W ostatnim czasie najważniejszą informacją dla polskiej energetyki było ogłoszenie rozpoczęcia budowy Baltic Pipe – jednej z największych inwestycji energetycznych w historii.

Gazociąg ma łączyć Polskę z Danią. Między innymi dzięki temu połączeniu polskie firmy otrzymają bezpośredni dostęp do swoich złóż zlokalizowanych na szelfie norweskim (Lotos, PGNiG). Przepustowość planowanego gazociągu ma wynosić ok. 10 mld m3 gazu rocznie. To inwestycja bardzo wyczekiwana (jej początki to okolice 2007 r.), dająca nadzieję na rozwój gazu jako wsparcie, a może kiedyś alternatywę dla produkcji energii opartej o węgiel.

Zapotrzebowanie będzie rosło

Zgodnie z raportami publikowanymi przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne (PSE) na koniec 2019 r. elektrownie zasilane paliwem gazowym generowały moc 2 788 MW (moc zainstalowana w KSE). Rokrocznie moc tego typu elektrowni rośnie i w dalszej perspektywie rosnąć będzie. Obecnie prowadzonych lub dopiero co zakończonych jest kilka inwestycji związanych z gazem, wymienić można między innymi budowę bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Żerań (planowane zakończenie 2020 r.) czy niemającą szczęścia inwestycję w Stalowej Woli.

Oczywistym jest, że zapotrzebowanie na paliwo gazowe będzie rosło. Dodatkowo planowane inwestycje, takie jak rozbudowa Elektrowni Dolna Odra o dwa bloki gazowo-parowe o łączonej mocy 1 400 MW, sprawiają, że polska energetyka będzie potrzebowała dużo więcej paliwa gazowego niż dotychczas.

Dywersyfikacja postępuje

Zgodnie z założeniami „Polityki energetycznej Polski do 2040” (PEP2040) udział produkcji w jednostkach gazowych w strukturze wytwarzania ma wzrosnąć do ok. 10% w 2030 r. i do 17% w 2040 r. Plany są ambitne, jednak i niezbędne, jeżeli chcemy podążać w stronę neutralności klimatycznej. Przy obecnym stanie technologicznym OZE (całkowity brak sterowalności i przewidywalności w zakresie produkcji energetycznej) potrzebujemy możliwości bilansowania krajowego systemu elektroenergetycznego. Dzisiaj faktycznie umożliwiają to tylko bloki energetyczne oparte o zasilanie węglowe bądź właśnie gazowe. Nie ma możliwości magazynowania energii w dużych ilościach, dlatego też rozwój OZE wymusza również rozwój tzw. tradycyjnej energetyki. Atutem przemawiającym za wykorzystaniem źródeł gazowych jest stosunkowo niższa emisyjność niż w przypadku konwencjonalnych źródeł węglowych.


Budowa Baltic Pipe wpisuje się w działania skierowane na zwiększenie możliwości dywersyfikacji dostaw surowca do Polski. Dywersyfikacja konsekwentnie w ostatnich latach postępuje. W 2019 r. udział w imporcie gazu z Rosji spadł do ok. 60% z ok. 67% w 2018 r., w odróżnieniu od sprowadzanego do kraju LNG, którego udział w imporcie wzrósł do ok. 23% z ok. 20% rok wcześniej (w 2019 r. PGNiG sprowadziło do Polski 31 dostaw LNG, rok wcześniej – 23.). Jest to jednak wciąż za mało. Sam projekt Baltic Pipe nie wystarczy, aby zapewnić infrastrukturę techniczną tak potrzebną do dywersyfikacji. Kluczowym jest rozpoczęcie innych projektów oraz rozbudowa infrastruktury wewnętrznej, zapewniającej magazynowanie oraz wykorzystanie gazu ziemnego przez elektroenergetykę.

Wspomniana wcześniej strategia dotycząca polityki energetycznej Polski wskazuje następujące projekty niezbędne do zapewnienia odpowiedniego poziomu dywersyfikacji:

  • rozbudowa terminalu LNG – planowane jest osiągnięcie przepustowości (odbioru i regazyfikacji) na poziomie 7,5 mld m3 rocznie (aktualne zdolności regazyfikacyjne wynoszą 5 mld m3/rok);
  • rozbudowa połączeń z państwami sąsiadującymi, tj. Słowacją, Litwą, Czechami oraz Ukrainą.

Dodatkowo planowana jest budowa pływającego terminala magazynującego i regazyfikującego, czyli tzw. jednostki FSRU (Floating Storage Regasification Unit), która cumować miałaby w Zatoce Gdańskiej. Moc takiej jednostki to od 4,1 do 8,2 mld m3, planowane przekazanie do eksploatacji to 2025 r.

Trudne ryzyko

Kończąc trzy opisane powyżej projekty (Baltic Pipe, terminal magazynujący w Zatoce Gdańskiej, rozbudowa terminala LNG), będziemy niezależni w zakresie doboru partnera dostarczającego surowiec.
Wszystkie opisane powyżej istniejące oraz planowane projekty potrzebują szytych na miarę rozwiązań w zakresie pokrycia ubezpieczeniowego oraz reasekuracyjnego. Każdy z nich jest wyzwaniem dla oceniającego go underwritera. Znacząca część wymaga zaangażowania międzynarodowych rynków reasekuracyjnych (również ze względu na ograniczoną pojemność rynkową). Jest to również pole dla brokera wspomagającego klienta w organizacji pokrycia ubezpieczeniowego do wykazania się wiedzą i kompetencjami w zakresie tzw. trudnych ryzyk. Projekty gazowe na pewno tak można określić.

Artykuł ukazał się w Dzienniku Ubezpieczeniowym Nr 89 (4983) w dniu 8 maja 2020 roku.