– Rzeczywiście gaz miał być paliwem przejściowym z założenia strategii wielu krajów, również Polski, natomiast po wybuchu wojny w Ukrainie, po kryzysie energetycznym, którego doświadczyliśmy, ten gaz będzie nadal paliwem przejściowym, ale w o wiele mniejszym zakresie i o wiele krótszej perspektywie – mówi agencji Newseria Biznes Remigiusz Nowakowski, prezes zarządu DISE Energy.

W opublikowanym niedawno raporcie „Gaz zakładnikiem geopolityki” DISE Energy szacowało, że udział gazu ziemnego w produkcji energii elektrycznej w Polsce będzie rósł w kolejnych latach i w perspektywie 2035 roku sięgnie 34 TWh (w porównaniu do 13,4 TWh w 2021 roku). Zaprezentowana przez MKiŚ aktualizacja PEP 2040 zakłada, że w 2030 roku będzie to 29,4 TWh, a 10 lat później 35,5 TWh (czyli 15 proc.). Szacunki przyjęte w poprzedniej wersji strategii znacznie odbiegały od tych planów i zakładały, że ok. 67 TWh będzie pochodzić z gazu.

Według nowej wersji to węgiel ma być głównym paliwem przejściowym i stabilizatorem procesu zielonej transformacji w energetyce. W 2030 roku, zgodnie z nową PEP 2040, udział węgla kamiennego i brunatnego wyniesie 34,7 proc., z kolei OZE mają już pokrywać 46,6 proc. potrzeb energetycznych. Z kolei w 2040 roku ma to być odpowiednio 8,3 proc. oraz 50,8 proc., a za 22,6 proc. będzie już odpowiadał atom.

– Musimy przyspieszyć inwestycje w odnawialne źródła energii. Musimy realizować duże farmy wiatrowe na morzu. W dłuższej perspektywie być może będzie to energetyka jądrowa, ale to jest perspektywa po roku 2035 – wymienia Remigiusz Nowakowski. – Do tego czasu musimy mieć źródła odnawialne, ale musimy mieć też źródła stabilne, a gaz jednak z punktu widzenia technologicznego jest paliwem, które może być wykorzystywane do produkcji energii w sposób ciągły, a więc w tym okresie na pewno będziemy go wykorzystywać.

Jak ocenia, jednym z obszarów, dla których gaz będzie ważnym paliwem przejściowym, szczególnie w kolejnych 10–15 latach, jest ciepłownictwo.

– W ciepłownictwie również mamy do czynienia z koniecznością szybkiego odejścia od węgla, redukcji zwłaszcza tzw. niskich emisji, a więc pyłów, które są dla nas bardzo szkodliwe. Programy rządowe, które ostatnio były uruchomione, wspierały rozwój gazu. Oczywiście dzisiaj ta sytuacja jest inna, ale część gmin, która zainwestowała w gaz, część odbiorców indywidualnych, takich jak my, którzy zainwestowaliśmy w zamianę kotłów węglowych na gazowe, jeszcze przez jakiś czas będzie z nich korzystać – mówi prezes Dolnośląskiego Instytutu Studiów Energetycznych.

W dłuższej perspektywie gaz ziemny będzie zastępowany gazami odnawialnymi, bezemisyjnymi takimi jak biometan i zielony wodór, które są przyszłością energetyki gazowej. To o tyle istotne, że będą one produkowane lokalnie, wewnątrz UE. Do 2030 roku, jak wskazuje raport DISE Energy, zrównoważona produkcja biometanu osiągnie poziom 35 mld m3, w stosunku do ok. 18 mld m3 obecnie (biogaz i biometan łącznie). Jednocześnie eksperci apelują o inwestycje zmierzające do szybkiego zastępowania gazu w ogrzewnictwie indywidualnym i lokalnym ciepłownictwie poprzez wsparcie dla rozwoju alternatywnych technologii, np. pomp ciepła oraz geotermii.

– W Europie tzw. przejściowość gazu będzie również zjawiskiem występującym, ale w wielu krajach zachodnich, takich jak Francja czy Niemcy, wysiłki w stronę zwiększenia i przyspieszenia transformacji w oparciu o źródła odnawialne zgodnie z pakietem REPowerEU będą nabierały jeszcze większej dynamiki. Tam również gaz jako paliwo przejściowe odegra mniejszą rolę, niż wcześniej zakładano. Trwałe wyłączenie dwóch dużych gazociągów Nord Stream spowoduje brak pokusy sięgania po tani rosyjski gaz – prognozuje Remigiusz Nowakowski.

Autorzy raportu „Gaz zakładnikiem geopolityki” wskazują, że silne uzależnienie większości państw członkowskich UE od gazu importowanego z Rosji było powodem, dla którego kraj ten mógł używać surowca jako środka nacisku i szantażu politycznego na Wspólnotę. W latach 2014–2019 całkowity import UE z Rosji wzrósł ze 125 mld m3 do 194 mld m3 w 2019 roku. Dopiero kolejne dwa lata przyniosły spadek – do 163 mld m3 w 2021 roku. Udział rosyjskiego surowca w imporcie do UE oscylował w latach 2014–2021 pomiędzy 40 a 50 proc. rocznie. Stąd też ograniczenie dostaw z kierunku wschodniego od razu doprowadziło do drastycznego wzrostu cen błękitnego surowca, a co za tym idzie także cen energii elektrycznej w państwach UE. To z kolei miało przełożenie na nienotowane od kilku dekad poziomy inflacji.

– Najważniejsze dla skuteczności zaopatrzenia, zabezpieczenia dostępu do energii i zbudowania takiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego, którego oczekujemy, jest dywersyfikacja. Nie ma dzisiaj lepszej strategii niż to, żeby nasz miks energetyczny był podzielony na wiele różnych elementów, wiele różnych źródeł dostaw energii i różnych paliw. To jest jeden z elementów, który dzisiaj w ramach aktualizacji polityki energetycznej będzie realizowany, i jest to z pewnością dobry kierunek. Natomiast w dłuższej perspektywie są to oczywiście czyste technologie, czyli energia odnawialna w połączeniu ze źródłami magazynowymi. Możliwość magazynowania na dużą skalę energii będzie tym, co będzie skutecznie eliminować i zastępować gaz w energetyce, ciepłownictwie, również przemyśle – podkreśla prezes DISE Energy.

Jak ocenia, przeprowadzone do tej pory inwestycje mające na celu dywersyfikację dostaw pozwoliły Polsce uniezależnić się od rosyjskiego gazu. Chodzi m.in. o budowę gazociągu Baltic Pipe, rozbudowę terminala LNG w Świnoujściu, budowę interkonektorów na granicy z Litwą, które otwierają dostęp do terminalu pływającego w Kłajpedzie, czy połączeń transgranicznych na południu kraju. To jednak nie oznacza, że sytuacja Polski – podobnie jak całej UE – jest komfortowa. W tym sezonie zimowym w uniknięciu kryzysu energetycznego dużą rolę odegrała łagodna zima, dzięki czemu możliwe było zapełnienie magazynów gazu. Kolejne sezony mogą być jednak wyzwaniem.

– Wąskie gardła to jest rok 2023, 2024 i 2025, dlatego że nie jesteśmy w stanie uzyskać zakontraktowania i dostępu do takiej ilości gazu LNG w tym okresie, który wcześniej był już zakontraktowany, a nowe terminale LNG dopiero powstają. Te wysiłki, które ostatnio widać na rynku polskim, m.in. kontrakty, które Orlen zawarł z amerykańskimi dostawcami, będą skutkowały już od 2025 roku zapewnieniem nam dostaw. Ale tutaj też są pewnego rodzaju ryzyka związane przede wszystkim z ceną, bo będą to umowy długoterminowe oparte na indeksacji najprawdopodobniej do rynkowych warunków, a więc konkurencja globalna podaży i popytu, zwłaszcza z rynków azjatyckich, będzie również realnie wpływać na poziom cen w Polsce – ocenia Remigiusz Nowakowski.

Problemem dla bezpieczeństwa UE są wąskie gardła w zakresie zdolności przesyłowych pomiędzy poszczególnymi rynkami państw członkowskich. Oznaczają one wzrost ryzyka występowania znacznych niedoborów gazu w niektórych regionach. Druga kwestia to właśnie konieczność zawierania długoterminowych kontraktów oraz akceptacja wyższego poziomu cen gazu zza Atlantyku.

– W Europie sytuacja jest trochę trudniejsza niż w Polsce, zwłaszcza jeśli chodzi o Niemcy. Tam trwa wyścig z czasem, jeśli chodzi o budowę nowych terminali pływających i udrożnienie możliwości przesyłu gazu między krajami. Na południu Europy mamy możliwość zakupów gazu i dostawy z kierunków afrykańskich, ale nie możemy go przesłać wyżej, ponieważ brakuje połączeń interkonektorów między krajami Europy Zachodniej z południa na północ. To wszystko wymaga dzisiaj jeszcze rozbudowy infrastruktury – podkreśla ekspert.

Autorzy raportu „Gaz zakładnikiem geopolityki” podkreślają, że przy założeniu dalszego braku dostaw z Rosji w tym i kolejnym roku trzeba się liczyć z ryzykiem niedoboru od 21–26 do 77–88 mld m3 gazu w całej UE. Zaspokojenie tego wolumenu z globalnego rynku LNG może się okazać bardzo trudne. Szacowane przez ekspertów nadwyżki globalnej podaży nad popytem na ten gaz mieszczą się pomiędzy 2 a 16 mld m3 w 2023 roku oraz między 5 a 10 mld m3 w 2024 roku.