Było to możliwe dzięki zrealizowanej strategii dywersyfikacji. Budowa infrastruktury transportowej i odbiorczej została w dużej mierze ukończona. Teraz kluczowym wyzwaniem jest wprowadzenie nowoczesnego modelu zarządzania systemem, który pozwoli Polsce trwale zabezpieczyć własne potrzeby i pełnić rolę regionalnego hubu gazowego dla Europy Środkowo-Wschodniej.
Od własnego wydobycia po globalne szlaki LNG
Rynek gazu opiera się dziś na wielu niezależnych od siebie źródłach i kierunkach dostaw.
Głównym filarem pozostaje wydobycie własne, w tym krajowe. W 2025 r. z rodzimych złóż pozyskano ok. 3,7 mld m sześc. gazu, co odpowiada mniej więcej jednej piątej rocznej konsumpcji. Łącznie, sumując własne wydobycie Orlenu w kraju i za granicą, koncern jest w stanie zaspokoić ponad 40 proc. popytu na gaz.
Strategiczną rolę odgrywa tu Baltic Pipe. Gazociąg ten zapewnia bezpośredni dostęp do złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Tą drogą płynie do Polski ok. 6 mld m sześc. gazu rocznie, co pokrywa prawie 30 proc. krajowego zapotrzebowania. Znaczna część tego wolumenu pochodzi z własnego wydobycia prowadzonego w Norwegii przez Grupę Orlen, co zwiększa kontrolę nad całym łańcuchem dostaw.
W 2025 r. do Polski trafiło ponad 16 mld m sześc. gazu ziemnego. Bardzo ważnym kanałem importu jest Terminal LNG w Świnoujściu, który po rozbudowie dysponuje mocami regazyfikacyjnymi na poziomie 8,3 mld m sześc. rocznie. Gaz dociera do Polski m.in. ze Stanów Zjednoczonych, z Nigerii, Egiptu, Norwegii, Gwinei Równikowej oraz Trynidadu i Tobago. Dlatego, mimo trwających od kilku miesięcy napięć w Zatoce Perskiej, które zakłóciły dostawy m.in. z kierunku katarskiego, rynek krajowy pozostał stabilny.
Na przełomie lat 2027 i 2028 w Zatoce Gdańskiej uruchomiony zostanie pływający terminal LNG, który zwiększy roczny potencjał odbioru o kolejne 6,1 mld m sześc. Całość operacji morskich wspiera flota ośmiu gazowców pozostających w dyspozycji Orlenu.
Istotnym elementem tego systemu jest też rozbudowana sieć interkonektorów. Połączenia sieciowe z sąsiadami pozwalają na elastyczne bilansowanie krajowego systemu, umożliwiają zarówno import, jak i eksport surowca. W 2025 r. wolumen eksportu gazociągami osiągnął ok. 2 mld m sześc.
Czytaj więcej
Komisja Europejska przedstawiła w połowie lipca nowy plan działania na rzecz elektryfikacji Europy, który ma przyspieszyć przejście z paliw kopalny...
Różni odbiorcy, różne podejścia
Infrastruktura to podstawa systemu, ale istotne jest też sprawne zarządzanie przepływem paliwa wewnątrz kraju, gdzie są różni odbiorcy o odmiennych potrzebach.
Pierwsza grupa to gospodarstwa domowe i inne podmioty chronione, jak szpitale czy szkoły, gdzie dominuje sezonowość, a popyt wzrasta w miesiącach zimowych. Podobnie jest w ciepłownictwie – zużycie rośnie w sezonie grzewczym.
Drugi profil reprezentują przedsiębiorcy oraz przemysł, w tym branża petrochemiczna, hutnicza, szklarska czy chemiczna. Dla fabryk i zakładów nawozowych, wykorzystujących gaz m.in. do produkcji amoniaku, ale także dla małych piekarni, kluczowa jest ciągłość i przewidywalność dostaw.
Trzeci obszar to energetyka zawodowa. W miarę postępującej transformacji i coraz większego udziału odnawialnych źródeł energii (OZE) w miksie elektrownie gazowe stają się głównym stabilizatorem krajowego systemu. Ich działanie cechuje duża zmienność zapotrzebowania na paliwo, bo zadaniem jest bilansowanie dynamicznie rosnących, ale zależnych od pogody OZE i zapewnienie ciągłych dostaw energii.
Tak zróżnicowana struktura popytu wymaga odpowiedniego podejścia i sprawnego tradingu. Kontrakty długoterminowe gwarantują stałość i bezpieczeństwo, z kolei dostawy na rynku spot umożliwiają reagowanie na bieżące potrzeby związane z pogodą czy zawirowaniami rynkowymi. Trzeba umiejętnie stosować oba rozwiązania, by zapewnić konsumentom surowiec w każdych okolicznościach. W sprawozdaniu z wyników monitorowania bezpieczeństwa dostaw paliw gazowych za 2025 r. Ministerstwo Energii potwierdza wysoką odporność i stabilność krajowego systemu gazowego. Nie wystąpiły zakłócenia dostaw, ograniczenia poboru gazu ani konieczność uruchamiania zapasów obowiązkowych.
Infrastruktura to podstawa systemu. Istotne jest też sprawne zarządzanie przepływem paliwa wewnątrz kraju, gdzie są różni odbiorcy
Magazynowanie gazu: optymalizacja, nie maksymalizacja
Bardzo ważnym elementem bezpieczeństwa na rynku gazu są magazyny. Obecnie w Polsce funkcjonuje siedem podziemnych magazynów gazu (PMG): pięć złożowych i dwa w kawernach solnych. Ich łączna pojemność wynosi 3,3 mld m sześc.
Zgodnie z prognozami zawartymi w Krajowym Planie w dziedzinie Energii i Klimatu z czerwca 2026 r. zapotrzebowanie na gaz w Polsce będzie systematycznie rosło – z obecnych ok. 20 mld m sześc. rocznie do niemal 25 mld m sześc. w 2030 r. Odpowiedzią na wzrost popytu na gaz jest rozbudowa infrastruktury magazynowej.
To już się dzieje – finalizowany jest projekt w PMG Wierzchowice, największym tego typu obiekcie w kraju. Po zakończeniu prac jego pojemność wzrośnie o 800 mln m sześc., a maksymalna moc odbioru gazu z magazynów przekroczy 60 mln m sześc. na dobę, przewyższając dobowe przepustowości Baltic Pipe czy Terminala LNG w Świnoujściu.
Po rozbudowie Wierzchowic pojemność magazynowa wzrośnie do 4,1 mld m sześc. Równolegle Orlen zapowiada wzrost krajowego wydobycia do ok. 4 mld m sześc. rocznie. Łącznie wzmacnia to krajowy komponent bezpieczeństwa dostaw, choć magazyny i wydobycie pełnią odmienne funkcje w bilansowaniu systemu.
Właścicielem infrastruktury jest Orlen, natomiast rolę niezależnego operatora, udostępniającego pojemności, pełni spółka Gas Storage Poland wchodząca w skład grupy GAZ-SYSTEM.
Urząd Regulacji Energetyki postuluje, by operator magazynów stał się ich właścicielem, co według regulatora mogłoby ułatwić rozwój systemu magazynowania. Kierunek ten wymaga jednak analizy w szerszym kontekście bezpieczeństwa dostaw, z uwzględnieniem nie tylko pojemności magazynowych, lecz także możliwości importowych LNG, dostaw przez Baltic Pipe oraz połączeń międzysystemowych z państwami sąsiednimi.
Utrzymywanie zapasów kosztuje – koszt ten ponoszą firmy handlujące gazem. Nadmierne instalacje zwiększają również obciążenia taryfowe dla końcowych odbiorców, zarówno indywidualnych, jak i przemysłowych. Z tego powodu w debacie o dalszym rozwoju infrastruktury magazynowej potrzebne jest wyważenie korzyści dla bezpieczeństwa dostaw, kosztów ponoszonych przez uczestników rynku i odbiorców końcowych oraz prognoz zapotrzebowania na gaz po 2030 r. Dlatego obok rozważań o nowych inwestycjach istotne pozostaje także lepsze wykorzystanie istniejących aktywów i dostosowanie regulacji do zmieniających się warunków rynkowych.
Ewentualna zmiana modelu właścicielskiego powinna zostać oceniona pod kątem wpływu na zarządzanie pojemnościami, proces inwestycyjny oraz koszty dla rynku. Obecny model opiera się na niezależnym udostępnianiu pojemności przez operatora, dlatego istotne jest wskazanie, jakie dodatkowe korzyści miałaby przynieść zmiana własnościowa.
Czas na reformę regulacji?
Aby w pełni wykorzystać potencjał istniejącej infrastruktury i stworzyć na terenie kraju regionalny hub, niezbędna jest zmiana przepisów. Obowiązujące regulacje dotyczące zapasów obowiązkowych powstawały w czasach uzależnienia od jednego dostawcy i skromnej infrastruktury importowej.
W takich realiach zapasy obowiązkowe gazu były uruchomione ostatni raz w 2012 r. Później, mimo istotnych zawirowań na rynku gazu, nie były wykorzystywane. To skłania do refleksji nad tym, jaki poziom zapasów obowiązkowych najlepiej odpowiada dzisiejszym warunkom rynkowym: zapewnia bezpieczeństwo dostaw, a jednocześnie nie generuje nieproporcjonalnych kosztów dla uczestników rynku i odbiorców końcowych.
Obecnie obowiązujący mechanizm automatycznie wiąże poziom wymaganych zapasów z ilością sprowadzonego do kraju surowca. W praktyce oznacza to, że im więcej gazu firmy sprowadzają do Polski, tym większe zapasy muszą utrzymywać. Podnosi to koszty operacyjne importerów i blokuje handel.
Mechanizm ten obejmuje także podmioty zainteresowane wykorzystaniem polskiej infrastruktury do dostaw gazu na rynki państw sąsiednich, co może ograniczać rozwój Polski jako regionalnego hubu. Warto również ocenić adekwatność wymogu zapewnienia możliwości wytłoczenia zapasów w ciągu 40 dni do obecnych warunków rynkowych i infrastrukturalnych.
Nowe ramy prawne powinny przenieść ciężar utrzymywania długoterminowych zapasów obowiązkowych na pojemniejsze magazyny złożowe. Pozwoliłoby to na optymalny sposób wykorzystania magazynów kawernowych, biorąc pod uwagę ich parametry – niewielką w porównaniu z magazynami złożowymi pojemność, rekompensowaną jednak przez dużo większą elastyczność. Dałoby to możliwość szybkiego i adekwatnego reagowania na potrzeby rynku, prowadząc zarazem do obniżki kosztów działalności firm gazowych.
W poszukiwaniu optymalnych rozwiązań warto sięgnąć do doświadczeń innych krajów kontynentu, gdzie z powodzeniem funkcjonują inne modele własności magazynów i podziału kompetencji między operatora i właściciela infrastruktury.
Przyszłość: od metanu do wodoru
Według obecnych prognoz szczyt zapotrzebowania na gaz ziemny w Polsce przypadnie na pierwszą połowę lat 30. W kolejnych dekadach, w miarę dojrzewania transformacji energetycznej i dalszego rozwoju OZE, jego zużycie zacznie stopniowo spadać.
Planując kosztowne inwestycje w infrastrukturę, już dziś trzeba brać pod uwagę jej zdolność do operowania w przyszłości, gdy tradycyjne paliwo zastąpią „zielone” gazy. Podziemne magazyny w kawernach solnych idealnie nadają się do przechowywania odnawialnych gazów, w tym przede wszystkim wodoru. W przyszłości to on będzie nośnikiem gromadzącym nadwyżki energii wytworzonej przez farmy wiatrowe na Bałtyku czy wielkoskalową fotowoltaikę.
Polska wykonała gigantyczny krok w zakresie budowy bezpiecznego rynku energii. Pierwotnie uzależniona od dostaw gazu z Rosji, przez lata inwestowała w alternatywne ścieżki importu. Rozwijała infrastrukturę i swoje kompetencje handlowe. Dziś myśli o tym, by pełnić rolę regionalnego hubu gazowego.
W tym kontekście należy szukać rozwiązań obniżających koszty funkcjonowania całego systemu i zmniejszających obciążenia ponoszone przez odbiorców surowca. Zadanie na najbliższą przyszłość to usprawnienie zarządzania systemem, które może zwiększyć jego wydajność i zwielokrotnić korzyści płynące z wykorzystania istniejącej infrastruktury.
