Subskrybuj nas na Youtube
Dekarbonizacja polskiej energetyki jest nieunikniona – zarówno z powodów ekologicznych, regulacyjnych, jak i czysto ekonomicznych. Już teraz, nie chcąc ponosić wysokich kosztów produkcji brudnej energii, koncerny energetyczne w Polsce unikają – w miarę możliwości – wytwarzania energii w blokach węglowych – te często pracują już ułamkiem swojej maksymalnej mocy. Szacuje się, że udział energii elektrycznej pozyskanej ze spalania węgla w całym polskim miksie energetycznym spadnie w ciągu 10 lat z obecnych ok. 60 proc. do zaledwie 10 proc.
Równocześnie w Polsce dynamicznie rozwijają się odnawialne źródła energii, które obok swoich licznych zalet mają wyraźne ograniczenie, jakim jest wydajność zależna od warunków pogodowych. To wszystko powoduje, że w polskiej sieci elektroenergetycznej rośnie zapotrzebowanie na stabilne oraz elastyczne źródła energii. I tu sprawdzają się tylko gaz ziemny oraz zasilane nim elektrownie gazowe – zwłaszcza że pierwsza polska elektrownia jądrowa zacznie działać najwcześniej w okolicach połowy przyszłej dekady.
Elektrownie gazowe mają dwie główne zalety. Po pierwsze, są wydajnym i elastycznym źródłem energii. Inaczej niż bloki węglowe można je niemal natychmiast włączyć lub wyłączyć. Po drugie, gaz ziemny jest paliwem o dużo mniejszym wpływie na środowisko niż węgiel – sama tylko emisja CO2 jest dwukrotnie mniejsza niż w wypadku spalania węgla. W instalacjach gazu ziemnego nie powstają przy tym szkodliwe inne gazy, jak np. tlenki azotu, ani nie są produkowane tworzące smog pyły.
Coraz większy popyt na gaz
W Polsce powstają więc i będą nadal powstawać nowe elektrownie gazowe. Na przykład pod koniec października br. PGE Polska Grupa Energetyczna oddała do eksploatacji największą elektrownię gazową w Polsce i jedną z najnowocześniejszych w Europie, o mocy 1366 MW. Jednostka w Gryfinie, w woj. zachodniopomorskim (PGE Gryfino Dolna Odra), pokryje ponad 5 proc. krajowego zapotrzebowania na energię elektryczną.
W najbliższych latach gaz stanie się jednym z filarów krajowego systemu elektroenergetycznego, co zresztą potwierdzają zarówno aktualne dane, jak i prognozy dotyczące jego zużycia.
GAZ-SYSTEM, operator gazociągów w kraju, przewiduje np., że około 2030 r. zapotrzebowanie na usługę przesyłową przekroczy roczny wolumen 27 mld m sześc. Dla porównania w ubiegłym roku zużycie gazu wyniosło ok. 17 mld m sześć. W kolejnych latach będzie się ono utrzymywać na wysokim poziomie i jeszcze w roku 2045 może wynosić ok. 26 mld m sześć. To oznacza, że jeszcze za 20 lat może być wyższe od obecnego aż o 9 mld m sześc., czyli o ponad połowę.
Z tymi przewidywaniami współgrają prognozy Polskich Sieci Elektroenergetycznych (PSE, operatora systemu). W ubiegłym roku polska elektroenergetyka zużyła ok. 2,1 mld sześc. gazu ziemnego. Według prognoz PSE w ciągu 10 lat to zużycie może wzrosnąć kilkukrotnie i w roku 2034 osiągnąć od 9,1 do 10,5 mld m sześc. Zwiększy się jednocześnie moc jednostek gazowych – z obecnych 4 GW do 9, a nawet 12 GW.
Bezpieczne dostawy bez Rosji
W związku z tym zapotrzebowaniem fundamentalną kwestią jest zapewnienie pewnych i stabilnych dostaw gazu dla polskiej gospodarki oraz gospodarstw domowych. To jeden z najważniejszych celów w strategii Grupy Orlen – konsekwentnie i z sukcesem realizowany. Dość powiedzieć, że grupa w pełni pokryła zapotrzebowanie na gaz w Polsce pomimo tego, że od kwietnia 2022 r. zaprzestano importu gazu z Rosji, czyli już od ponad dwóch i pół roku.
Dzisiaj Orlen dysponuje zdywersyfikowanym portfelem dostaw gazu ziemnego. Krajowe zapotrzebowanie na ten surowiec jest zaspokajane wydobyciem własnym – zarówno ze złóż w Polsce, jak i na norweskim szelfie kontynentalnym – oraz zakupami od zagranicznych dostawców.
Koncern nadal intensywnie rozwija eksploatację własnych złóż gazu. To jeden z filarów Strategii Grupy Orlen do 2030 r. W ubiegłym roku wydobycie własne gazu ze złóż krajowych i zagranicznych wyniosło ok. 7,1 mld m sześc. Odpowiadało to ok. 42 proc. zużycia gazu ziemnego w Polsce, które w ubiegłym roku sięgnęło ok. 17 mld m sześc. Na krajowe wydobycie przypadło ok. 3,5 mld m sześc., co pozwoliło na zaspokojenie niemal 20 proc. krajowego zapotrzebowania. Ponieważ gaz pochodzący z wydobycia z własnych krajowych złóż jest źródłem najpewniejszym, Orlen będzie je rozwijać i utrzymywać na stabilnym, wysokim poziomie również w kolejnych latach. Dlatego grupa stale inwestuje w poszukiwania i wydobycie węglowodorów w Polsce. Temu służy też prowadzony obecnie proces integracji krajowych aktywów upstream w jednym podmiocie – Orlen Upstream Polska.
Baltic Pipe i terminale LNG
Grupa Orlen z powodzeniem zwiększa również wydobycie gazu za granicą. W przypadku norweskiego szelfu kontynentalnego wyniosło ono w 2023 r. ok. 3,1 mld m sześc. W tym roku ma wzrosnąć do ok. 4,5 mld m sześc., a więc mniej więcej o 30 proc. Gaz wydobywany ze złóż w Norwegii jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe, przez który w 2023 r. Orlen sprowadził ponad 6 mld m sześc. surowca, zabezpieczając tym samym około jednej trzeciej krajowego zapotrzebowania na gaz. Orlen ma zarezerwowane 8 mld m sześć. rocznej przepustowości tego gazociągu.
Grupa Orlen sprowadza gaz do Polski również w postaci skroplonej. Jego dostawy odbiera w Terminalu LNG w Świnoujściu. W 2023 r. przekroczyły one 6 mld m sześc. i zabezpieczyły około jednej trzeciej całkowitego zapotrzebowania na gaz w Polsce. Co ważne – dostawy LNG są mocno zdywersyfikowane. Główne kierunki importu to Stany Zjednoczone oraz Katar, ale koncern sprowadzał gaz również z innych krajów, m.in. z Norwegii, Nigerii, Egiptu, Trynidadu i Tobago oraz Gwinei Równikowej. Dostawy LNG są realizowane zarówno w ramach kontraktów długoterminowych, jak i przez elastyczne zakupy spot.
Dostawy LNG do Polski wkrótce wzrosną. Będzie to możliwe dzięki uruchomieniu drugiego gazoportu w Zatoce Gdańskiej, które jest planowane na rok 2028. Po oddaniu inwestycji do użytku oraz zakończeniu rozbudowy Terminala LNG w Świnoujściu łączna przepustowość obu instalacji osiągnie ok. 14 mld m sześc. rocznie.
Grupa Orlen sprowadza LNG również przez terminal LNG w litewskiej Kłajpedzie (w ilości ok. 0,5 mld m sześć. Rocznie).
Import LNG ułatwia dodatkowo rozbudowywana przez polski koncern multienergetyczny flota gazowców. Orlen wykorzystuje obecnie cztery takie jednostki, kolejne cztery są w budowie. Zatem za kilkanaście miesięcy po międzynarodowych wodach będzie kursowało już osiem statków na usługach grupy.
By podsumować: wydobycie ze złóż krajowych, transporty gazociągiem Baltic Pipe oraz LNG to obecnie trzy najważniejsze źródła zapewniające nieprzerwane dostawy gazu do polskich odbiorców. W 2023 r. zaspokoiły one łącznie aż 94 proc. rocznego zapotrzebowania na gaz ziemny w naszym kraju.
Pozostałe kilka procent popytu na błękitne paliwo nad Wisłą pokrywa surowiec sprowadzany do Polski przez połączenia transgraniczne z Niemcami, Czechami, ze Słowacją, z Litwą i Ukrainą. Dzięki nim Orlen może jeszcze bardziej elastycznie reagować na zapotrzebowanie rynku na gaz.
Wodór na horyzoncie
Mówiąc o bezpieczeństwie dostaw gazu do Polski, warto jeszcze wspomnieć o realizowanej przez Grupę Orlen inwestycji w rozbudowę największego magazynu gazu w Polsce – PMG Wierzchowice. Dzięki temu przedsięwzięciu łączne krajowe zdolności magazynowania gazu wzrosną o ok. 25 proc., do ponad 4 mld m sześć. To tyle, ile zużywają wszystkie gospodarstwa domowe w Polsce przez mniej więcej 10 miesięcy.
Znaczna część inwestycji związanych z rozwojem polskiego rynku gazowego prowadzonych przez Orlen będzie użyteczna również wtedy, kiedy rola gazu ziemnego zacznie się zmniejszać. Obecna i powstająca infrastruktury gazowe, w tym sieci przesyłowa i dystrybucyjna oraz magazyny, będzie miała kluczowe znaczenie dla tworzenia rynku gazów odnawialnych i niskoemisyjnych, takich jak właśnie wodór czy biometan, co ułatwi ich szerokie wykorzystywanie w przyszłej gospodarce.
Materiał z serwisu partnerskiego Biznes i Klimat