy francuski GdF Suez. Gazociąg ma przebiegać z Wyborga nad Zatoką Fińską do położonego 70 km od Świnoujścia Greifs-waldu, a następnie przez północne Niemcy, Holandię docelowo na Wyspy Brytyjskie. Gazociąg ma być zasilany zarówno ze złóż sztokmanowskich znajdujących się pod Morzem Barentsa, jak i z Jamału oraz złóż zachodniej Syberii. Długość części podmorskiej ma wynieść 1189 km, zaś lądowej 917 km, projektowana zdolność przesyłowa obu nitek 55 mld m sześc. rocznie, średnica rur 1200 mm, zaś ciśnienie na wejściu 210 barów. Projekt ten pomimo licznych wątpliwości natury ekologicznej i ekonomicznej, a także politycznej objęty jest priorytetem Komisji Europejskiej. Inwestorzy cały czas zakładają, że brak opłat tranzytowych pokryje z nawiązką zwiększone koszty związane z posadowieniem rur na dnie Bałtyku. Ale założenie takie może w praktyce okazać się iluzoryczne. Bałtyk jest małym morzem, które pozbawione jest w zasadzie wód eksterytorialnych, zaś strefy ekonomiczne Polski i Danii w rejonie Bornholmu nakładają się na siebie. I w praktyce może okazać się, że kraje, przez których strefy ekonomiczne będzie przebiegała podwodna rura z gazem, też będą oczekiwały pożytków finansowych z tego faktu. To może w przyszłości prowadzić do konfliktów podobnego typu, jakie okresowo teraz ma Rosja z Ukrainą czy Białorusią.

Jak zapewnić bezpieczeństwo energetyczne Polski?

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.

Bibliografia:
1. Machowski J., Wieloński A., Bezpieczeństwo energetyczne Polski, Dr Josef Raabe Spółka Wydawnicza Spółka z o. o., Warszawa 2007.
2. Pełka B. , Przemysł polski w perspektywie strategicznej, Warszawa 2007

3. Tygodnik "Gazeta Polska" 3 grudnia 2008 r.

4. GILECKI R., 2003 - Zagadnienia importu paliw u progu XXI stulecia. Polityka Energetyczna t. 6,

z. spec.

5. KĄDZIELAWA A., 2003 - Bezpieczeństwo energetyczne. Elektroenergetyka nr 1 (52).

13

---