Polska energetyka historycznie opierała się na węglu. Jeszcze w 2010 roku udział węgla (kamiennego i brunatnego) w krajowej produkcji energii wynosił prawie 89 procent. Od tego czasu udało się nam zmniejszyć zależność od tego paliwa. W 2023 roku udział węgla w miksie stanowił już około 60 procent. Nie oznacza to jednak, że możemy spocząć na laurach. Transformacja i unijne cele klimatyczne stawiają przed Europą, w tym również przed Polską, ambitne cele związane z dalszym ograniczaniem emisji. Mają one spaść o co najmniej 55 procent do 2030 roku, by do 2050 roku uczynić Unię Europejską neutralną dla klimatu.
Węgla będzie coraz mniej, bo stopniowo wyłączane będą najstarsze, najmniej efektywne bloki węglowe. Tę dziurę w systemie trzeba będzie wypełnić. Nie wystarczą same OZE, bo te nie działają w sposób przewidywalny, są uzależnione od pogody. Atom, o którym mówimy od dawna, wciąż jeszcze nie powstał. Szacuje się, że energia jądrowa, która mogłaby pełnić rolę stabilizatora, pojawi się w Polsce po 2035 roku. Do tego czasu trzeba stosować inne, zamienne rozwiązania. Gaz wydaje się w naszych realiach najbardziej naturalnym wyborem. Pozwoli on zapobiec powstaniu luki wytwórczej.
Trudno też będzie bez błękitnego paliwa dekarbonizować ciepłownictwo. Obecnie jest ono w dużym stopniu uzależnione od węgla. To bardzo ważny obszar – polska sieć ciepłownicza jest najdłuższa w Europie, wynosi blisko 23 tysiące kilometrów.
Przedstawiciele sektora podkreślają, że gazu nie da się pominąć w transformacji branży. Musi on przejściowo zastępować węgiel. Uzupełnieniem mogą być inne technologie, jak kotły na biomasę czy instalacje opalane wytwarzanym z odpadów paliwem RDF. Docelowo mówi się o zastosowaniu wodoru w ciepłownictwie czy technologii Power to Heat, która umożliwi wykorzystanie energii z OZE do wytwarzania ciepła przy zastosowaniu przede wszystkim pomp ciepła i kotłów elektrodowych oraz z użyciem magazynów energii. Jednak długo jeszcze konieczne będzie wspieranie się gazem.
Bezpieczeństwo przede wszystkim
Kwestie związane z bezpieczeństwem dostaw energii zyskały na znaczeniu szczególnie w ostatnich latach, gdy Rosja napadła na Ukrainę. W samym sercu Europy toczy się wojna, przy czym agresor był dotychczas kluczowym dostawcą węglowodorów na europejski rynek, a przez terytorium kraju atakowanego przesyłano dużą część surowców. To wywołało polityczne i gospodarcze trzęsienie ziemi, wywracając do góry nogami rynki energii.
Polska mogła czuć się bezpiecznie, bo miała opracowane alternatywne szlaki dostaw oraz podpisane umowy z eksporterami gazu, w tym LNG, między innymi z Kataru, Stanów Zjednoczonych i Norwegii. Poza tym istotna część zużywanego w Polsce surowca pochodzi ze źródeł własnych zlokalizowanych zarówno w kraju (około 3,5 mld m sześciennych rocznie), jak i za granicą (produkcja własna Orlenu w Norwegii wyniosła w 2023 roku ponad 3 mld m sześciennych, w tym roku może dojść do około 4,5 mld m sześciennych).
Warto ten potencjał wykorzystywać, tym bardziej że mamy gotową infrastrukturę. Polska ma rozbudowaną sieć gazową, gazociągi rozprowadzone są niemal po całej Polsce. Posiadamy również magazyny gazu. Na terenie kraju działają elektrownie i elektrociepłownie zasilane gazem. Po dekadach uzależnienia od importu rurociągami z Rosji wybudowany został gazoport w Świnoujściu, który umożliwia import gazu skroplonego (LNG) drogą morską.
W toku jest kolejna inwestycja w pływający terminal FSRU w Gdańsku. Działa gazociąg Baltic Pipe, łączący polski system przesyłowy ze złożami norweskimi, którym dociera m.in. gaz wydobywany na północy przez Orlen. Rozbudowano też połączenia gazowe między Polską a krajami sąsiednimi.
Unia dała zielone światło
Kluczowym z punktu widzenia planowania inwestycji energetycznych jest fakt, że Komisja Europejska przyjęła projekt taksonomii, który uwzględnia rolę gazu i energii jądrowej w transformacji energetycznej. Oznacza to, że na inwestycje w te źródła można będzie pozyskiwać środki unijne i z rynków finansowych.
Tym samym zarówno jedno, jak i drugie rozwiązanie odegrają w transformacji znaczącą rolę. Gaz ma być paliwem pomostowym między węglem a źródłami zeroemisyjnymi. Tylko w ten sposób Polska będzie miała szansę zrealizować ambitne zadania związane z ograniczaniem emisji.
Spalanie gazu ma mniejsze konsekwencje dla środowiska niż spalanie węgla – emisje dwutlenku węgla w przypadku błękitnego paliwa są o połowę niższe niż w przypadku węgla.
Gaz ziemny składa się głównie z metanu (70–98 proc.), etanu, propanu, tlenku i dwutlenku węgla, azotu i helu. Spalanie gazu ziemnego przy odpowiedniej ilości powietrza oznacza brak pozostałości w postaci sadzy i popiołu. Emitowane ilości tlenku siarki, tlenku węgla i tlenku azotu są nieporównanie mniejsze niż przy spalaniu węgla.
Zużycie błękitnego paliwa będzie coraz większe
Szacunki rynkowe wskazują, że popyt na gaz będzie rósł. Gaz-System opracował dwa warianty – optymalnego rozwoju i umiarkowanego wzrostu. Pierwszy z nich zakłada, że zapotrzebowanie na surowiec zwiększy się z 18,4 mld m sześc. w tym roku do 27,5 mld m sześc. w 2032 roku, po czym spadnie nieznacznie, do około 26,6 mld m sześc. i na tym poziomie pozostanie do 2045 roku.
Z kolei wariant umiarkowanego wzrostu przewiduje wzrost popytu z 18,2 mld m sześc. w tym roku do 24,8 mld m sześc. w 2030 roku, a następnie stopniowy spadek do ok. 21,7 mld m sześc. rocznie. Każdy z tych scenariuszy zakłada skokowy wzrost popytu względem dzisiejszych 17 mld m sześc. Rosnące zapotrzebowanie na gaz potwierdzają prowadzone inwestycje – w Polsce powstają nowoczesne bloki zasilane gazem ziemnym między innymi w Grudziądzu, Ostrołęce, Rybniku czy w Elektrowni Dolna Odra.
W przyszłości ważnym elementem systemu energetycznego może być biogaz. Firmy zapowiadają inwestycje w tym obszarze, zwracają jednak uwagę, że konieczne jest wsparcie legislacyjne. Inny ważny element przyszłego miksu to wodór. Trwają prace nad rozwojem technologii wodorowych. Unia Europejska wiąże duże nadzieje z zielonym wodorem. Miałby on służyć jako paliwo transportowe, byłby wykorzystywany w procesach przemysłowych czy w ciepłownictwie. Wytwarzanie wodoru w wyniku elektrolizy wody przy użyciu energii z OZE byłoby też sposobem na zmagazynowanie energii, której nie da się na bieżąco skonsumować. Teraz w momentach, gdy w systemie jest za dużo prądu z wiatru czy słońca, elektrownie są wyłączane.
Bez wątpienia przyszłość należy do technologii nisko- i zeroemisyjnych. Zanim jednak dojdziemy do tego momentu, konieczne jest oparcie się na gazie. Paliwo musi być wykorzystane w krajowym miksie, by utrzymać stabilność dostaw prądu i ciepła. Umożliwi bilansowanie systemu, który w coraz większym stopniu opierać się będzie o uzależnione od pogody odnawialne źródła energii a także zapobiegnie ryzyku blackoutów w momencie wyłączania kolejnych starych bloków węglowych. Optymalne wykorzystanie walorów gazu ziemnego to nie sam cel, ale środek do celu.
Opinia Partnera cyklu: Orlen
Robert Czekaj, dyrektor wykonawczy ds. poszukiwań i wydobycia, Orlen
Obecnie Polska konsumuje około 17 miliardów metrów sześciennych gazu rocznie. W kolejnych latach będzie potrzebowała go coraz więcej. Zapotrzebowanie na surowiec wzrośnie, nowo budowane elektrownie opalane gazem zastępować będą z czasem bloki węglowe. Gaz jest kluczowym paliwem z punktu widzenia zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Intensywnie rozwijamy segment odnawialnych źródeł energii, ale musimy mieć źródła prądu, które zapewnią stałe, nieprzerwane dostawy energii również wtedy, gdy nie wieje wiatr czy nie świeci słońce. Zarówno konsumenci, jak i firmy, te duże i małe, muszą mieć gwarancję dostaw prądu.
Gaz jest i będzie częścią polskiej transformacji. Jesteśmy w wyjątkowej sytuacji na tle Unii Europejskiej – w 2023 roku węgiel miał około 60-procentowy udział w krajowym miksie energetycznym. Odchodzenie od tego surowca, który ma tak duży udział w systemie, wymaga wskazania zamiennika, który zbilansuje produkcję energii w zależnych od pogody elektrowniach słonecznych i wiatrowych. Aktualnie gaz jest najlepszym rozwiązaniem także w ciepłownictwie, które w tej chwili opiera się na węglu. Uznano go za paliwo przejściowe transformacji, został wpisany do unijnej taksonomii, co otwiera drogę do finansowania inwestycji gazowych ze środków unijnych. Zdywersyfikowaliśmy na przestrzeni lat kierunki dostaw, mamy wybudowaną infrastrukturę przesyłową, podpisane umowy z dostawcami z różnych części świata. Jesteśmy pod tym względem zabezpieczeni.
Warto przy tym podkreślić, że emisje dwutlenku węgla ze spalania gazu są o połowę niższe niż generowane podczas spalania węgla. Zastępowanie starych bloków węglowych nowoczesnymi jednostkami zasilanymi błękitnym paliwem przyniesie więc korzyści środowiskowe.
