Polska chroni LNG i Baltic Pipe. Ile warte jest dziś bezpieczeństwo energetyczne?
Prawie dziewięć na dziesięć jednostek importowanego do Polski gazu trafia dziś do kraju przez dwa główne kierunki: Baltic Pipe i terminale LNG. W 2025 r. Baltic Pipe odpowiadał za 46 proc. importu, a LNG za kolejne 42 proc.
Jeszcze kilka lat temu taki układ byłby przede wszystkim dowodem sukcesu dywersyfikacji. Polska zastąpiła dominację rosyjskiego gazu dostępem do Norweskiego Szelfu Kontynentalnego i globalnego rynku LNG. Dziś ta sama struktura pokazuje jednak, których elementów systemu trzeba szczególnie pilnować.
W sierpniu Gaz-System działał w warunkach podwyższonej czujności wokół infrastruktury krytycznej, a Orlen analizował alternatywne trasy dostaw na wypadek zakłóceń. Problem przestał więc dotyczyć wyłącznie tego, od kogo kupujemy gaz. Coraz ważniejsze jest, czy surowiec fizycznie dotrze do Polski wtedy, gdy jeden z podstawowych punktów wejścia przestanie działać.
W 2025 r. Polska zaimportowała 209 TWh gazu. Przez Baltic Pipe napłynęło 97 TWh, a dostawy LNG po regazyfikacji wyniosły 88 TWh. Terminal w Świnoujściu może obecnie regazyfikować 8,3 mld m³ rocznie, natomiast Baltic Pipe przesyłać do Polski do 10 mld m³. W spokojnym roku taka skala infrastruktury może wyglądać jak kosztowny zapas mocy. W energetyce zapas jest jednak częścią produktu. Gdyby Baltic Pipe został wyłączony na miesiąc przy przepływach odpowiadających średniej z 2025 r., do zastąpienia byłoby ok. 8 TWh dostaw. Nie oznacza to automatycznie niedoboru gazu dla odbiorców, bo Polska ma magazyny, LNG i połączenia z sąsiednimi krajami. Pokazuje jednak skalę wolumenu, który należałoby szybko sprowadzić inną trasą. Wolny gazociąg nie gwarantuje, że po jego drugiej stronie będzie dostępny gaz, a wolne moce terminala nie gwarantują statku z LNG w odpowiednim terminie i po akceptowalnej cenie.
Przed nadchodzącą zimą Polska ma dodatkowy bufor w postaci magazynów. Według Trading Economics w polskich magazynach znajdowało się wtedy 33 TWh gazu przy pojemności 37 TWh, czyli około 89 proc. możliwości magazynowych. Rok wcześniej, w podobnym momencie sierpnia 2025 r., poziom zapełnienia wynosił około 84–85 proc. Tegoroczny punkt wyjścia jest więc o około 5 pkt proc. lepszy. Polska wypada też korzystnie na tle największych rynków europejskich. W Niemczech magazyny były wypełnione w około 50 proc., we Francji w około 65 proc., we Włoszech nieco powyżej 80 proc., a w Holandii w około 43 proc. Na pierwszy rzut oka daje to Polsce bardzo komfortową pozycję przed sezonem grzewczym również tej zimy.
Szersze tło europejskie jest przy tym mniej komfortowe niż rok temu. W połowie sierpnia 2026 r. magazyny w całej UE były wypełnione w około 62 proc., wobec około 74 proc. w analogicznym momencie 2025 r. Polska ma więc wyraźnie większy bufor procentowy niż średnia unijna, ale korzysta z rynku, na którym zapas jest mniejszy. To ma znaczenie nawet wtedy, gdy krajowe magazyny są niemal pełne, bo w razie większego zakłócenia Polska konkurowałaby o dodatkowy gaz z państwami odbudowującymi własne rezerwy. Wysoki poziom zapasów ogranicza presję na natychmiastowe zakupy i daje importerom więcej swobody w wyborze momentu dostaw, ale nie izoluje krajowego rynku od europejskich cen. Polski system może być dobrze przygotowany fizycznie, a mimo to odczuć koszt kryzysu poprzez droższy gaz na hubach i wyższe ceny energii. To ważne rozróżnienie, ponieważ wysoki poziom zapasów zmniejsza ryzyko fizycznego niedoboru, ale nie eliminuje ekspozycji na europejski rynek ani kosztu dostaw w kryzysie także w Polsce.
Poland, Turkey and the New Defence Map: Why 2027 Could Be a Turning Point
Wysoki procent zapełnienia nie oznacza jednak, że Polska mogłaby przez długi czas funkcjonować bez importu. Krajowa pojemność magazynowa wynosi tylko 37 TWh. Dla porównania Niemcy mogą przechować około 247 TWh, Włochy ponad 203 TWh, a Francja około 124 TWh. Przy krajowym zużyciu gazu wysokometanowego na poziomie około 212 TWh w 2025 r. pełne polskie magazyny odpowiadają mniej więcej 17 proc. rocznego popytu. To teoretycznie około dwóch miesięcy średniego zużycia, choć zimą pobór jest znacznie wyższy, a niecała pojemność magazynu może być odbierana w jednakowym tempie. Magazyny są więc bardzo ważnym zabezpieczeniem na krótkotrwałe zakłócenie, ale nie zastąpią Baltic Pipe i dostaw LNG przez cały sezon grzewczy. Właśnie dlatego poziom zapasów i bezpieczeństwo infrastruktury trzeba analizować razem.
Znaczenie tego systemu będzie rosło, jeżeli gaz zwiększy udział w polskiej elektroenergetyce. W 2025 r. zużycie gazu wysokometanowego wyniosło około 212 TWh i wzrosło o 6,8 proc. rok do roku, między innymi wskutek większego popytu energetyki. Każda nowa elektrownia gazowa poprawia elastyczność systemu, bo może bilansować zmienną produkcję z wiatru i słońca,
ale jednocześnie zwiększa znaczenie ciągłości dostaw paliwa. Awaria dużego kierunku importowego w czasie zimowego szczytu mogłaby więc uderzyć jednocześnie w rynek gazu i energii elektrycznej. Koszt takiego zdarzenia nie kończy się na droższym surowcu. Pojawia się ryzyko ograniczenia produkcji przemysłowej, wzrostu cen energii, szybszego wykorzystania zapasów oraz uruchamiania droższych jednostek wytwórczych.
Polska odpowiada na to kolejnymi inwestycjami. W Zatoce Gdańskiej powstaje pierwszy terminal FSRU o zdolności regazyfikacyjnej 6,1 mld m³ rocznie, którego uruchomienie planowane jest na przełom 2027 i 2028 r. Gaz-System zdecydował również o realizacji drugiej jednostki o podobnej mocy. Po uruchomieniu obu projektów oraz przy zachowaniu terminalu w Świnoujściu Polska będzie dysponować możliwościami odbioru LNG przekraczającymi 20 mld m³ rocznie. Tu może pojawić się pytanie, czy kraj potrzebuje aż tak dużej infrastruktury. Nadmiar mocy także kosztuje, a jeśli po 2030 r. popyt na gaz okaże się niższy od prognoz, część aktywów może pracować poniżej potencjału. Z drugiej strony dodatkowa przepustowość ma służyć nie tylko Polsce, lecz także rynkowi regionalnemu. Jeśli będzie wykorzystywana handlowo w normalnych warunkach, a w kryzysie pozostanie rezerwą dla krajowego systemu, część kosztu bezpieczeństwa może zostać skomercjalizowana.
Najważniejsza zmiana dotyczy jednak sposobu myślenia o bezpieczeństwie gazowym. Przez lata podstawowe pytanie brzmiało: jak zastąpić gaz z Rosji? Polska odpowiadała terminalem LNG, Baltic Pipe, interkonektorami i własnym wydobyciem. Dzisiaj pytanie jest trudniejsze: co się stanie, jeśli jeden z nowych filarów systemu zostanie czasowo wyłączony? To już nie jest problem dywersyfikacji dostawcy, ale redundancji infrastruktury. Dlatego ochrona Baltic Pipe, Świnoujścia, przyszłych FSRU, magazynów i gazociągów powinna być traktowana jako część tej samej inwestycji co ich budowa. Pełny magazyn pomaga w sytuacji kryzysowej, ale przy ich polskiej pojemności nie zastąpi importu przez całą zimę. Terminal LNG daje dostęp do globalnego rynku, lecz bez wolnych ładunków i statków sama instalacja nie zapewni surowca. Bezpieczeństwo powstaje dopiero wtedy, gdy wszystkie te elementy nakładają się na siebie i awaria jednego z nich nie powoduje załamania całego bilansu.
Właśnie dlatego trudno odpowiedzieć jedną liczbą na pytanie, ile warte jest bezpieczeństwo energetyczne. W normalnym roku część infrastruktury może wyglądać jak kosztowny nadmiar. Magazyn pozostaje częściowo niewykorzystany, rurociąg ma wolną przepustowość, a terminal mógłby przyjąć więcej statków. Wartość rezerwy ujawnia się dopiero wtedy, gdy jest potrzebna. Najlepszą miarą nie jest wtedy EBITDA operatora ani proc. wykorzystania instalacji, lecz koszt zdarzenia, którego udało się uniknąć: ograniczenia produkcji przemysłowej, zakupu gazu po cenach kryzysowych albo gwałtownego wzrostu cen energii. Polska kupiła sobie dywersyfikację dostawców. Teraz płaci za coś mniej widowiskowego: możliwość funkcjonowania również wtedy, gdy jeden z głównych elementów systemu przestaje działać.
