Polski sektor wytwarzania prądu wchodzi w nowy etap na drodze do gospodarki niskoemisyjnej i osiągnięcia neutralności klimatycznej. To etap przejściowy, ale bardzo istotny, bez którego plan wielkiej transformacji branży mógłby spalić na panewce – mowa o energetyce gazowej
Jeszcze niedawno nie myślano o gazie ziemnym jako paliwie dla energetyki. Jeśli już planowano zastosowanie tego paliwa, to raczej w ciepłownictwie lub kogeneracji. Powodem była przede wszystkim ekonomia – ceny gazu były stosunkowo wysokie zwłaszcza w porównaniu z powszechnie stosowanym węglem, co po części było efektem braku dywersyfikacji źródeł dostaw surowca.
Coraz atrakcyjniejsze paliwo
Co się zmieniło? Ostatnie lata przyniosły istotną zmianę źródeł zaopatrzenia w gaz. To przede wszystkim Gazoport, ale też możliwość wirtualnego i fizycznego rewersu na gazociągu jamalskim. W realizacji jest Baltic Pipe, którym popłynie do Polski surowiec z szelfu norweskiego. Nie jesteśmy już skazani na jednego dostawcę, co z jednej strony zwiększa bezpieczeństwo dostaw, z drugiej zaś daje nadzieję na korzystniejszą cenę, bez monopolistycznej marży.
Jednocześnie za sprawą polityki klimatycznej UE energetyka węglowa stała się znacznie mniej opłacalna, sprawiają to rosnące ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Ponadto rozwój energetyki węglowej stał się praktycznie niemożliwy ze względu na trudności z pozyskaniem finansowania – europejskie, a także wiele światowych banków zdecydowało, że nie będzie finansować nieekologicznych przedsięwzięć.
Oczywiste stało się, że trzeba postawić na inne paliwa. Jest to konieczne, bo odnawialne źródła energii – fotowoltaika i wiatraki muszą być uzupełniane i bilansowane przez mniej zależne od pogody moce wytwórcze. Z tego punktu widzenia gaz – jako paliwo znacznie mniej emisyjne od węgla – jest naturalnym wyborem. Właśnie wchodzimy w ten „gazowy” etap transformacji energetyki.
Z duchem czasu
Symboliczne pod tym względem są losy projektu budowy nowego bloku energetycznego w Ostrołęce. Planowany początkowo przez Eneę i Energę jako blok węglowy już na początku 2020 roku został zawieszony, głównie z powodu braku finansowania. Po przejęciu Energa SA przez PKN Orlen pierwotna koncepcja uległa zmianie. Zdecydowano, że paliwem będzie gaz ziemny. To oczywiście wymaga ogromnych zmian w projekcie i organizacji przedsięwzięcia. Te działania cały czas trwają.
W połowie kwietnia Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów wyraził zgodę na utworzenie spółki celowej, która będzie realizować tę inwestycję. Umowa inwestycyjna w sprawie powołania takiej spółki została podpisana 22 grudnia 2020 r. przez PKN Orlen, Energę i PGNiG. Zgoda UOKiK to jeden z warunków jej wejścia w życie.
Umowa dotyczyła – jak partnerzy określili to w komunikatach – „kierunkowych zasad współpracy przy budowie bloku energetycznego w technologii zasilania paliwem gazowym w Elektrowni Ostrołęka C”.
Wcześniej, we wrześniu PKN Orlen i PGNiG podpisały list intencyjny, w którym strony zadeklarowały wolę przystąpienia do rozmów w celu analizy możliwości realizacji wspólnych inwestycji: budowy elektrowni gazowej i rozwoju biogazowni. Ujawniono wówczas zakres projektów, jakiego miały dotyczyć rozmowy. Jednym z nich była budowa bloku gazowego CCGT w Ostrołęce o mocy ok. 750 MW netto do końca 2024 r.
PKN Orlen ma już gazowe doświadczenia. W Płocku od 1968 r. działa elektrociepłownia na ciężki olej opałowy i gaz. Obecnie dysponuje ona mocą elektryczną 359 MWe oraz 2150 MWt mocą cieplną. 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.
W globalnym trendzie
Ruch w interesie jednak dopiero się rozpoczął. Według zapowiedzi rządowych do 2028 r. mogą powstać w Polsce energetyczne bloki gazowe o łącznej mocy ok. 10 GW.
Budowę nowych bloków w Elektrowni Dolna Odra zaczęła Polska Grupa Energetyczna (w sumie 1,3 GW), a w planach ma jeszcze dwa mniejsze projekty w Czechowicach i w Gdyni. PGNiG kończy budowę EC Żerań, w planach jest EC Siekierki. Także dla Orlenu Ostrołęka nie będzie z pewnością jedynym projektem. Dość wspomnieć, że przejęta przez płocki koncern Energa rozważała budowę bloku gazowego w Gdańsku (we współpracy z Lotosem, który także wkrótce może zostać przejęty przez Orlen).
Wszystkie wymienione inwestycje oznaczają skokowe zwiększenie popytu na gaz. Prognozy Gaz-Systemu dotyczące zapotrzebowania na przesył mówią o wzroście z 18,5 mld m sześc. w tym roku do 32,6 mld m sześc. za 10 lat. Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju systemu przesyłowego gazu w Polsce na lata 2022–2031 zakłada wzrost zapotrzebowania na gaz w Polsce w ciągu dekady nawet o 50 proc. ze szczytami zapotrzebowania rosnącymi o nawet 100 proc. w stosunku do wolumenów notowanych w latach 2019–2020.
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.).
To zresztą światowe trendy. Według Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) produkcja gazu ziemnego w latach 2000–2018 wzrosła o 61 proc. i osiągnęła już niemal jedną czwartą udziału w światowym miksie energetycznym. Prognozy IEA zakładają, że do 2040 r. zapotrzebowanie na to paliwo przekroczy 5,3 bln m sześc., co w porównaniu do 2018 r. będzie wzrostem o niemal 40 proc.
Korzystając z niskich cen, będących efektem boomu na eksploatację złóż łupkowych, 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.
Skąd weźmiemy surowiec
Ta dynamiczna transformacja energtyczna przypada na okres dość istotnych zmian, jeśli chodzi o dostawy gazu. Z końcem przyszłego roku wygasa kontrakt jamalski, który zapewniał nam do 10 mld m sześc. gazu rocznie, czyli ok. 60 proc. krajowego zapotrzebowania. Czy damy sobie radę bez tego źródła dostaw przy szybko rosnącym popycie? Wiele wskazuje na to, że tak.
Wygaśnięcie umowy z Gazpromem nie oznacza, że nie będziemy mogli już kupować rosyjskiego gazu – będziemy mogli. Zapewne znacznie mniej niż dotychczas i na znacznie korzystniejszych warunkach. Kontrakt jamalski był wieloletnią umową o dość sztywno i niekoniecznie korzystnie skonstruowanych formułach cenowych. Od 2023 r. można będzie dokonywać rynkowych transakcji spotowych, lub podpisywać mniejsze i krótsze kontrakty.
Ale nawet gdyby ten strumień gazu został odcięty, to obecne i tworzone właśnie możliwości techniczne dają podstawy, by sądzić, że surowca nam nie zabraknie. Po pierwsze dlatego, że do końca przyszłego roku gotowy będzie gazociąg Baltic Pipe, którym będzie mogło trafiać do Polski 10 mld m sześc. gazu z szelfu norweskiego. Można zatem powiedzieć, że Baltic Pipe zastępuje kontrakt jamalski.
Do tego mamy gazoport. Terminal LNG w Świnoujściu zostanie rozbudowany do grudnia 2023 r. i jego możliwości przeładunkowe zwiększą się z obecnych 5 do 8,3 mld m sześc. rocznie. Rozważana jest również instalacja pływającego terminalu w Zatoce Gdańskiej, który mógłby zapewnić od 4,5 do 8,2 mld m sześc. Możemy również pozyskiwać prawie 2 mld m sześc. LNG za pośrednictwem gazociągu Polska–Litwa, który będzie gotowy w przyszłym roku. Pamiętajmy również o rewersie na gazociągu jamalskim, którym może do nas popłynąć gaz z Zachodu.
Mamy wreszcie i własne wydobycie – dziś to ok. 4 mld m sześc., należy założyć także, że wraz ze wzrostem popytu moce wydobywcze będą zapewne rozwijane.
Pod koniec ubiegłego roku na Podkarpaciu Orlen uruchomił pierwszą w historii firmy własną kopalnię gazu ziemnego Bystrowice (dotychczas współpracował w tym zakresie z PGNiG). Do systemu przesyłowego trafiło już ponad 2 mln m sześc. surowca z nowego złoża. Jeszcze w tym roku, w ramach koncesji na Podkarpaciu, planowane są kolejne odwierty poszukiwawcze. Koncern założył w swojej strategii do 2030 r. konsekwentny rozwój własnych złóż gazowych, które w perspektywie dekady będą zaspokajać 20 proc. zapotrzebowania firmy.
Korzyści klimatyczne i finansowe
Stawiamy na gaz i decydujemy się na miliardowe inwestycje, zdając sobie sprawę, że – o ile utrzyma się obecny trend szybkiego odchodzenia od paliw kopalnych – to jest to jedynie paliwo przejściowe. Przede wszystkim dlatego, że w tym sektorze energetyki możemy stosunkowo szybko osiągnąć wymierne efekty, jeśli chodzi o redukcję emisji.
Gaz ziemny jest paliwem czystszym niż węgiel kamienny, a zwłaszcza brunatny. O ile emisja dwutlenku węgla przy produkcji energii z węgla kamiennego to 93 kg/GJ, to w przypadku gazu jest to ok. 55 kg/GJ. Przestawienie energetyki na gaz daje więc wymierne korzyści klimatyczne. Nie bez znaczenia jest i to, że za ewentualne prawa do emisji trzeba będzie zapłacić niemal dwukrotnie mniej.
Drugim powodem jest zabezpieczenie przed niestabilnością OZE – elektrownie gazowe, jako elastyczne źródła zasilania mogą pełnić – znacznie lepiej niż elektrownie węglowe – rolę stabilizatora systemu (podobnie zresztą jak atom, ale to znacznie większa i odleglejsza inwestycja). Innymi słowy, energetykę gazową można uznać za niezbędny warunek rozwoju odnawialnych źródeł energii.
Jest wreszcie powód, który wkrótce może się okazać istotny. Obecnie bardzo duże nadzieje są wiązane z potencjałem energetycznym wodoru, który jest określany m.in. przez Orlen jako paliwo przyszłości. Nie wchodząc w szczegóły techniczne – ta najpopularniejsza obecnie metoda produkcji wodoru wymaga sporej ilości energii. Zakłada się, że pochodzić będzie z OZE, zaś wyprodukowany w ten sposób wodór może być współspalany razem z gazem w turbinach gazowych.
ads
Partner
