Gazowe inwestycje pod znakiem zapytania. Polska ograniczy wykorzystanie błękitnego paliwa?

Plany redukcji zapotrzebowania na błękitne paliwo mogą oznaczać, że będzie konieczna ponowna ocena niektórych flagowych projektów, w tym pływającego terminalu LNG w Zatoce Gdańskiej.

Coraz więcej pytań co do roli gazu w polskiej transformacji wynika z nowych strategii rządowych i komercyjnych oraz prognoz eksperckich. O perspektywie wzrostu zapotrzebowania na ten surowiec o 50 proc. – do 30 mld m sześc. rocznie z końcem dekady – mówi w dalszym ciągu Orlen. Podobnie perspektywy dla gazu widział jeszcze niedawno rząd. W obowiązującej wciąż wieloletniej polityce energetycznej przyjmowano, że przy wysokich cenach uprawnień do emisji CO2 zużycie błękitnego paliwa w polskiej gospodarce zbliży się do 28 mld m sześc. w 2030 r., a pięć lat później przekroczy pułap 30 mld m sześc.

Ale trzęsienie ziemi, jakie wywołały na unijnych rynkach rekordowe ceny gazu i zakłócenia jego dostaw z Rosji, skłania zarówno rząd, jak i spółki do rewizji wcześniejszych prognoz. Radykalne ograniczenie przewidywanego zużycia zapisał w swojej wieloletniej strategii Gaz-System. O ile w poprzednim tego typu dokumencie, przyjętym tuż przed gazowym kryzysem, na jesieni 2021 r., spółka spodziewała się w 2030 r. krajowego popytu na błękitne paliwo na poziomie 32–34 mld m sześc., obecnie prognozowane widełki to 24–28 mld m sześc. Operator nie spodziewa się także dalszego wzrostu zapotrzebowania, które we wcześniejszych przewidywaniach sięgnąć miało 34,7–37,5 mld m sześc. w drugiej połowie kolejnej dekady. Weryfikację oczekiwanej roli błękitnego paliwa zakłada także czekająca na akceptację rządu aktualizacja Polityki energetycznej Polski do 2040 r. Maksymalny przewidywany w niej pułap zapotrzebowania to 25–26 mld m sześc.

Podobnie maksymalny poziom zużycia gazu w polskiej gospodarce ocenia Forum Energii, które wskazuje na możliwość utrzymania zużycia błękitnego paliwa w granicach 25 mld m sześc. w 2030 r. Odmiennie widzi jednak potencjał poszczególnych sektorów. Zgodnie z opracowanym przez think tank scenariuszem, który poznał DGP, klucz do obniżenia ekspozycji polskiej gospodarki na gaz i ryzyko związane z wahaniami jego cen leży w przemyśle i sektorze gospodarstw domowych, które odpowiadają łącznie za prawie dwie trzecie wykorzystania paliwa. Ośrodek, w przeciwieństwie do rządowych planistów, postuluje też szybkie ograniczanie zużycia gazu w kolejnych latach – m.in. poprzez upowszechnianie OZE i pomp ciepła, poprawę efektywności energetycznej budynków i inwestycje w biometan. W rezultacie w 2035 r. zapotrzebowanie miałoby wynieść już tylko niecałe 19 mld m sześc. w 2035 r.

– W aktualizacji PEP 2040 widzimy, że w centrum zainteresowania rządu jest utrzymanie znaczącej roli węgla w energetyce. Akurat w tym sektorze pewien wzrost roli gazu będzie tymczasem – przy wysokich kosztach CO2, które uczynią go konkurencyjnym wobec węgla – nie do uniknięcia. Co nie znaczy, że skali tej zmiany również w tym sektorze nie da się utrzymać w ryzach – mówi nam Aleksandra Gawlikowska-Fyk, która kieruje programem elektroenergetyki w Forum Energii. Według niej pomogłyby w tym m.in. szybsza rozbudowa OZE, realizacja programu „Bloki 200+”, która pozwoli na bardziej elastyczne wykorzystanie części mocy węglowych, czy poszukiwanie rezerw do zmniejszenia zużycia energii elektrycznej. Realizacja tych działań, wraz z rozwojem zielonych gazów, na czele z biometanem, pozwoli – zdaniem Gawlikowskiej-Fyk – na stopniową redukcję znaczenia błękitnego paliwa po 2030 r.

Daleko idące ograniczenie roli gazu ziemnego, które wyłania się z propozycji rządowych oraz analiz prognostycznych, powinno pociągnąć za sobą rewizję planów inwestycyjnych związanych z tym paliwem – przyznaje Gawlikowska-Fyk. Chodzi m.in. o pływający terminal (FSRU) do odbioru gazu skroplonego (LNG) w Zatoce Gdańskiej, który – według planów inwestora – ma zostać ukończony w drugiej połowie obecnej dekady. – Sens tej inwestycji w obecnej sytuacji jest co najmniej pod dużym znakiem zapytania i, moim zdaniem, będzie bezpośrednio związany z wynikami analiz dotyczących zapotrzebowania importowego w regionie – ocenia ekspertka. Do tej pory zakładano, że „podstawowa” przepustowość jednostki – 6,1 mld m sześc. surowca po regazyfikacji – będzie zasilała rynek krajowy. Dodatkowe ponad 4 mld m sześc. mocy terminalu są analizowane pod kątem reeksportu do krajów regionu. Wstępna, niewiążąca procedura badania zapotrzebowania przeprowadzona przez Gaz-System przyniosła – według informacji spółki – obiecujące sygnały, dając podstawy do dalszych analiz.

Obszarem, na który wskazuje rozmówczyni DGP z Forum Energii, są też planowane bloki gazowe. – Duże elektrownie typu CCGT, które są budowane m.in. w Ostrołęce czy Grudziądzu, nie są najlepiej dostosowane do elastycznej pracy w momentach szczytowego zapotrzebowania na energię. Należałoby przemyśleć zastąpienie części z nich mniejszymi blokami albo jednostkami kogeneracyjnymi (współwytwarzającymi prąd i ciepło), które mogłyby zastępować coraz mniej rentowne elektrociepłownie węglowe – tłumaczy Gawlikowska-Fyk. Innym kierunkiem inwestycji, na który – według forum – należałoby postawić, jest krajowa produkcja biometanu. ©℗