Spis treści
W ciągu najbliższych kilku lat do systemu energetycznego podłączonych zostanie kilka budowanych właśnie lub planowanych bloków gazowych, m.in. w Rybniku, Grudziądzu, Ostrołęce i Adaomowie. Przejmą one rolę, którą dziś pełnią starzejące się bloki węglowe.
– Gaz mógłby przejąć 30 proc. produkcji opartej na węglu, co oznacza zużycie dodatkowych 8-9 mld 3 gazu – mówiła Katarzyna Szeniawska, dyrektor Pionu Rozwoju Rynku Gazu w spółce Gaz-System. – Oczywiście to ile faktycznie zużyją gazu, zależy od tego, ile będzie w systemie odnawialnych źródeł energii.
Przyjrzyjmy się strukturze zużycia gazu. Jak tłumaczyła Katarzyna Szeniawska, przemysł zużywa ok. 25 proc., elektrownie i elektrociepłownie ok. 15-16 proc., a ciepłownictwo sieciowe ok. 1 proc. Reszta, mniej więcej 50 proc., trafia do sieci dystrybucji, czyli Polskiej Spółki Gazownictwa, skąd dalej pobierają ją mniejsi odbiorcy – gospodarstwa domowe i oraz przedsiębiorstwa, ale także ciepłownie niepodłączone do sieci Gaz-Systemu.
W ocenie Gaz-Systemu w perspektywie 2035 r. struktura zużycia nieco się zmieni. Wprawdzie przemysł pozostanie na tym samym poziomie, odbiorcy w gospodarstwach domowych mogą nieco zmniejszyć zużycie, ale w ich miejsce wejdą ciepłownie i elektrownie.
Szkielet sieci przesyłowej jest przygotowany na duże inwestycje w energetykę, m.in. poprzez Korytarz Północ-Południe.
– W planach jest budowa nitki gazociągu od Gdańska do Gustorzyna, która połączy źródła gazu na północy z centralną Polską. Realizowany jest projekt, który umożliwi optymalne wykorzystanie przesyłu horyzontalnego, między zachodem a wschodem kraju. Mamy też projekt na stole, tzw. nitkę wschodnią od Gustorzyna do wschodniej Polski, który będzie realizowany w zależności od potrzeb energetyki – wskazała Szeniawska.
Jak tłumaczyła, dzięki wszystkim tym inwestycjom system gazowy jest na tyle elastyczny, że pokryje bez problemów zarówno rosnące zapotrzebowanie elektrowni, jak przyszłe zapotrzebowanie ciepłownictwa systemowego, choć to będzie realizowane głównie za pośrednictwem spółek dystrybucyjnych
Biometan ma pod górkę
Gaz ziemny, teoretycznie jest paliwem przejściowym, ale nie wiadomo jak długo ta przejściowość potrwa. Złośliwi mówią nawet, że gaz jest paliwem trwale przejściowym. UE pokłada duże nadzieje w rozwoju tzw. gazów zdekarbonizowanych, biometanu, wodoru i amoniaku.
Rynek biometanu czyli oczyszczonego biogazu, który można wpuszczać do sieci rozwija się prężnie w wielu krajach zachodniej Europy. W Polsce mimo ogromnych możliwości – Polska jest przecież rolniczym potentatem – inwestycje w biometan wciąż są w powijakach. Jak mówił Maciej Kosiński, szef Izby Gospodarczej Biogazu i Biometanu, zasadniczym problemem jest to, że biometanu nie można wpuszczać do sieci gazowej, zarówno dystrybucyjnej, jak i przesyłowej. Nikt nie chce do końca powiedzieć dlaczego i kiedy to ma się zmienić – skarżył się Kosiński.
Przepisy o instrumentach finansowego wsparcia dla biometanu zostały dopisane do projektu ustawy wiatrakowej, ale jak – mówił Kosiński- sama branża jest bardzo podzielona w ich ocenie. – Chodzi głównie o możliwość, a raczej niemożliwość wprowadzania biometanu do sieci, warunki w ustawie zabijają projekty.
Kosiński mówił też o niestabilności przepisów, której boją się zarówno inwestorzy, jak i banki. – Jasnego, czytelnego komunikatu resortu klimatu, resortu przemysłu i resortu rolnictwa nie było. Branża na niego czeka. Inwestorzy czekają w blokach startowych.
Szef Izby opowiadał, że obecnie jest w Polsce ok. 70 zidentyfikowanych projektów biometanowni, na różnym etapie. Część czeka na podłączenie do sieci, ale część nie czeka, ale inwestuje w instalacje skraplania, a produkowane bio-LNG trafia do Niemiec, gdzie popyt jest bardzo duży.
Niedawno hucznie i w obecności ważnych polityków otwierano biometanownię pod Poznaniem. – Niestety biometanownia ta nie ma co zrobić ze swom produktem – skarżył się Kosiński.
Amoniak na pustyni
Jeszcze większe możliwości wykorzystania ma wodór. Jak opowiadał Tomoho Umeda, przewodniczący branżowej organizacji Hydrogen Poland oraz prezes spółki Hynfra. Wodór może służyć do bilansowania energetyki odnawialnej, podwyższenia efektywności biometanu, jest również potencjalnym paliwem dla transportu.
Umeda tłumaczył również, że wsparcie państwa w formie dotacji nie powinno być skierowane do producentów, ale do odbiorców wodoru.
Najbardziej perspektywiczny projekt, o którym opowiadał Umeda, to inwestycje w produkcję zielonego wodoru, a później amoniaku w krajach arabskich i afrykańskich. Na arabskich pustyniach są doskonałe warunki do rozwoju OZE – dużo słońca oraz niezaludnionych terenów pod wielkoskalowe projekty fotowoltaiczne. Dzięki energii z PV można dużo taniej produkować wodór z elektrolizerów, a z wodoru wytwarzać amoniak. Amoniak ten będzie trafiał m.in. do UE jako strategiczny surowiec niezbędny m.in. dla przemysłu chemicznego.
