thumb|upright=1.7|Schematyczna mapa poglądowa Baltic Pipe (źródło: Gaz-System S.A.) Baltic Pipe (Korytarz Bałtycki, Gazociąg Bałtycki) – system gazociągów łączących Norwegię, Danię i Polskę o przepustowości 10 mld m³ rocznie uruchomiony 27 września 2022.
Założeniem przedsięwzięcia było powstanie nowego korytarza dostaw gazu ziemnego do Danii i Polski oraz krajów sąsiednich ze złóż na szelfie norweskim – gdzie 19 koncesji wydobywczych należy do firmy Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). Baltic Pipe jest częścią szerszego zamysłu tzw. Bramy Północnej, mającej na celu pełne zróżnicowanie dostaw gazu do Polski poprzez Gazociąg Bałtycki oraz terminal gazu płynnego w Świnoujściu – tzw. gazoport.
Historia Zróżnicowanie dostaw gazu do Polski poprzez import z Norwegii dyskutowano od 1991 roku. Pomysł budowy gazociągu łączącego Polskę z norweskimi złożami pojawił się po raz pierwszy w 2001 roku za rządu Jerzego Buzka. Jego proponentami byli: Piotr Naimski (ówczesny doradca premiera ds. bezpieczeństwa energetycznego) oraz Piotr Woźniak (ówczesny doradca w Kancelarii Premiera). We wrześniu 2001 roku podpisano umowę na dostawy gazu i budowę gazociągu między PGNiG a pięcioma norweskimi firmami: Statoil ASA, Norsk Hydro Produksjon a.s., TotalFinaElf Exploration Norge AS, A/S Norskeshell, Mobil Exploration Norway Inc.. Wg umowy gazociąg miał od 2004 roku dostarczać do Polski gaz z Danii a od 2008 także z Norwegii. Po zmianie koalicji rządowej w efekcie wyborów parlamentarnych w 2001 powstał rząd Leszka Millera, który odstąpił od realizacji projektu.
W 2007 PGNiG zaangażowało się w projekt budowy gazociągu Skanled, który miał przesyłać gaz z Norwegii do Szwecji i Danii a gazociąg bałtycki miał być jego przedłużeniem do Polski. PGNiG objął 15% udziałów w projekcie i obok E.ON była największym udziałowcem inwestycji. W 2013 roku wobec wycofania się zaangażowanego w projekt Nord Stream 2 E.ON realizacja Skanled została bezterminowo zawieszona.
W 2016 polski operator gazociągów, Gaz-System i duński operator systemu przesyłowego Energinet badały możliwość powstania połączenia międzysystemowego pomiędzy Norwegią, Danią a Polską w postaci dwukierunkowego gazociągu podmorskiego. Zaplanowano przepustowość techniczną całej infrastruktury na poziomie do 10 mld m³/r do Polski (z Norwegii poprzez Danię) oraz do 3 mld m³/r z Polski do Danii i Szwecji.
W 2017 wykonano wstępne badanie rynku. Na podstawie studium wykonalności przedsięwzięcia określono, że projekt Baltic Pipe będzie opłacalny przy rocznych dostawach gazu do Polski na poziomie ok. 10 mld m³. Tym samym, od 2022 – po wygaśnięciu kontraktu z rosyjskim koncernem państwowym Gazprom zawartego w 1996 i aneksowanego w 2012 – pozwolało to zapewnić dostawy i zmianę głównego dostawcy gazu do Polski oraz umożliwić jego reeksport.
W styczniu 2018 uzyskanie pozytywnych wyników testów ekonomicznych i spełnienie pozostałych warunków wynikających z Regulaminu OS 2017 pozwoliły Gaz-Systemowi i Energinetowi na zawarcie umów przesyłowych z uczestnikami rynku. Umowy te definiują warunki świadczenia usług przesyłu gazu i pozostaną wiążące przez okres 15 lat od momentu uruchomienia przesyłu gazu przez Baltic Pipe.
W listopadzie 2018 operatorzy systemów przesyłowych Polski i Danii podjęli pozytywne decyzje inwestycyjne o zrealizowaniu projektu Baltic Pipe, co zostało poprzedzone podpisaniem przez obie spółki (Gaz-System i Energinet) umowy o budowie (Construction Agreement). Podobną umowę Energinet podpisał również z norweskim operatorem w zakresie przyłącza norweskiego.
9 czerwca 2017 premierzy Polski i Danii, Beata Szydło i Lars Løkke Rasmussen, podpisali w Kopenhadze memorandum w sprawie współpracy przy realizacji projektu Baltic Pipe.
5 kwietnia 2019 prezydent RP Andrzej Duda podpisał Ustawę z dnia 21 lutego 2019 o ratyfikacji Umowy między Rzecząpospolitą Polską a Królestwem Danii w sprawie projektu Baltic Pipe, podpisanej w Katowicach dnia 11 grudnia 2018 oraz Ustawę z dnia 21 lutego 2019 o ratyfikacji Umowy między Rzecząpospolitą Polską a Królestwem Danii w sprawie rozgraniczenia obszarów morskich na Morzu Bałtyckim, podpisanej w Brukseli dnia 19 listopada 2018.
Od 27 kwietnia 2021 do 8 czerwca 2021 drążono tunel na gazociąg pod wydmami i plażą w Pogorzelicy (gmina Rewal).
W czerwcu 2021 zezwoliła na kontynuację prowadzenia prac na obszarze Danii, których wstrzymanie spowodowało ok. 3-miesięczne opóźnienie ukończenia projektu. 21 lipca 2022 gazociąg został fizycznie połączony z duńską i polską siecią gazowniczą.
27 września 2022 nastąpiło oficjalnie otwarcie gazociągu.
30 listopada 2022 Gaz-System poinformował, że gazociąg osiągnął pełną przepustowość.
24 i 25 czerwca 2023 przez gazociąg przesyłano z Norwegii do Polski rekordowe ok. 24,7 mln m³ gazu na dobę (co stanowiło 90 proc. wykorzystania przepustowości), 25 czerwca 2023 przesłano nim rekordowe 27,1 mln m³ gazu na dobę (99 proc. przepustowości) a na początku sierpnia 2023 gazociąg pracował z wykorzystaniem 100 proc. przepustowości, dostarczając ponad 27 mln m³ gazu na dobę.
Zakres projektu Inwestycja składa się z pięciu głównych elementów: Gazociąg na dnie Morza Północnego Rozbudowa duńskiego systemu przesyłowego Tłocznia gazu w Danii Gazociąg na dnie Morza Bałtyckiego Rozbudowa polskiego systemu przesyłowego Za realizację trzech pierwszych odpowiadał Energinet, natomiast za budowę gazociągu na dnie Morza Bałtyckiego oraz za rozbudowę polskiego systemu przesyłowego odpowiedzialny był Gaz-System.
1) Gazociąg na dnie Morza Północnego – podmorski gazociąg łączący norweski system gazowy na Morzu Północnym z duńskim systemem gazowym na lądzie. Gazociąg został na Morzu Północnym połączony z istniejącą infrastrukturą przesyłową (tj. z rurociągiem Europipe II), zapewniając w ten sposób dostęp do gazu ze złóż norweskich. Wyjście gazociągu na ląd znajduje się na zachodnim wybrzeżu Danii w pobliżu Blaabjerg.
długość gazociągu – 105–110 km nominalna średnicaŚrednica nominalna rury jest określana zgodnie z normą PN-EN ISO 6708 przez użycie skrótu DN (ang. Diameter Nominal), po którym następuje bezwymiarowa liczba odpowiadająca przybliżonej wartości średnicy wewnętrznej rury podanej w milimetrach. gazociągu – DN 800 ciśnienie roboczeCiśnienie robocze jest to – zgodnie z definicją podaną w § 2 pkt 4 Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie () – ciśnienie występujące w sieci gazowej w normalnych warunkach roboczych. – 8,5-11 MPa
2) Rozbudowa duńskiego systemu przesyłowego – realizacja projektu Baltic Pipe spowodowała zwiększenie przesyłu gazu przez duński system przesyłowy. Aby to uwzględnić i umożliwić transport gazu z zachodniego wybrzeża Danii do południowo-wschodniej części Zelandii, niezbędna była rozbudowa infrastruktury przesyłowej Danii.
długość nowych gazociągów – 210–230 km nominalne średnice nowych gazociągów – DN 900, DN 1000
3) Tłocznia gazu w Danii – tłocznia została zlokalizowana we wschodniej części wyspy Zelandia, a jej funkcją jest sprężanie gazu, umożliwiające jego transport. Tłocznia zapewnia dwukierunkowy przesył gazu: z Danii do Polski i z Polski do Danii.
powierzchnia – ok. 20 ha ciśnienie robocze – 5-12 MPa
4) Gazociąg na dnie Morza Bałtyckiego – podmorski gazociąg łączący duński system przesyłowy z polskim systemem przesyłowym. Miejsca wyjścia gazociągu na ląd to Faxe w Danii oraz Niechorze-Pogorzelica w Polsce.
długość gazociągu – ok. 275 km nominalna średnica gazociągu – DN 900
5) Rozbudowa polskiego systemu przesyłowego – Na rozbudowę krajowego systemu przesyłowego złożyła się realizacja pięciu projektów
a) Budowa gazociągu łączącego gazociąg podmorski z krajowym systemem przesyłowym wraz z terminalem odbiorczym. Trasa gazociągu łączącego przebiega na terenie woj. zachodniopomorskiego:
Odcinek gazociągu relacji Niechorze-Płoty na terenie gmin Rewal, Karnice, Trzebiatów, Gryfice i Płoty długość gazociągu – ok. 40 km
Nominalna średnica gazociągu łączącego: od pierwszego suchego spawu do Terminalu Odbiorczego – DN 900 od Terminalu Odbiorczego do istniejącego Węzła Przesyłu Gazu Płoty – DN 1000
Odcinek gazociągu relacji Płoty-Goleniów od Węzła Przesyłu Gazu Płoty do Tłoczni GazuTłocznia gazu jest to – zgodnie z definicją podaną w § 2 pkt 35 Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 26 kwietnia 2013 r. w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe i ich usytuowanie () – zespół urządzeń do sprężania, regulacji i bezpieczeństwa wraz z instalacjami zasilającymi i pomocniczymi, spełniający oddzielnie lub równocześnie funkcje: przetłaczania gazu ziemnego, podwyższania ciśnienia gazu ziemnego ze złóż i magazynów gazu oraz zatłaczania gazu ziemnego do tych magazynów. Goleniów na terenie gmin Płoty, Nowogard, Osina, Goleniów i Maszewo długość gazociągu – ok. 42 km
b) Budowa gazociągu relacji Goleniów-Lwówek. Gazociąg zbudowano na terenie województw zachodniopomorskiego, lubuskiego i wielkopolskiego, w gminach Goleniów, Maszewo, Stargard, Dolice, Przelewice, Pełczyce, Strzelce Krajeńskie, Zwierzyn, Santok, Deszczno, Skwierzyna, Przytoczna, Pszczew, Międzychód, Lwówek. Budowa gazociągu była realizowana etapami: etap I – odcinek gazociągu relacji Goleniów-Ciecierzyce (ok. 117 km); etap II – odcinek gazociągu relacji Ciecierzyce-Lwówek (ok. 71 km). długość gazociągu – ok. 191 km nominalna średnica gazociągu – DN 1000 ciśnienie robocze – 8,4 MPa
c) Rozbudowa Tłoczni Gazu Goleniów – inwestycja polegała na rozbudowie istniejącej tłoczni w Goleniowie w woj. zachodniopomorskim, w tym rozbudowie węzła przesyłowego, oraz na wykonaniu połączenia tych elementów z istniejącą infrastrukturą przesyłową. moc tłoczni po rozbudowie – 30 MW
d) Budowa Tłoczni Gazu Gustorzyn – inwestycja polegała na budowie tłoczni oraz rozbudowie istniejącego Węzła Gazu w Gustorzynie w gminie Brześć Kujawski w woj. kujawsko-pomorskim. Tłocznia będzie połączona gazociągiem z terminalem FSRU w porcie w GdańskuStępień: Przepustowość pływającego terminalu LNG będzie zależeć od rynku.. moc tłoczni – 30 MW
e) Rozbudowa Tłoczni Gazu Odolanów – inwestycja polegała na rozbudowie istniejącej tłoczni i Węzła Przesyłowego w Odolanowie w woj. wielkopolskim oraz na wykonaniu połączenia tych elementów z istniejącą infrastrukturą przesyłową. moc tłoczni po rozbudowie – 65 MW
Status PCI Projekt Baltic Pipe został uznany przez Komisję Europejską za „Projekt o znaczeniu wspólnotowym” (PCI). Status ten jest przyznawany projektom infrastrukturalnym, mającym na celu wzmocnienie europejskiego wewnętrznego rynku energii i realizującym cele polityki energetycznej Unii Europejskiej, w tym zapewnienie dostępu do niedrogiej, bezpiecznej i odnawialnej energii.
W 2013 projekt Baltic Pipe znalazł się na pierwszej liście projektów PCI, w 2015 na następnej a 24 listopada 2017 ogłoszono trzecią listę projektów PCI, na której po raz kolejny Komisja Europejska uwzględniła projekt Baltic Pipe.
Finansowanie z Unii Europejskiej Projekt Baltic Pipe otrzymał dofinansowanie w ramach instrumentu „Łącząc Europę” (Connecting Europe Facility – CEF). CEF to instrument finansowy, który zastąpił dotychczasowy program TEN-T. Wspiera on rozwój trzech obszarów – sieci transportowej, energetycznej oraz telekomunikacyjnej.
Łącznie wysokość dofinansowania przyznanego do połowy 2019 wynosi 266,8 mln EUR.
W 2015 dofinansowanie z CEF Energy zostało przyznane na prace analityczne i opracowanie „Studium Wykonalności dla Połączenia międzysystemowego Baltic Pipe łączącego Polskę z Danią”. Wysokość dofinansowania: 400 tys. EUR.