Gazociągiem Baltic Pipe popłynie do nas ok. 10 mld m sześc. błękitnego paliwa ze złóż norweskich. Z kolei terminal LNG po rozbudowie dostarczy ok. 7,5 mld m sześc. (dziś jego wydolność to 5 mld m sześc.). – Nasze obecne zużycie wyniesie 16–17 mld m sześc. Tyle sprowadzimy przez terminal i rurociągiem. Perspektywiczne okazują się też krajowe złoża, np. koło Przemyśla. Wszystko wskazuje więc na to, że będziemy mogli nadal wydobywać 4–5 mld m sześc. własnego gazu – tłumaczył Naimski. Jego zdaniem projekt dywersyfikacji źródeł dostaw, w którym kluczową rolę odgrywa teraz strategiczny projekt rury z Norwegii, może zmienić sytuację w regionie. – Nadwyżka, którą będziemy dysponować – 5–6 mld m sześc. – może nie jest duża. Jednak stanowić ona będzie połowę tego, co dzisiaj importuje z Zachodu Ukraina – zauważył Naimski.
Zgodnie ze szczegółowym harmonogramem inwestycji, który zakłada także czas na ewentualne przestoje związane z warunkami atmosferycznymi na Bałtyku, pierwsza rura zostanie zatopiona w 2020 roku. Trwa procedura wyboru dostawców rur czy komponentów infrastruktury. Zakończono już badanie rynku (tzw. open season). W jego ramach PGNiG podpisało wiążące umowy na 15-letni przesył gazu z operatorami z Danii (Energinet.dk) i Polski (Gaz-System). Są to kontrakty obarczone restrykcjami i karami, gdyby nie doszło do ich realizacji.
W ocenie Naimskiego Baltic Pipe nie jest wyłącznie projektem politycznym, nacelowanym na zwiększenie bezpieczeństwa energetycznego. Ma także uzasadnienie ekonomiczne. – To może stwarzać kłopot, bo trudno aplikować o środki unijne – argumentował Naimski. Na razie pozyskano 33 mln euro na projektowanie.
Zdaniem wiceprezesa ds. handlowych PGNiG Macieja Woźniaka dywersyfikacja dostaw służy urynkowieniu ceny błękitnego paliwa. Warunki dostaw ze Wschodu nie odpowiadają rynkowym. Gaz rosyjski jest nam sprzedawany za drogo. Tak pozostanie, dopóki nie będzie pełnej alternatywy – stwierdził Woźniak.
