Zużycie gazu ziemnego w Polsce wyniosło w 2003 r. 13 mld m3. Ok. 70% tego surowca importujemy, w tym 65% z Rosji, rurociągami biegnącymi przez Białoruś, a dalej - do Niemiec. O znaczeniu dywersyfikacji zaopatrzenia w gaz mieliśmy okazję przekonać się m.in. w lutym ub.r., kiedy to Rosja wstrzymała dostawy na Białoruś, co przełożyło się także na ograniczenie dostaw do Polski. W celu zmniejszenia uzależnienia od jednego dostawcy, należy zabiegać o jak największą dywersyfikację źródeł importu. Konieczna jest więc rozbudowa połączeń z krajami sąsiednimi, szczególnie tymi należącymi do Unii Europejskiej, a także stworzenie sposobów na sprowadzanie gazu ziemnego drogą morską. Zarząd Morskich Portów Szczecin i Świnoujście deklarował na początku ub.r., że w ciągu 2 lat jest w stanie wybudować w porcie w Świnoujściu terminal do przeładunku gazu płynnego (LNG). Na wschód od falochronu wejściowego do portu, istnieje możliwość wybudowania portu zewnętrznego do obsługi gazowców. W tym rejonie port posiada 48 ha, które są doskonałą lokalizacją dla bazy składowej gazu. Warunkiem realizacji inwestycji jest zapewnienie przez rząd pieniędzy na ten cel lub ściągnięcie inwestora. Koszt powstania terminalu szacuje się na 400-600 mln euro. Miałby on obsługiwać statki o nośności 60-80 tys. t i zanurzeniu do ok. 13 m. Są to parametry odpowiadające powszechnie eksploatowanym na świecie dużym gazowcom LNG - o ładowności rzędu ok. 125-130 tys. m3. Rozważana była też lokalizacja terminalu LNG w Gdańsku. Ostatnio zdaje się jednak wygrywać koncepcja jego budowy w Świnoujściu. We wrześniu odwiedzili ZMPSiŚ przedstawiciele PGNiG, którzy rozpoczęli oficjalne przygotowania studium wykonalności dla terminalu LNG, w kilku wersjach. Ostatecznie, wybrano wariant zakładający budowę terminalu w porcie zewnętrznym w Świnoujściu. Decyzja należy do PGNiG, ale Dariusz Rutkowski, prezes ZMPSiŚ, twierdzi, że szansę na jej podjęcie są duże. Transport gazu jednostkami LNG, czyli przeznaczonymi do przewozu gazu ziemnego w stanie skroplonym, przy bardzo niskich temperaturach, jest obecnie najbardziej rozpowszechnioną metodą na świecie. Jest to rozwiązanie drogie, ale dotychczas nie było dostępne ani lepsze (możliwe do zrealizowania pod względem technicznym), ani tańsze. System taki wymaga budowy instalacji sprężających gaz (skraplających) w terminalu eksportowym i regazyfikujących - w terminalu importowym, w którym zazwyczaj umieszczone są też duże zbiorniki na ciekły gaz - do przyjmowania go w takiej postaci ze statków. Obawy o obecność dużych składowisk gazu w terminalach lądowych, czasem w pobliżu miast i centrów przemysłowych, szczególnie po ataku terrorystycznym na Stany Zjednoczone, skierowały badania nad nowymi metodami importu gazu drogą morską. W praktyce oznacza to przenoszenie się z lądu i terminali portowych na terminale offshore. I to właśnie głównie wokół tej idei tworzy się nowe koncepcje importowych terminali gazowych. Pierwszą w świecie instalację offshore do importu gazu ziemnego zbudowano u wybrzeży Stanów Zjednoczonych. Operator sieci gazowej i importer Excelerate Energy ogłosił, 6 kwietnia br., rozpoczęcie komercyjnej eksploatacji terminalu Gulf Gateway Energy Bridge Deepwater Port (Gulf Gateway), zbudowanego według własnej koncepcji Energy Bridge 116 mil od wybrzeży stanu Luizjana, na wodach o głębokości prawie 100 m. Tego dnia zakończył się import pierwszej partii prawie 138 tys. m3 gazu ziemnego bezpośrednio do konsumenckiej sieci gazowniczej. Podobny terminal budowany jest już - jako Northeast Gateway - w pobliżu Bostonu. Do importu gazu w systemie Energy Bridge używane są gazowce typu LNGRV (LNG regasification vessel). Są to statki typu LNG, wyposażone w pokładowe urządzenia do regazyfikacji oraz w gniazda (w dnie kadłuba, w części dziobowej), w które na miejscu rozładunku wprzęgane są podwodne boje rozładunkowe STL (submerged turret loading), połączone z podmorskim rurociągiem i stanowiące zarazem punkt kotwiczenia statku. Po "zacumowaniu" do boi z krętlikiem i połączeniu jej rurociągu z systemem przeładunkowym statku, rozpoczyna się proces regazyfikacji, z jednoczesnym przesyłaniem gazu, o ciśnieniu technologicznym sieci lądowej lub zbliżonym, na ląd - do sieci konsumenckiej (nie jest to więc gaz wysoko sprężony, co odróżnia tę technologię od systemu, w którym ze statku CNG (compressed natura gas) przyjmowany jest do instalacji lądowej gaz pod wyższym ciśnieniem). Zbiornikowiec LNG o ładowności 138 tys. m3 zostaje przy terminalu offshore Energy Bridge przez kilka do kilkunastu, lub nawet kilkudziesięciu dni, w zależności od raty przeładunkowej (dla Gulf Gateway od ok. 2,5 do ok. 30 tys. m3). Dla zapewnienia ciągłości dostaw w systemie Energy Bridge, przewidziano dwie boje rozładunkowe, do których statki cumują z małymi zakładkami czasowymi, co oznacza, że przy takiej koncepcji importu gazu ziemnego konieczne jest zatrudnienie co najmniej dwóch dedykowanych gazowców. Jeżeli import gazu ziemnego drogą morską dla Polski miałby się odbywać na dużą skalę, to rozwiązaniem raczej nie jest technologia CNG. Jest ona opłacalna tam, gdzie mamy do czynienia z małymi, tzw. marginalnymi, źródłami gazu (np. gaz wydobywany "przy okazji" na polach naftowych lub ze złóż w początkowej fazie eksploatacji) lub będącym na wyczerpaniu. Gaz ze statku typu CNG przeładowywany jest - w najprostszej formie terminalu - w postaci sprężonego gazu na ląd, gdzie musi być zredukowane jego ciśnienie dla składowania lub przesyłu do sieci konsumenckiej. Transport gazu w postaci sprężonej (CNG), wymaga co prawda drogich gazowców nowego typu (jeszcze dotychczas nie budowanych), ale załadunek możliwy jest już na polu wydobywczym offshore - bez dodatkowych inwestycji w rurociągi lub terminalowe instalacje LNG. Uproszczone terminale i zmniejszenie kosztów energii (przez tańsze sprężanie gazu, zamiast doprowadzania go do postaci skroplonej w temperaturach kriogenicznych), sprawia, że technika CNG nosi w sobie zalety zarówno dla eksportera, jak i importera. Ocenia się, że transport w systemie CNG może być opłacalny dla dystansów od 300 do 2000 mil morskich i rocznych strumieniach ładunkowych rzędu 0,5 do 3 mld m3. Techniką tą interesuje się m.in. norweski koncern energetyczny Statoil i norweski armator Hoegh.