Gazociąg Polska–Słowacja pozostaje niemal bez ruchu: od marca 2024 r. nie płynie nim gaz na południe, a Bratysława dalej stawia na dostawy z Rosji
Strategiczne połączenie gazowe Polska–Słowacja, uruchomione trzy lata temu z dużymi oczekiwaniami, wciąż pracuje poniżej potencjału. Dane z unijnej platformy ENTSOG pokazują, że od marca 2024 r. gaz w ogóle nie popłynął z Polski na Słowację, mimo że pierwotny cel interkonektora zakładał dywersyfikację dostaw w regionie i zmniejszenie zależności od Rosji. Po stronie słowackiej utrzymują się natomiast dostawy rosyjskiego surowca, docierające przez Węgry szlakiem TurkStream.
Inwestycja o wartości około 100 mln euro miała – jak podkreślała przy otwarciu ówczesna komisarz UE ds. energii Kadri Simson – włączyć region w jednolity rynek energii i ułatwić odejście od gazu z Rosji. Praktyka pierwszych lat przecina jednak te plany: rurociąg notuje długie przestoje, a sporadyczne okresy wzmożonych przepływów pojawiły się jedynie pod koniec 2023 r. i na początku 2024 r., po czym znów ustały.
Brak stałego trendu
ENTSOG (European Network of Transmission System Operators for Gas) gromadzi i udostępnia w czasie zbliżonym do rzeczywistego dane o przepływach i dostępnych mocach na punktach transgranicznych. Zestawienia dla interkonektora Polska–Słowacja potwierdzają nie tylko brak ruchu na kierunku północ–południe od marca 2024 r., ale także wielomiesięczne okresy bez przepływów w obu kierunkach. Okazjonalnie pojawiały się dostawy ze Słowacji do Polski, lecz i one nie tworzą stałego trendu.
Gaz-System, operator sieci przesyłowej w Polsce, przyznaje, że poziom wykorzystania połączenia pozostaje niski. Spółka tłumaczy to czysto rynkowo: przepływy zależą od zgłaszanego popytu i decyzji uczestników rynku. Ten mechanizm to standard w UE – każde połączenie transgraniczne działa w formule „bookuj i wykorzystuj”, a rzeczywisty kierunek i wielkość nominacji wyznaczają różnice cenowe między hubami, dostępność gazu i zakontraktowane wolumeny.
Interkonektory pełnią funkcję zaworów bezpieczeństwa dla całych regionów: pozwalają bilansować systemy, wspierać bezpieczeństwo dostaw i przenosić gaz tam, gdzie występuje niedobór. Polska ma takie łącza z niemal wszystkimi sąsiadami – wyjątek stanowi jedynie rosyjski obwód kaliningradzki. Na tym tle odcinek do Słowacji wyróżnia się negatywnie, bo jako jedyny pozostaje w dużej mierze bezczynny.
Słowacja wciąż na rosyjskim gazie mimo nowych szlaków
Słowacja jako kraj śródlądowy praktycznie nie wydobywa własnego gazu, więc niemal w całości polega na imporcie rurociągowym. Po pełnoskalowej inwazji Rosji na Ukrainę Bratysława utrzymała import z Rosji, powołując się na obowiązujące kontrakty z Gazpromem. W 2023 r. do władzy wrócił premier Robert Fico, który krytykował sankcje UE wobec Moskwy i podkreślał, że rosyjski gaz pozostaje kluczowy dla słowackiej gospodarki.
Początek 2025 r. przyniósł wstrzymanie tranzytu rosyjskiego gazu przez Ukrainę, co wielu obserwatorów uznało za moment, w którym interkonektor Polska–Słowacja wreszcie wejdzie do gry. Tak się jednak nie stało. Rosyjskie molekuły nadal docierają do Słowacji od południa – przez Węgry – dzięki infrastrukturze TurkStream, która omija Ukrainę.
W praktyce o kierunku przepływów decydują nie tylko geopolitika i infrastruktura, lecz także rachunek ekonomiczny: różnica cen pomiędzy regionalnymi hubami gazowymi, dostępność krótkoterminowych produktów przesyłowych oraz zapisy długoterminowych kontraktów. Jeśli dostawy z kierunku południowego okazują się tańsze lub pewniejsze dla słowackich odbiorców, rynek nie zleca nominacji na trasie z Polski – i rurociąg stoi.
Perspektywę może zmienić polityka unijna. Plany UE, które po 2027 r. mają zamknąć import rosyjskiego gazu, potencjalnie wymuszą na Słowacji głębszą dywersyfikację. W takiej konfiguracji połączenie ze stroną polską zacznie pełnić rolę realnej alternatywy, zwłaszcza że rozwój polskich źródeł importu poszerza wachlarz możliwych kierunków dostaw dla całej Europy Środkowo-Wschodniej.
Polska buduje pozycję regionalnego hubu: Baltic Pipe, LNG i rekordowy handel
Polska w ostatnich latach gruntownie przebudowała mapę swoich dostaw. Surowiec płynie z Norwegii rurociągiem Baltic Pipe oraz w formie LNG do terminalu w Świnoujściu, który w listopadzie 2025 r. przyjął 400. metanowiec. Dzięki tym kierunkom kraj ograniczył zależność od wschodniego sąsiada i uzyskał zdolność do reeksportu paliwa w regionie.
Równolegle rośnie infrastruktura nad Bałtykiem. W 2025 r. rozpoczęła się budowa drugiego terminalu LNG w Gdańsku, a Gaz-System prowadzi test popytu, który ma pokazać, czy warto zamówić trzecią jednostkę również w Gdańsku. To projekty, które zwiększą elastyczność polskiego systemu i umożliwią większą skalę dostaw do państw sąsiednich, w tym na Słowację, Czechy czy Ukrainę.
Środowisko rynkowe ożywił także rekordowy obrót gazem na Towarowej Giełdzie Energii. Do tej pory w 2025 r. przetarto 189,3 TWh, co przebiło poziomy sprzed inwazji na Ukrainę i potwierdziło dojrzałość handlu. Gaz odgrywa też coraz większą rolę w polskiej elektroenergetyce – w listopadzie jego udział w produkcji prądu sięgnął rekordowych 19%, wspierając długofalowe odchodzenie od węgla.
Gaz-System przekonuje, że planowane unijne ograniczenia po 2027 r. „zachęcą wielu uczestników rynku do szukania alternatywnych źródeł dostaw, w tym z Polski”, a interkonektor ze Słowacją „może stać się ważnym elementem regionalnego hubu”. W praktyce oznacza to, że popyt z południa mógłby kierować do Bratysławy gaz z Norwegii i LNG rozładowywany w polskich terminalach.
Dlaczego rurociąg stoi i co musiałoby się zmienić
Niski stopień wykorzystania interkonektora nie oznacza, że inwestycja była zbędna. Łącza transgraniczne działają jak polisa – w sytuacjach kryzysowych lub przy gwałtownych różnicach cen potrafią szybko zmienić kierunek, a dostępna przepustowość staje się kluczowym zasobem. Brak regularnych przepływów to przede wszystkim wynik aktualnego układu cen, obowiązujących kontraktów i uwarunkowań logistycznych po stronie słowackiej.
Aby gaz zaczął płynąć z północy na południe w sposób stały, uczestnicy rynku muszą widzieć przewagę ekonomiczną nad trasą przez Węgry i TurkStream. Potrzebne są atrakcyjne produkty przepustowościowe, konkurencyjne taryfy przesyłowe oraz pewność wolumenów po stronie źródeł – czy to przez Baltic Pipe, czy przez LNG. Rolę odegra też harmonizacja regulacyjna i odpowiednie rezerwacje mocy na punktach wejścia i wyjścia po obu stronach granicy.
W tym kontekście kluczowe znaczenie mają czynniki, które nie wynikają wprost z geopolityki: sezonowość popytu, sytuacja magazynowa w regionie, warunki na rynkach terminowych oraz koszty bilansowania. Gdy tylko różnica cenowa między polskim a słowackim rynkiem wyraźnie wzrośnie na korzyść kierunku północ–południe, interkonektor może szybko ożyć – do tego właśnie został zaprojektowany.
Na dziś fakty pozostają jednak nieubłagane: od marca 2024 r. na odcinku Polska–Słowacja nie odnotowano żadnego przepływu w kierunku południowym, a same okresy przestojów – w obie strony – potrafią trwać miesiącami. Słowacja utrzymuje import z Rosji, korzystając z trasy przez Węgry. Zmianę trajektorii może wymusić dopiero polityka unijna po 2027 r. oraz rosnąca podaż gazu z północy i morza w polskim systemie.
Polska przewaga
Warto też pamiętać, że Polska – w przeciwieństwie do wielu państw regionu – dysponuje gęstą siecią połączeń z sąsiadami. To przewaga, która pozwala elastycznie reagować na zakłócenia i szybciej przekierowywać strumienie paliwa. Jeżeli Bratysława zdecyduje się ograniczyć udział rosyjskiego gazu w swoim koszyku, gotowa infrastruktura po stronie polskiej skróci czas potrzebny na przełączenie tras.
Interkonektor Polska–Słowacja pozostaje dziś „uśpioną” inwestycją, której znaczenie może gwałtownie wzrosnąć wraz z przesunięciem wektorów polityki i ekonomii. W najbliższych miesiącach o kierunku przepływów przesądzą przede wszystkim ceny i kontrakty. W horyzoncie po 2027 r. bardziej prawdopodobny staje się wariant, w którym to polskie źródła – morski import LNG i norweski gaz – zasilą słowacki system, a łącze przez Karpaty wypełni swoją pierwotną funkcję.