Jak wynika z raportu Dolnośląskiego Instytutu Studiów Energetycznych (DISE) „Gaz zakładnikiem geopolityki. Wykorzystanie gazu ziemnego na cele energetyczne w Unii Europejskiej w aspekcie oddziaływania czynników geopolitycznych”, gaz co najmniej do 2035 r. będzie stabilizował polską energetykę. Później tę rolę przejmie energia z wiatru na morzu (offshore), gazy zdekarbonizowane oraz atom. Jednak czas na decyzje o projektach opartych na gazie już mija.

Czytaj więcej

Tańszy gaz dla biznesu. PGNiG obniża stawki

Zgodnie z symulacjami przeprowadzonymi przez analityków DISE, udział gazu ziemnego w elektroenergetyce w Polsce będzie rósł w perspektywie do 2035, a generacja energii elektrycznej z gazu może wynieść w 2035 r od 32 TWh (scenariusz szybkiego rozwoju OZE) do 74 TWh (scenariusz PEP2040). W 2021 r. było to zaledwie 13,4 TWh. – Wynika to bowiem z faktu, że jednostki gazowe uzupełniają generację z OZE w momentach niskiej wietrzności lub nasłonecznienia mogą także świadczyć usługi z zakresu stabilności i bezpieczeństwa pracy systemu – czytamy w raporcie.

DISE wskazuje jednak, że czas na podjęcie decyzji inwestycyjnych dla nowych jednostek opartych na gazie właśnie mija. Wynika to z kilku powodów. Chodzi o akt uzupełniający do unijnej taksonomii, który sankcjonuje rolę gazu ziemnego jako paliwa przejściowego w drodze do gospodarki zeroemisyjnej, jednak tylko w odniesieniu do trzech rodzajów działalności – kogeneracji, elektrowni gazowych i ciepła sieciowego. Co więcej – jak czytamy w raporcie – niestabilność na rynku gazu wywołana czynnikami geopolitycznymi może potrwać do 2026, a nawet 2030 r. „Międzynarodowa Agencja Energii nie wskazuje scenariuszy cenowych do tego czasu, co świadczy o wysokiej niepewności tej organizacji w zakresie cen gazu ziemnego w krótkim i średnim terminie” – czytamy. Raport wskazuje, że budowa nowych jednostek gazowych będzie obarczona coraz wyższym ryzykiem. „Jak wynika z analizy średniego całkowitego kosztu budowy i eksploatacji bloku (LCOE), w oparciu o aktualne założenia cen paliwa, cen CO2 i wymaganych nakładów inwestycyjnych, nowe moce wytwórcze oparte na gazie będą charakteryzować się bardzo wysokimi kosztami wytwarzania energii. Najniższe LCOE dla elektrowni gazowych (CCGT) z kosztami CO2 70 euro/t i gazu 30 euro/MWh szacuje się na ok. 134,6 euro/MWh.

Czytaj więcej

Kusząca cena gazu z USA. Niższa od rosyjskiej

W przypadku wysokich cen CO2 i gazu ziemnego (odpowiednio 145 euro/t i 150 euro/MWh) LCOE może sięgnąć nawet 386,4 euro/MWh – czytamy. Aktualne decyzje inwestycyjne są więc bardzo ryzykowne, biorąc pod uwagę niepewność związaną z cenami gazu i kosztem uprawnień do emisji CO2. „Powyższe czynniki rodzą ryzyko braku rentowności tych jednostek w długim terminie i powstania kosztów osieroconych po stronie inwestorów, nawet przy założeniu wsparcia z rynku mocy, które nie pokryje w całości wysokich kosztów zmiennych” – piszą autorzy.

Branża dostrzega to ryzyko. Na sporą niepewność w finansowaniu jednostek gazowych zwraca uwagę Tauron. – Dodatkowe wymogi dla tego typu inwestycji m.in. z zakresu pomocy publicznej mogą mieć znaczący wpływ na podjęcie decyzji biznesowych związanych z budową bloków gazowych – mówi rzecznik Tauronu Łukasz Zimnoch. Koncern liczy na okresy przejściowe dla finansowania takich inwestycji. Grzegorz Onichimowski, były prezes Towarowej Giełdy Energii w kontekście krajowych inwestycji gazowych podkreśla, że o planach spółek energetycznych będzie decydować głównie konstrukcja rynku mocy, a więc systemu wsparcia dla energetyki. – Obecna konstrukcja wspiera budowę dużych bloków gazowych, do tego stopnia, że opłaca się ich budowa, nawet jeśli nie będą pracować, bo są tak wysokie ceny na rynku oferowane przez PSE. Operator będzie musiał jednak podjąć działania, aby modyfikować system i go uelastycznić. Jeśli gaz to powinny być to tylko bloki kogeneracyjne z tzw. zasobnikami ciepła, natomiast czas dużych bloków węglowych przechodzi do historii – sugeruje.