1. Polska stawia na gaz. Szczyt zapotrzebowania ma przypaść na 2030 rok

  2. „Pułapka gazowa” czy rozsądna transformacja? Eksperci oceniają plan rządu

  3. Gaz a uzależnienie od importu. „Polska wydobywa zaledwie około 4 mld m sześc. własnego gazu”

  4. Inwestycje w moce gazowe. „Polska nie za bardzo ma wyjście”

  5. Szczyt zapotrzebowania na gaz w 2030 roku? Ekspert: Mało realne

Polska stawia na gaz. Szczyt zapotrzebowania ma przypaść na 2030 rok

Jak zauważa Krzysztof Fal, dyrektor Rozwoju Programów w WiseEuropa, w rozmowie z Interią Biznes, polska gospodarka wymaga coraz większych wolumenów energii elektrycznej, w związku ze wzrostem produkcji przemysłowej. 

– Z punktu widzenia polityki klimatycznej, naturalnymi źródłami energii, które powinny zaspokoić rosnące zapotrzebowanie, są źródła odnawialne. Jednocześnie, z racji na ograniczenia finansowe, regulacyjne oraz techniczne, rozwój OZE nie nadąża za rosnącym zapotrzebowaniem oraz profilem tego zapotrzebowania, co skutkuje koniecznością poszukiwania alternatywnych sposobów – tłumaczy ekspert.

Odpowiedzią proponowaną przez resort energii jest gaz ziemny, wskazany jako istotny element miksu energetycznego w okresie przejściowym transformacji. Z Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu do 2030 r. z perspektywą do 2040 r. wynika, że popyt na gaz w Polsce osiągnie szczyt około 2030 r., na poziomie 23,5-24,7 mld m sześc., a następnie zacznie stopniowo spadać do 13,6-19,3 mld m sześc. w 2040 r.

Dla porównania, w 2024 r. łączne zużycie gazu ziemnego w Polsce wyniosło ok. 19 mld m sześc. 25 proc. tego wolumenu trafiło do przemysłu, 15-16 proc. do elektrowni i elektrociepłowni, a ok. 1 proc. do ciepłownictwa sieciowego. Pozostała część, czyli blisko 50 proc., jest dystrybuowana przez sieć Polskiej Spółki Gazownictwa i trafia do mniejszych odbiorców – gospodarstw domowych oraz przedsiębiorstw, a także do ciepłowni niepodłączonych bezpośrednio do systemu przesyłowego Gaz-Systemu – podaje portal wysokienapiecie.pl.

„Pułapka gazowa” czy rozsądna transformacja? Eksperci oceniają plan rządu

Mimo że w zestawieniu z węglem błękitne paliwo uchodzi za bardziej opłacalne i, co ważne, mniej emisyjne, gaz nie pozostaje pozbawiony wad. Jak zauważa Fal, istotne jest, aby w najbliższych latach nie doszło do budowy „dowolnej mocy jednostkowej”, a jednym z podstawowych założeń planistycznych powinna pozostać konieczność zapewnienia optymalnej efektywności systemowej nowych bloków. „Kluczowe, żeby nie doprowadzić do 'boomu’ inwestycyjnego w gazie, grożącego 'przeinwestowaniem’ ” – mówi ekspert.

W kontekście planowanej rozbudowy mocy gazowych pojawia się również pytanie o ryzyko związane ze starzejącą się infrastrukturą sieciową, niewystarczającą automatyzacją i ograniczonym nadzorem nad systemem, co hamuje integrację zmiennej generacji.

– Zastępowanie węgla musi postępować w tempie gwarantującym pojawienie się nowych mocy dyspozycyjnych, aby nie zagrozić bezpieczeństwu dostaw. Jednak brak spójnej, nadrzędnej strategii oraz transparentności wokół inwestycji w nowe źródła sprawia, że trudno ocenić, czy obecne plany są w pełni adekwatne i efektywne kosztowo. Potrzebna jest szeroka debata wykraczająca poza interesy spółek, aby uniknąć sytuacji, w której miliardy złotych są wydawane nieefektywnie, zamiast budować trwale bezpieczny i mniej uzależniony od importu system – tłumaczy Jędrzej Wójcik, koordynator Programu Elektroenergetyka w Forum Energii.

Przeszkodą dla sukcesywnej rozbudowy mocy gazowych jest także niedobór magazynów energii i brak elastyczności popytu, co rodzi dodatkowe koszty bilansowania systemu. Jak wyjaśnia Fal, elektrownie gazowe w miksie, do którego dąży Polska, będą pracowały w dwóch reżimach, albo niwelując dobowe wahania pracy PV i wiatraków, albo binarnie (zero-jedynkowo) zastępując całe zapotrzebowanie, gdy nie wieje i nie świeci słońce.

– W drugim scenariuszu, w sytuacji gdy elektrownie gazowe nie mają własnych magazynów obok elektrowni, całość paliwa musi popłynąć („on-line”) z magazynów i systemu. Czyli magazyny muszą mieć zdolność, aby się bardzo szybko opróżniać, a system przesyłowy musi mieć taką przepustowość, aby ten wolumen dostarczyć – tłumaczy ekspert w rozmowie z naszą redakcją.

Gaz a uzależnienie od importu. „Polska wydobywa zaledwie około 4 mld m sześc. własnego gazu”

Wątpliwości budzi również potencjalne uzależnienie Polski od importu surowca. W ostatnich latach oddano do użytku ok. 2 GW nowych mocy gazowych, a kolejne ok. 4,4 GW może powstać w wyniku już zakontraktowanych projektów, głównie w ramach rynku mocy. Jednocześnie w 2024 r. ponad 80 proc. zużywanego w Polsce gazu pochodziło z importu, a gaz, jak mieliśmy okazję się przekonać, charakteryzuje się wysoką zmiennością cenową i istotną wrażliwością na czynniki geopolityczne.

„Polska wydobywa zaledwie około 4 mld m sześc. własnego gazu, przy wskazanym w KPEiK prognozowanym zapotrzebowaniu na poziomie 20-25 mld m sześc. Dodatkowo konkurencja o ten gaz odbywa się także pomiędzy państwami, nie tylko sektorami wewnątrz kraju. Więc realnym wyzwaniem pozostaje, po jakiej cenie i czy w ogóle będzie możliwy zakup tego gazu w niezbędnych wolumenach” – mówi Fal.

Wyzwaniem pozostają także cena zakupu oraz zarządzanie ryzykiem zmienności. W latach 2019-2025 średnioważona cena gazu zmieniała się w bardzo szerokim zakresie. Średnia cena przed kryzysem energetycznym wynosiła około 76 zł/MWh, natomiast w całym umownym okresie kryzysowym (07.2021-07.2023) wzrosła do 439 zł/MWh, a w miesiącach szczytowych przekraczała poziom 800, a nawet 1000 zł/MWh.

– To wywołało poważne zakłócenia gospodarcze oraz niepokoje społeczne po stronie przedsiębiorców jak i indywidualnych obywateli. Zatem silne uzależnienie od gazu zwiększa ekspozycję na skutki tego ryzyka – dodaje ekspert z WiseEuropa.

Inwestycje w moce gazowe. „Polska nie za bardzo ma wyjście”

Za wykorzystaniem gazu jako paliwa przejściowego przemawia głównie kwestia kosztów. – Elektrownie gazowe obecnie uchodzą za najkorzystniejsze pod względem kosztów inwestycyjnych (tzw. CAPEX) źródło stabilnej energii – mówi Fal, zauważając jednak, że ceny gazu mogą podlegać znacznym fluktuacjom, co pokazały lata 2021-2023.

– Oczywiście, warto zaznaczyć, że do aż takich wahań cen gazu ziemnego nie powinno dojść w przyszłości w związku z przebudowaniem koszyka importowego gazu ziemnego do Unii Europejskiej, przede wszystkim poprzez wyeliminowanie importu z kierunku wschodniego na rzecz importu LNG – dodaje Fal.

Michał Grabka, kierownik programu badawczego Energia i Klimat w Fundacji Instrat zauważa również, że źródła gazowe, jako bardziej elastyczne i mniej emisyjne, mogą okazać się tańsze od jednostek węglowych i doprowadzić do ograniczenia pracy i rentowności tych ostatnich. – Ostateczny efekt zależeć będzie od cen gazu, węgla i uprawnień do emisji – dodaje ekspert.

Zdaniem Bartłomieja Orła, eksperta z think tanku Project Tempo, Polska „nie za bardzo ma inne wyjście”. – Alternatywą dla budowy nowych jednostek gazowych jest ich modernizacja lub budowa nowych jednostek węglowych, a to już raz skończyło się w ostatnich latach katastrofą i jest zwyczajnie niemożliwe. Z perspektywy kosztów, polski węgiel, poza Bogdanką, trzeba już wydobywać z coraz głębszych pokładów, co sprawia, że jest po prostu drogi i gdyby był sprzedawany po cenach wydobycia, to cena prądu byłaby jeszcze wyższa niż teraz, a wyższa niż z gazu nawet gdybyśmy nie ponosili opłat za CO2 – tłumaczy.

Orzeł zauważa również, że jednostka gazowa będąca w rynku mocy, czyli przez dużą część czasu niepracująca, nie potrzebuje tak dużych kosztów pracowniczych, jak węglowa. – Więc tu też jej opłacalność wygrywa – dodaje Orzeł.

Szczyt zapotrzebowania na gaz w 2030 roku? Ekspert: Mało realne

Zdaniem ekspertów błędne jest z kolei założenie, zawarte w KPEiK, że zapotrzebowanie na gaz osiągnie szczyt około 2030 r., a następnie szybko zacznie spadać. – To mało realne – mówi Marcin Izdebski z Centrum Strategii Rozwojowych.

– Ekonomicznie uzasadnioną alternatywą może okazać się wydłużenie pracy części elektrowni węglowych i bezpośrednie przejście z węgla na atom, zamiast pośpiesznej budowy elektrowni gazowych. Jest to tym bardziej istotne w obecnych warunkach rynkowych, w których występuje niedobór turbin gazowych, przekładający się na wzrost kosztów budowy nowych jednostek. Tymczasem w takich uwarunkowaniach w ubiegłym roku rząd zakontraktował łącznie ponad 5 GW nowych mocy gazowych w ramach aukcji dogrywkowej na rok 2029 oraz aukcji głównej na rok 2030 – dodaje Izdebski.

Również Orzeł przyznaje, że jego zdaniem paliwo przejściowe zostanie z nami na dłużej, niż faktycznie się spodziewamy i niż jest zawarte w KPEiK oraz dzisiejszych planach unijnych. – Z jednej strony w wariancie przyspieszonej transformacji założono w roku 2035 wzrost energii produkowanej z farm wiatrowych na lądzie o 50 proc., a w 2040 o 120 proc. względem roku 2030. Wszyscy wiemy, że tak się najprawdopodobniej nie stanie, gdyż nie ma możliwości obejścia prezydenckiego weta, a bez tego możliwości blokują się na około 20GW. Zostaje nam więc scenariusz „business-as-usual” – dodaje.

– Myślę, że będziemy mieć coś pomiędzy scenariuszami ambitnymi i realistycznymi KPEiK, czyli szybki wzrost, ale bez tak drastycznego spadku – podsumowuje ekspert.

Gwiazdowski mówi Interii: Zwrot ws. reformy PIP. „Drażnienie przedsiębiorców może się źle skończyć”INTERIA.PL