Pani
Alicja Grześkowiak
Marszałek Senatu
Rzeczypospolitej Polskiej

W 1999 r. rozprowadzono krajowym systemem gazowniczym 10,9 mld m³ (48,6%), gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy. Sprzedaż gazu dla przemysłu wyniosła 5,3 mld m³ (48,6%), natomiast dla odbiorców indywidualnych i na pozostałe cele 5,6 mld m³ (51,4%). Krajowe źródła gazu stanowiły 3,6 mld m³ (33,0% popytu krajowego), zaś import gazu wyniósł 7,3 mld m³ (67,0%), w tym import gazu z Niemiec 0,4 mld m³ (3,7%) a import z Rosji (63,3%).

"Założenia polityki energetycznej Polski do 2020 r." przyjęte w dniu 22 lutego br. przez Radę Ministrów określają zwiększenie zużycia gazu ziemnego za jeden z podstawowych kierunków polityki energetycznej kraju. W dokumencie tym przewiduje się wzrost zapotrzebowania na gaz z 10,9 mld m³ w 1999 roku do 18,4 - 22,0 mld m³ w 2010 r. i 26 - 29,3 mld m³ w roku 2020 w zależności od konkurencyjności gazu w stosunku do innych nośników energetycznych.

Prace nad programem rozwoju gazyfikacji kraju są procesem systematycznie weryfikowanym przez PGNiG S.A. w oparciu o prognozy zmian w zakresie:

- przyłączenia nowych odbiorów przemysłowych zużywających gaz w wysokosprawnych, zautomatyzowanych procesach technologicznych,

- możliwości finansowania rozwoju przez PGNiG S.A.

Polskie udokumentowane zasoby gazu ziemnego wysokometanowego i ziemnego zaazotowanego, w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy są na ok. 110 mld m³. Obecnie z tych zasobów wydobywa się 3,6 mld m³/rok, a w roku 2010 będzie można wydobyć 2,8 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Zakłada się natomiast, że kolejne 1,4 mld m³ będzie można pozyskiwać w wyniku zagospodarowania udokumentowanych zasobów oraz udokumentowania i zagospodarowania nowych zasobów. W roku 2020 wydobycie z zasobów spadnie poniżej 2,0 mld m³, co oznacza, że utrzymanie wydobycia krajowego na poziomie 3,6 mld m³ będzie wymagało udokumentowania i zagospodarowania nowych zasobów. Zbilansowanie potrzebnych ilości gazu będzie możliwe tylko pod warunkiem podpisania długoterminowych umów na import gazu ziemnego.

W 1996 roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. podpisało z GAZPROM S.A. kontrakt na dostawy gazu ziemnego z Rosji do Polski. Kontrakt przewiduje dostawę 250 mld m³ gazu ziemnego w ciągu 25 lat za pośrednictwem gazociągu tranzytowego Jamal - Europa Zachodnia. Gazociąg tranzytowy łączy największe udokumentowane źródła gazu na świecie znajdujące się w Rosji z terytorium Niemiec.

W latach 1992 - 1998 zrealizowano 3 lokalne połączenia gazociągowe z systemem przesyłowym Niemiec w rejonie Świnoujścia, Zgorzelca i Gubina, przez które realizowana jest wymiana i dostawy gazu z Niemiec. Przez połączenie w Zgorzelcu realizowany będzie import w ilości ok. 440 mld m³ rocznie w okresie do 30.09.2006 r. w ramach zawartego w lipcu br. pięcioletniego kontraktu z niemieckimi firmami gazowniczymi VNG/Ruhrgas.

Podstawowym, spośród potencjalnych partnerów strategicznych dla dywersyfikacji gazu jest Norwegia, reprezentowana przez Norweski Komitet Negocjacyjny (GFU), w którego skład wchodzą przedstawiciele firm właścicieli zagospodarowanych złóż. Wiodącą rolę w GFU pełni państwowa firma Statoil. Priorytetowe traktowanie oferty norweskiej wynika z faktu, że największe złoża europejskie występują na szelfie norweskim oraz możliwe jest poprowadzenie połączenia infrastrukturalnego łączącego bezpośrednio złoża szelfowe z wybrzeżem polskim. Zgodnie z przyjętą w lipcu br. wspólną deklaracją premierów Polski i Norwegii w okresie do końca br. przewiduje się zawarcie długoterminowego kontraktu na dostawy tą drogą do Polski ok. 5,3 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Wcześniej, bo już w październiku br. przez terytorium Niemiec i istniejące połączenie systemów Niemiec i Polski w Zgorzelcu (niezależnie od dostaw 440 mln m³ gazu zakontraktowanego z VNG/Ruhrgas) rozpocznie się realizacja dostaw gazu w ramach kontraktu pięcioletniego zawartego w maju ubiegłego roku i zaktualizowanego w lipcu br. między PGNiG S.A. i norweskim GFU w ilości do 500 mln m³ rocznie.

W okresie od października 2000 r. do końca września 2001 r. przez połączenie w Zgorzelcu zostanie przesłane 200 mln m³ gazu norweskiego. W następnym roku i kolejnych latach do końca września 2006 r. przez połączenie w Zgorzelcu realizowane więc będą dostawy gazu łącznie ok. 940 mln m³ - w tym z Norwegii w ilości 500 mln m³/rok i z Niemiec w ilości 440 mln m³/rok.

PGNiG S.A. realizuje politykę Rządu RP zgodnie z wytycznymi zawartymi w "Założeniach polityki energetycznej Polski do 2020 r." w zakresie dywersyfikacji i bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego. PGNiG S.A. w swoich programach zaopatrzenia rynku w gaz uwzględnia różne warianty popytu oraz różne źródła jego pokrycia. Pod uwagę brana jest zarówno produkcja krajowa jak i wszystkie realne kierunki importu gazu ze szczególnym uwzględnieniem bezpieczeństwa energetycznego kraju.

Prognozowanie zapotrzebowania na gaz ma charakter procesu ciągłego i uwzględnia wszelkie zmiany zachodzące w możliwościach i potrzebach zaopatrzenia gospodarki w paliwa i energię. Przewidywane zużycie gazu w 2010 roku na poziomie około 20 mld m³ rocznie uzależnione jest od tempa rozwoju gospodarki, procesów modernizacji, nowych kierunków wykorzystania gazu i sytuacji na rynku paliw konkurencyjnych.

Koszt pozyskania gazu z importu oparty jest na prognozach cenowych ropy naftowej i produktów ropopochodnych. W ślad za wzrostem cen ropy następuje wzrost cen produktów ropopochodnych, a następnie wzrost cen gazu ziemnego na rynku europejskim, a zatem także i dla Polski. Na cenę gazu na granicy importera składają się 3 zasadnicze elementy:

- cena energii zawartej w gazie,

- cena za transport gazu.

W kontraktach wieloletnich wymienione powyżej elementy składowe ceny gazu są indeksowane w zależności od zmiany sytuacji rynkowej. Opłata za moc i transport jest najczęściej uzależniona od inflacji i/lub wzrostu średniej płacy, natomiast cena gazu od zmiany cen konkurencyjnych źródeł energii, za które najczęściej uważa się ciężki i lekki olej opałowy. Stosuje się również element stały stabilizujący ruch cen.

W ostatnim czasie media nagłośniły możliwość zapłacenia przez PGNiG S.A. za gaz norweski o 20-30% wyżej od ceny gazu rosyjskiego. Informacje takie, które publicznie pojawiły się w ostatniej fazie negocjacji kontraktu zakupowego postawiły PGNiG S.A. w bardzo trudnej pozycji negocjacyjnej, gdyż wskazywały jednoznacznie, że jesteśmy skłonni zapłacić za dostawy ze źródeł alternatywnych do rosyjskich znacznie drożej niż było to stawiane przez ekspertów zachodnich podczas wcześniejszych rozmów.

Zupełnie inaczej wygląda sytuacja cen gazu ziemnego, po których gaz ziemny sprzedawany jest odbiorcom. Wprowadzone przez Prawo energetyczne zasady oznaczają odejście od dotychczasowej praktyki określania cen gazu corocznie przez Ministra Finansów i nałożenie obowiązku ustalania taryf przez URE w oparciu o koszty tzw. uzasadnione. Ustalone raz w roku taryfy nie uwzględniają zmian cen zakupu gazu.

Budowa gazociągu łączącego złoża norweskie z polskim wybrzeżem jest bardzo istotne ze względu na możliwość bezpośredniego uczestnictwa PGNiG S.A. w obrocie gazem na rynku europejskim. Analizowany jest również rozwój rynku gazu poprzez rozbudowę systemu odbioru gazu na terenie północno-zachodniej Polski (stworzenie możliwości zasilania rejonu Trójmiasta, zasilanie zespołu miejskiego w Szczecinie i Zakładów Chemicznych Police oraz Elektrowni w Żarnowcu i innych), jak również połączenie gazociągowe z krajami nadbałtyckimi, tranzyt gazu norweskiego do Europy Południowej.

Obszar północno-zachodniej Polski może być połączony z systemem niemieckim, co pozwoli skierować część dostaw norweskich do północno-wschodnich Niemiec dając możliwość obrotu gazem. Projekt budowy tego gazociągu jest postrzegany jako bardzo ważny projekt w rozszerzeniu Unii Europejskiej o Polskę i kraje nadbałtyckie. Koszt budowy bezpośredniego gazociągu łączącego złoża norweskie z polskim wybrzeżem, wraz z terminalem w Niechorzu, szacowany jest na ok. 900 mln USD.

Ad. 3. Czy w związku z przygotowywanym kontraktem na import 5 mld m³ gazu rocznie z Norwegii planuje się docelowo zmniejszyć import gazu rosyjskiego?

Kontrakt zawarty pomiędzy PGNiG S.A. i RSA Gazprom zawiera klasyczną dla wieloletnich kontraktów gazowych klauzulę "take or pay", która zakłada elastyczność odbioru gazu w poszczególnych latach kontraktowych w % dostaw rocznych i wieloletnich.

Poziom 5 mld m³ rocznie gazu norweskiego jest poziomem docelowym, a jego osiągnięcie przewiduje się w okresie 2-3 lat począwszy od pierwszego roku rozpoczęcia dostaw kontraktowych z Norwegii do Polski.

Wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego państwa w zakresie dostaw gazu wymaga budowy podziemnych magazynów gazu dla potrzeb handlowych w celu pokrycia sezonowej nierównomierności zapotrzebowania na gaz oraz przygotowania warunków do tworzenia strategicznych zapasów gazu. Potrzeby handlowe magazynowania gazu w celu pokrywania sezonowej nierównomierności zapotrzebowania na gaz wynikającej z zawieranych z odbiorcami umów sprzedaży gazu ocenia się na 4,1 - 5,1 mld m³ w 2010 roku i 5,3 - 6,8 mld m³ w roku 2020. W Polsce istnieją korzystne warunki dla budowy podziemnych magazynów gazu w wyeksploatowanych złożach gazu ziemnego zlokalizowanych zarówno na Niżu Wielkopolskim jak i na Podkarpaciu oraz w złożach soli. Realizowana jest budowa zbiornika w złożu soli w Mogilnie (I-szy etap obejmujący 8 kawern o pojemności ok. 400 mln m³ ) oraz budowa w wyeksploatowanym złożu gazu ziemnego Wierzchowice o pojemności 3,5 mld m³ i rozbudowa zbiornika Husów do pojemności 400 mln m³ . Rozpatrywane są również możliwości budowy małych zbiorników lokalnych w wyeksploatowanych złożach gazu i starych wyrobiskach górniczych.

Ustawa z dnia 30 maja 1996 roku o rezerwach państwowych oraz zapasach obowiązkowych paliw, a także rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 20 kwietnia 1998 roku nakłada na dostawców obowiązek tworzenia odpowiednich rezerw magazynowych paliw, w tym gazu. Dla realizacji tego zobowiązania konieczne jest przygotowanie koncepcji i zapewnienie odpowiednich środków. Wielkość PMG, która umożliwia magazynowanie rezerw strategicznych, jak również źródło finansowania przedsięwzięć w tym zakresie, będą możliwe do określenia po wydaniu niezbędnych regulacji prawnych. Przygotowania PGNiG S.A. do prywatyzacji powinny uwzględniać w programach restrukturyzacji zabezpieczenie środków na wspomaganie finansowania inwestycji, szczególnie podziemnych magazynów gazu, aby przenoszenie tych obciążeń na taryfy gazowe nie powodowało hamowania rozwoju rynku gazu w Polsce.

Krajowe udokumentowane zasoby gazu ziemnego mają szczególnie ważne znaczenie w sytuacji, gdy nie posiadamy jeszcze zapasów strategicznych.

Na Niżu Polskim w rejonie Kościana, Brońska, Wielichowa i Ruchocic zostały odkryte i udokumentowane nowe duże złoża gazu ziemnego, głównie podgrupy GZ-41,5, o łącznych zasobach wydobywalnych 30,9 mld m³ . Przeprowadzone analizy potwierdzają, że zagospodarowanie gazu ziemnego podgrupy GZ-41,5 z tych złóż w ilości do 1,5 mld m³ /rok w wydzielonej części systemu gazu ziemnego zaazotowanego w rejonie Zielonej Góry jest możliwe z punktu widzenia warunków technicznych i ekonomicznie efektywne.

Utrzymanie ciągłości dostaw gazu ziemnego zaazotowanego do odbiorców przy wzrastającym zapotrzebowaniu na gaz, szczególnie w okresach zimowych, wymaga etapowego przestawiania odbiorców z poboru gazu ziemnego zaazotowanego GZ-35 na pobór gazu ziemnego wysokometanowego GZ-50 i gazu ziemnego zaazotowanego GZ-41,5.

Z wyrazami szacunku

MINISTER

z up.

Andrzej Karbownik

Podsekretarz Stanu