Jeszcze do niedawna gaz ziemny większości kojarzył się w Polsce jedynie z domowym zastosowaniem. O szerszym jego wykorzystaniu w energetyce nie mówiło się wiele. Nieprzypadkowo. Przez dziesięciolecia polska energetyka oparta była na węglu, surowcu dostępnym na miejscu, a krajowe wydobycie gazu zaspokajało ledwie około jednej trzeciej zapotrzebowania, zatem konieczne było sprowadzanie z innych krajów. Największy wolumen importu pochodził z Rosji. Przy braku dywersyfikacji źródeł surowca, istniało ryzyko niestabilności dostaw z jednej strony i braku konkurencji cenowej z drugiej. Produkcja energii z gazu byłaby więc po prostu za droga, zwłaszcza w porównaniu z węglem.

Dziś w Polsce rozważana jest budowa nowych bloków gazowych. Elektrownia Ostrołęka C, planowana pierwotnie przez Energę i Eneę jako blok węglowy, będzie zasilana gazem ziemnym. Decyzja zapadła po przejęciu Energi przez PKN Orlen, który stawia na zero- i niskoemisyjne źródła wytwórcze, a jej słuszność potwierdziły analizy zakończone na początku czerwca. Wówczas też podpisano trójstronne porozumienie, które określa kierunkowe zasady dalszej współpracy przy tym projekcie, w tym m.in. ewentualny udział PKN Orlen w roli wspólnika. Koncern deklaruje swój udział w finansowaniu projektu.

PKN Orlen ma wieloletnie doświadczenie w projektach gazowych. W Płocku od 1968 r. działa elektrociepłownia na ciężki olej opałowy i gaz. Obecnie dysponuje ona mocą elektryczną na poziomie 359 MW oraz 2150 MWt mocy cieplnej. Najbardziej cenne, nowoczesne aktywa grupy w sektorze elektroenergetycznym to blok gazowo-parowy we Włocławku o mocy 474 MWe uruchomiony w 2017 r. oraz blok gazowo-parowy w Płocku dysponujący mocą 608 MWe oddany do użytku w 2018 r.

– Na rzecz rozwiązań gazowych przemawiają niższe koszty kapitałowe oraz większa elastyczność bloków gazowych, umożliwiająca bilansowanie energii ze źródeł odnawialnych. Nawet w długim horyzoncie, w którym odnawialne źródła energii mogą ogrywać wiodącą rolę, elektrownie gazowe stanowiłyby więc istotne, a czasami niezbędne wsparcie. To powoduje, iż jednostkowy koszt wytwarzania energii elektrycznej jest wyraźnie niższy dla bloku parowo-gazowego niż węglowego – deklaruje PKN Orlen.

To niejedyne takie inicjatywy w Polsce – rozstrzygnięto już przetarg na dwa bloki gazowe w należącym do PGE Zespole Elektrowni Dolna Odra. Pierwszy prąd popłynie z nich pod koniec 2023 r.

Gaz podbija świat

Dlaczego bloki gazowe nagle zaczęły się opłacać? Zdecydowały o tym dwa podstawowe czynniki – światowy trend graniczenia emisji dwutlenku węgla, czego wyrazem jest dość restrykcyjna unijna polityka klimatyczna, oraz rewolucja łupkowa. Pierwszy czynnik sprawił, że produkcja energii z węgla staje się – m.in. za sprawą rosnących cen praw do emisji – coraz mniej opłacalna. Ponadto coraz powszechniejszy trend dekarbonizacyjny sprawia, że instytucje finansowe wycofują się z finansowania energetyki węglowej.

Jednocześnie rewolucja łupkowa obniżyła ceny i sprawiła, że odbiorcy mogą swobodnie wybierać dostawców LNG. Gazociągi pozwalały na transport surowca tylko z jednego kierunku. Za sprawą uruchomionego w 2016 r. terminala LNG w Świnoujściu przyjmującego dostawy drogą morską ograniczenia praktycznie zniknęły. Tylko w ubiegłym roku import LNG do Europy wzrósł o 68 proc.

W tej sytuacji energetyka gazowa zaczęła się opłacać. Gaz ziemny jest paliwem znacznie czystszym niż węgiel kamienny, a zwłaszcza brunatny. O ile emisja dwutlenku węgla przy spalaniu węgla kamiennego to 93 kg/GJ, to w przypadku gazu jest to ok. 55 kg/GJ. Zatem za ewentualne prawa do emisji trzeba będzie zapłacić niemal dwukrotnie mniej.

W globalnym trendzie

Polskie przymiarki do nowych bloków gazowych wpisują się w globalny trend. Według Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) produkcja gazu ziemnego w latach 2000–2018 wzrosła o 61 proc. (dla porównania – produkcja ropy zwiększyła się w tym okresie o 27 proc.) i błękitne paliwo osiągnęło już niemal jedną czwartą udziału w światowym miksie energetycznym. Prognozy IEA zakładają, że do 2040 r. zapotrzebowanie na gaz ziemny przekroczy 5,3 bln m sześc., co w porównaniu do 2018 r. będzie wzrostem o niemal 40 proc.

Korzystając z niskich cen, wynikających z rozkwitającej eksploatacji łupków, Amerykanie zamykają w szybkim tempie elektrownie węglowe, za to chcą jeszcze szybciej otwierać instalacje oparte na gazie. W najbliższych latach ma ich tam powstać co najmniej 150.

Podobne tempo obserwujemy po naszej stronie Atlantyku. Podczas gdy unijna produkcja elektryczności opartej na węglu spadła o 16 proc. w II kwartale 2019 r. (w porównaniu z takim samym okresem poprzedniego roku), produkcja oparta na gazie podskoczyła o 39 proc.

W Polsce, zgodnie z założeniami projektu Polityki Energetycznej Polski do 2040 r., udział gazu ziemnego w krajowym miksie energetycznym zwiększy się do 16 proc. (obecnie to wg danych PSE 7,62 proc.). Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo szacuje, że zapotrzebowanie na gaz ziemny w naszym kraju, w perspektywie do roku 2030, wzrośnie o ponad 30 proc. względem roku 2015.

Zużycie gazu ziemnego w Polsce z roku na rok rośnie. W 2018 r. szacowano roczne zapotrzebowanie na poziomie 17,2 mld m sześc., a tymczasem Polska wykorzystała w tym czasie ok. 18 mld m sześc. błękitnego paliwa. W 2019 r. zużycie miało wynieść do 17,5 mld m sześc., a przekroczyło 18 mld m sześc.

Skąd paliwo?

Czy będziemy w stanie zabezpieczyć dostawy paliwa? Wiele wskazuje na to, że tak i to pomimo tego, że wypowiedzieliśmy kontrakt z Gazpromem, który jeszcze kilka lat temu stanowił nawet 80 proc. naszego zaopatrzenia w ten surowiec.

Po pierwsze przez ostatnią dekadę Polska intensywnie pracowała nad dywersyfikacją źródeł dostaw. Pierwszymi krokami były najpierw wirtualny, a potem fizyczny rewers na gazociągu jamalskim (wirtualny polegał na tym, że – za zgodą oczywiście – mogliśmy kupować pulę rosyjskiego gazu tłoczonego do Niemiec, fizyczny oznacza zmianę kierunku tłoczenia gazu – w tym przypadku z Niemiec do Polski).

Potem wybudowaliśmy wspomniany terminal LNG, który obecnie jest już elementem znacznie większego projektu – Bramy Północnej. Koncepcja ta zakłada do końca 2022 r. możliwości importu 18,3 mld m sześc. gazu z wykorzystaniem Terminalu LNG w Świnoujściu i gazociągu Baltic Pipe. W późniejszych latach mogą do tego bilansu dojść dostawy do Terminalu FSRU w Gdańsku, którego uruchomienie jest planowane wstępnie na 2026 r.

Dzięki terminalowi LNG w Świnoujściu obecnie możemy już importować do 5 mld m sześc. (możliwości mają być zwiększone do 8,3 mld m sześc.) skroplonego gazu z całego świata. Dociera on głównie z Kataru, USA i Norwegii.

W polską strategię dywersyfikacji dostaw gazu wpisuje się też strategiczna inwestycja energetyczna Baltic Pipe, która zakłada uniezależnienie naszego kraju od dostaw rosyjskiego surowca. Chodzi o utworzenie nowego korytarza dostaw na rynek europejski. Inwestycja umożliwi transport gazu z Norwegii na rynki duński oraz polski, a także do użytkowników końcowych w państwach sąsiednich. Baltic Pipe pozwoli również na przesył gazu z Polski do Danii. Zdolność przesyłowa ma być na poziomie 10 mld m sześc. rocznie, co stanowi ok. 55 proc. obecnego rocznego krajowego zapotrzebowania na ten surowiec.

Trzeba też pamiętać, że wypowiedzenie kontraktu jamalskiego nie oznacza, że nie będziemy mogli kupować rosyjskiego gazu. W razie potrzeby i gdy będzie to opłacalne, będziemy mogli go sprowadzić, ale już nie na mocy wieloletniej umowy, a w kontraktach spotowych i na rynkowych zasadach.

Od lepszego do najlepszego

Mimo że gaz jest paliwem znacznie mniej emisyjnym niż węgiel, i on pewnie – tyle że w znacznie dłuższej perspektywie – przestanie być tak powszechnie stosowany. Na przykład w USA powstają nowe instalacje gazowe, a jednocześnie poszczególne stany wyznaczają sobie bardzo ambitne drogi dojścia do gospodarki zeroemisyjnej. Dla przykładu stan Nowy Jork przyjął przepisy, które zobowiązują władze do całkowitego przejścia na bezemisyjne, odnawialne źródła energii już w 2040 r.

W połowie listopada ubiegłego roku Europejski Bank Inwestycyjny podjął decyzję o zaprzestaniu finansowania inwestycji związanych z gazem ziemnym z końcem 2021 r. Tym samym bank całkowicie przestaje finansować przedsięwzięcia dotyczące paliw kopalnych, bo już kilka lat temu wycofał się z kredytowania inwestycji węglowych.

Nie oznacza to oczywiście szybkiego rozstania z gazem – nawet ambitne plany przejścia na gospodarkę zeroemisyjną są rozpisane na dekady. W tym czasie gaz będzie miał do odegrania bardzo istotną rolę.

Zastępowanie źródeł węglowych przez OZE to długotrwały proces – także ze względu na wciąż jeszcze istniejące problemy ze stabilnością źródeł przy nierozwiązanym jeszcze problemie magazynowania energii. Elektrownie (i elektrociepłownie gazowe) będą zatem w wielu krajach czynnikiem stabilizującym system energetyczny w okresie tej wielkiej transformacji. Także Polska zdaje sobie sprawę, że energetyka gazowa to tylko etap. – Projekt Polityki Energetycznej Polski do 2040 r. traktuje gaz jako paliwo przejściowe.

Jest jeszcze jeden aspekt. W kontekście bezemisyjnej gospodarki oprócz OZE coraz częściej mówi się o wodorze jako o paliwie przyszłości. Nieprzypadkowo. Ze względu na swoje właściwości wodór jest prawie idealny w kontekście redukcji smogu, ponieważ nie zawiera węgla ani siarki, a podczas spalania nie są wytwarzane CO, CO2, SOx lub sadza oraz inne cząstki stałe. Niższa temperatura spalania oznacza również niższy poziom emisji NOx.

Jest jeden problem – dziś połowa wytwarzanego na świecie wodoru powstaje z pomocą reformingu parowego metanu, czyli reakcji katalitycznej z parą wodną, która odbywa się przy temperaturze ok. 800 stopni Celsjusza. Potrzebne są zatem paliwa kopalne. Z tego punktu widzenia relatywnie nieskoemisyjny gaz wydaje się na dziś paliwem jeśli nie idealnym, to przynajmniej optymalnym.

Na razie w gospodarce dominuje – jak mawiają eksperci – wodór „szary”, do którego produkcji są wykorzystywane paliwa kopalne. Nie da się go od razu zastąpić „zielonym”. Unia Europejska, jeśli chce osiągać cele klimatyczne, czasowy kompromis – czyli wodór „niebieski”, który powstaje z wykorzystaniem gazu ziemnego – wydaje się logicznym rozwiązaniem.

O ile zatem wodór jest paliwem przyszłości, to gaz ziemny staje się paliwem teraźniejszości. Będzie zatem rosło znaczenie takich firm jak PGNiG, które ambitnie pozyskuje nowe złoża na szelfie norweskim, ale także w Pakistanie. Byłby to zatem ważny element tworzonego właśnie koncernu multienergetycznego (w lipcu podpisano list intencyjny w sprawie przejęcia kontroli nad PGNiG przez PKN Orlen). Bo wchodzimy w dekadę, a może dwie, które będą z pewnością stały pod znakiem gazu.

ADS

Partner

Materiały prasowe