Gaz wsparciem dla zielonej transformacji

Materiał powstał we współpracy z Polską Spółką Gazownictwa

W jaki sposób w obecnym trudnym dla sektora okresie działają europejscy dystrybutorzy gazu? Jak radzą sobie z wyzwaniami związanymi z zieloną transformacją energetyki? Jak wykorzystują nowe technologie dla optymalizacji działania swoich firm? W jaki sposób realizować „zazielenienie" sieci gazowej można i łączyć przy tym teorię z praktyką? Czy możliwa jest synergia między odnawialnymi źródłami energii (OZE) a rynkiem gazu?

Te zagadnienia znalazły się w centrum uwagi uczestników debaty „Rola firm dystrybuujących gaz w transformacji energetycznej krajów europejskich", która odbyła się w trakcie obchodów 10-lecia istnienia Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG). Specjalna konferencja, która została zorganizowana z tej okazji, odbywała się pod hasłem „Od 10 lat z energią w nowe jutro".

W dyskusji wzięli udział przedstawiciele europejskich dystrybutorów gazu: Liam Nolan, przewodniczący stowarzyszenia branżowego firm gazowniczych Marcogaz (należy do niego również PSG), Belgia, i dyrektor ds. kompetencji technicznych i standardów w Gas Networks Ireland, Irlandia, Laurence Poirier-Dietz, prezes Gaz Réseau Distribution France, Francja, Thea Larsen, prezes Danish Gas Technology Center, Dania, i dyrektor ds. technologii w Evida Service A/S, Dania, Martin Hollý, prezes SPP - distribúcia a.s., Słowacja, Manuel Coxe, sekretarz generalny Marcogaz, Belgia, Dawid Watson, dyrektor ds. transformacji energetycznej w Cadent Gas Limited, Wielka Brytania, Leonardo Ambrosi, dyrektor ds. innowacji i transformacji cyfrowej w Italgas Reti S.p.A., Włochy, oraz Ireneusz Krupa, członek zarządu ds. rozwoju i inwestycji PSG.

Prowadząca debatę Sylwia Gładysz, kierownik Biura Zgodności i Współpracy Międzynarodowej PSG, pytała panelistów o strategie operatorów związane z dekarbonizacją i zieloną transformacją, polityki krajowe w tym zakresie i największe wyzwania, jakie stoją obecnie przed ich firmami.

Liam Nolan stwierdził, że Komisja Europejska wyznaczyła cały szereg celów związanych z sektorem gazowym i ich komponentem odnawialnym. Jako przykład podał np. 35 mld m. sześc. biometanu czy 10 mld ton zielonego wodoru. – Mówimy tu o ponad 700 TWh energii odnawialnej z gazu do 2030 roku. To oznacza, że operatorzy systemu gazowego w całej Europie stoją przed szeregiem wyzwań, ale i możliwości – powiedział Liam Nolan.

Biometan może być oczywiście wykorzystywany na wiele sposobów, choćby do dekarbonizacji budynków, w hybrydowych pompach ciepła, do procesów w przemyśle wymagających wysokiej temperatury czy do wytwarzania energii elektrycznej, a także w przemyśle morskim. Także jest miejsce na rynku na biometan na drodze do szeroko pojętej dekarbonizacji – podkreślił Liam Nolan.

Dodał, że charakterystyka biometanu jest podobna do gazu ziemnego, a więc dystrybutorzy bez problemu mogą go wtłaczać do istniejących sieci. Kolejnym obszarem jest wodór. Tu, jak mówił sieci będą wymagały pewnego dostosowania i działań w tym kierunku ze strony dystrybutorów.

Laurence Poirier-Dietz, prezes Gaz Réseau Distribution France (GRDF), Francja, przypomniała, że jej firma w 2018 r. rozpoczęła realizację projektu „Zielony dla przyszłości". – Nadal jesteśmy przekonani, że odnawialne gazy, takie jak biometan i wodór, mogą być rozwiązaniem w transformacji sektora do 2050 r. – podkreśliła.

Jak mówiła, w ramach projektu powstała m.in. Akademia Zielonych Gazów, w ramach której każdy pracownik ma jeden dzień szkoleń, które pozwalają zrozumieć ideę transformacji i zaangażować się w nią. – Każdy pracownik miał m.in. możliwość odwiedzenia biogazowni, tak aby uświadomić, że każdy może wnieść swoją wiedzę i doświadczenie do tych projektów – opowiadała prezes GRDF.

Wskazała, że firma wyznaczyła sobie trzy główne kierunki działania. – Po pierwsze wdrożyliśmy wiele nowych rozwiązań, podnieśliśmy m.in. jakość biogazu, oczyszczamy biometan przed wtłaczaniem do sieci. Po drugie, zmodyfikowaliśmy sposób zarządzania siecią biometanową. A po trzecie wdrożyliśmy możliwość odwróconego przesyłu gazu – wymieniała Laurence Poirier-Dietz.

Przedstawiła także działania na rzecz biogazu prowadzone we Francji na szczeblu ogólnokrajowym. – Zaangażowaliśmy się w szerokie działania, w których uczestniczą także Ministerstwo Rolnictwa, Ministerstwo Środowiska i Energii, regulatorzy i władze lokalne. Byliśmy takim ogniwem łączącym wszystkie te podmioty i działaliśmy na rzecz zorganizowania systemu taryfowego. Musieliśmy się zmierzyć z całym szeregiem wyzwań. M.in. zaplanować inwestycje w nowe gazomierze i setki kilometrów sieci, doinwestować gazownie, ale także zmierzyć z protestami na poziomie lokalnym przeciwko nowym biogazowniom. Nasze zespoły z zaangażowaniem brały udział w tych pracach i w procesie transformacji – opowiadała prezes GRDF.

Thea Larsen, prezes Danish Gas Technology Center, Dania, dyrektor ds. technologii, Evida Service A/S, Dania, wskazała, że biometan jest bardzo ważną częścią strategii dekarbonizacji. – W Danii prawie dziesięć lat podłączaliśmy do sieci pierwszą biogazownię. Obecnie prawie 40 proc. zawartości sieci to biogaz. Dążymy do tego, by było to 100 proc. netto, co oznaczałoby, że produkcja biometanu będzie większa niż konsumpcja, zobaczymy, czy uda się to zrobić do 2030 r. To bardzo ambitna strategia, którą wdrażamy – mówiła Thea Larsen.

Podkreśliła, że Dania jest ważnym krajem tranzytowym dla gazu. – Mamy gazociągi do Szwecji, Niemiec i Polski. Będziemy wykorzystywać tę sieć przesyłową, powstaną także połączenia między siecią OSP (operatora systemu przesyłowego – red.) i OSD (operatora systemu dystrybucyjnego – red.). W miksie będzie także gaz ziemny, ale głównie będzie on bazował na biometanie – dodała przedstawicielka Evida Service.

– Inwestujemy w ciągły rozwój. To m.in. projekty podobne wspomnianych we Francji. Obecnie skupiamy się w dużej mierze na jakości gazu, na komponentach biometanu, które nie występują w gazie ziemnym i z którymi musimy sobie poradzić. Inwestujemy także w odwrócony przesył gazu. W Danii prowadzona jest też polityka publiczna wygaszania piecyków gazowych do podgrzewania wody i przechodzenia na ciepło sieciowe. Nie ma przymusu, są zachęty – opowiadała Thea Larsen. – Obecnie chcemy przygotować się do przesyłu innych biogazów, zwłaszcza wodoru i CO2. Pracujemy także nad wychwytywaniem i składowaniem CO2, co jest wysoko na agendzie w polityce energetycznej Danii.

Martin Hollý, prezes SPP - distribúcia a.s., Słowacja, zauważył, że SPP - distribúcia jako operator i dystrybutor gazu na Słowacji szuka sposobu, jak włączyć do swojej sieci biogaz, zwłaszcza biometan i wodór. – W przypadku biometanu to już się dzieje. Ale patrząc z perspektywy roku 2030 nadal będziemy mieli w sieci dużo gazu ziemnego. Jest to zgodne ze naszą strategią krajową, która definiuje go jako paliwo przejściowe. W miksie energetycznym Słowacji nadal duży udział ma węgiel, a użycie gazu ziemnego to jeden z najskuteczniejszych sposobów redukcji emisji – powiedział Martin Hollý.

Dodał, że Słowacja ma bardzo duży potencjał, jeśli chodzi o efektywność energetyczną. – Na przykład prawie 70 proc. budynków nie ma termoizolacji, ponad 50 proc. gospodarstw domowych korzysta ze starych bojlerów i starych urządzeń grzewczych. Więc nasza droga do 2030 będzie polegała na zastąpieniu węgla i zwiększaniu efektywności energetycznej – mówił prezes SPP - distribúcia.

– W tym horyzoncie czasowym oznacza to dla nas przyłączanie nowych odbiorców, którzy wcześniej korzystali z węgla, wykorzystanie nowych technologii, rozwijanie kogeneracji. Będzie to się działo w synergii z rozwiązywaniem kryzysu energetycznego, którego świadkami jesteśmy w Europie, także na Słowacji. W tej sytuacji rząd wprowadził dopłaty dla odbiorców indywidualnych, pomaga też w wymianie starych urządzeń. W efekcie na Słowacji obniżyły się rachunki, a emisje spadły o 20 proc. – mówił Martin Hollý.

Manuel Coxe, sekretarz generalny Marcogaz, Belgia, zauważył, że wykorzystanie wodoru będzie wymagało inwestycji w infrastrukturę i że będą one regulowane w podobny sposób, jak te dotyczące gazu ziemnego. – Badania pokazują, że tzw. retrofitting, czyli ponowne wykorzystanie infrastruktury przeznaczonej dla gazu ziemnego do innych gazów jest pewną możliwością. Jeśli zmieszamy gaz ziemny z innymi gazami, zwłaszcza z wodorem, zmienimy infrastrukturę, to i tak będzie ona regulowana. Pamiętajmy więc, że cały czas regulator ma tu głos – mówił Manuel Coxe.

– Pewnym wynagrodzeniem mają tu być taryfy, ma być też pomoc w transporcie gazu. Ale jeśli na agendę mają wejść nowe gazy, to operatorzy, czy to OSP, czy to OSD, stoją przed wyzwaniem, bo ich aktywa nie są dostosowane do tych gazów. Ktoś może powiedzieć „nie będziemy wam płacić, bo to jest niepotrzebne", ktoś inny powie „ale przecież włożyliśmy w to pieniądze i teraz potrzebujemy je wyjąć w postaci zysków". To jest największe wyzwanie – tłumaczył sekretarz generalny Marcogaz.

– My w Marcogaz zdajemy sobie sprawę, że są różne rozwiązania. Jednym jest nowa infrastruktura, innym jest retrofitting czy też dostosowanie do potrzeb innych gazów. Natomiast wycofanie infrastruktury to powinien być ostatni krok, kiedy ona już naprawdę okaże się nieprzydatna – podkreślał Manuel Coxe.

Dawid Watson dyrektor ds. transformacji energetycznej, Cadent Gas Limited, Wielka Brytania stwierdził, że choć Wielka Brytania nie jest już w UE, to myślenie o transformacji jest tam bardzo podobne.

– Chcemy zdekarbonizować naszą gospodarkę do 2050 roku i w głównej mierze odbędzie się to poprzez wycofanie się z paliw kopalnych na rzecz niskowęglowych odpowiedników i alternatyw. To oczywiście sprawi, że w bardzo wielu sektorach wzrośnie efektywność kosztowa – mówił Dawid Watson.

– W Wielkiej Brytanii gaz ziemny jest w zasadzie wszędzie: i w sektorze elektryczności, i w sektorze piecyków ogrzewających w wodę. Wykorzystują go obecnie 22 mln gospodarstw domowych. Kiedy mówimy o transformacji energetycznej to oczywiście już wycofujemy się z czystego gazu ziemnego. Do 2050 roku zostanie on wycofany. Ale zamierzamy wprowadzić inne gazy niskowęglowe, w tym wodór. Więc cały czas sieć gazowa będzie nam potrzebna. A mówimy o łącznym zapotrzebowaniu rzędu 200 do nawet 500 TWh we wszystkich sektorach gospodarki. Jaka jest ścieżka dojścia do tych celów do 2050 roku? Do 2035 roku w ten sposób powinno być wytwarzane kilkaset terawatogodzin energii. To będzie wymagało oczywiście ogromnych inwestycji – tłumaczył przedstawiciel Cadent Gas Limited.

Leonardo Ambrosi, dyrektor ds. innowacji i transformacji cyfrowej, Italgas Reti S.p.A., Włochy, nawiązał do tematu odwróconego przepływu, który wiąże się z wprowadzeniem do sieci biogazu i wodoru.

– To wymaga lepszej kontroli i lepszego zorientowania, co dzieje się w sieci. Sektor energii elektrycznej rozwiązał te kwestie poprzez cyfryzację. Pozwala ona na otrzymanie większej liczby danych i lepsze zarządzanie siecią. Trzeba tego dokonać także w sektorze gazowym – wskazał Leonardo Ambrosi.

– Trudno dziś przewidzieć, czy biogaz będzie tą przyszłością i jak długo w ogóle gaz przetrwa na rynku. Bo ciągle coś się dzieje, są zmiany, kolejne rewolucje. Mamy więc wyzwania związane z transportem, z dystrybucją gazu do klientów detalicznych. Musimy nauczyć się zarządzać tymi zmianami, a nie bać się ich. Cyfryzacja jest więc pewnym sposobem reagowania na te zmiany – uważa dyrektor Ambrosi.