Spis treści
Rynek mocy i nowy rynek mocy
W miarę zwiększania mocy OZE elektrownie gazowe będą pracować coraz krócej, dostarczając więcej energii w okresach dunkelflaute, czyli wtedy, kiedy zależne od pogody źródła odnawialne nie pracują.Pewnym odstępstwem będą elektrociepłownie z bardziej stabilnym działaniem w chłodnej porze roku ze względu na potrzeby odbiorców ciepła systemowego.
Aby jednak projekt elektrowni, która będzie pracowała około tysiąca z liczącego 8760 godzin roku spiął się biznesowo, musi ona dostać wsparcie z rynku mocy, czyli po prostu dodatkowe pieniądze za to, że jest do dyspozycji, choć niekoniecznie pracuje.
Większa liczbę projektów gazowych można właśnie połączyć z końcem rynku mocy w dotychczasowym kształcie. W grudniu 2025 operator przesyłowy PSE po raz ostatnie przeprowadził aukcję rynku mocy – na rok dostaw 2030 na dotychczasowych zasadach. Czyli takich, że mogły w niej startować źródła (czy też ich projekty) o emisyjności nie wyższej niż 550 kg CO2 na MWh.
Długa lista inwestycji i projektów
Do świetnie się sprawdzających bloków gazowych w Płocku i Włocławku Orlen już wkrótce dorzuci kolejne. Na ukończeniu jest budowa pierwszego bloku w Grudziądzu o mocy prawie 600 MW oraz blok w Ostrołęce o mocy 750 MW. Rozpoczyna się budowa kolejnego bloku w Grudziądzu o podobnej wielkości, a także budowa elektrociepłowni w Gdańsku o mocy 560 MW.
Finisz gazowej serii inwestycji jest zatem spektakularny. Zwłaszcza na tle tego, co już się w Polsce buduje i ruszy do końca dekady. Jest tego ok. 5 GW, nie licząc ponad 4 GW już działających.
Skąd wziąć paliwo?
Ostatnie prognozy, zarówno przesyłu gazu od Gaz-Systemu, jak i głównego dostawcy gazu – Orlenu wskazują na wzrost krajowego popytu o połowę, z poziomu 18 w 2024 roku do nawet 27 mld m sześć. rocznie, i to w ciągu najbliższych 5-6 lat.
Własne wydobycie w perspektywie strategii Orlen 2035 ma wzrosnąć do 12 mld m sześc., a zwiększone zapotrzebowanie będzie pokryte także importem, przede wszystkim w formie LNG.
Orlen w swojej strategii do 2035 roku zakłada, że w 2030 roku w Polsce i Norwegii będzie produkował 10 mld m sześc. gazu, z czego 4 mld m sześć w kraju, a resztę w Norwegii, skąd sprowadzi je gazociągiem Baltic Pipe. Portfel importowy LNG koncernu liczy z kolei 15 mld m sześc. Czyli w sumie Orlen zapewni 25 mld m sześc. w okresie, gdy krajowy popyt szacuje się na co około 27 mld m sześc.
Zdolności importu tych dodatkowych 2 mld m sześc. będą, chociażby przez interkonektory z Niemcami i Litwą oraz pływający terminal (albo terminale, o czym dalej) LNG w Gdańsku. Albo zaimportuje ten gaz z rynku spot (czyli poza portfelem kontraktów długoterminowych) sam Orlen, albo inni gracze. Można więc przyjąć, że gazu nie zabraknie.
Już w 2028 roku w Gdańsku ma pojawić się pływający terminal FSRU, zdolny dostarczyć dodatkowe 6 mld m sześć., w całości zarezerwowany już przez Orlen.
Wiele jednak wskazuje, że terminalowi w Gdańsku przybędzie bliźniak. Gaz-System opublikował bowiem właśnie wyniki niewiążącego badania zainteresowania rynku możliwościami dodatkowego importu gazu przez FSRU 2. I okazało się, że na początku lat 30. oczekiwania importerów przekraczają prawie 4-krotnie roczną zdolność regazyfikacyjną tego terminala na zakładanym przez Gaz-System poziomie 4,5 mld m sześc. rocznie. A deklarowane zainteresowanie importem sięga 2048 roku, co świadczy o tym, że gaz jeszcze długo będzie paliwem „przejściowym”.
Co ciekawe, w badaniu udział wzięło 14 podmiotów, krajowych i zagranicznych, a duża część pożądanego przez nich gazu – w niektórych latach nawet 7-9 mld m sześc. rocznie miałaby trafiać na eksport: na Litwę, Słowację, Ukrainę czy do Czech.
Po stronie podaży długoterminowe prognozy mówią o tym, że ze względu na budowę kolejnych terminali skraplających LNG na całym świecie gazu na rynku będzie dość.
Czy grożą nam szoki cenowe?
Rynek gazu otrząsnął się już z zawirowań z lat 2021 i 2022, czyli z przerwania dostaw gazociągami do Europy z Rosji i paniki z cenami, towarzyszącej wojnie na Ukrainie. Rynkowe cen nie wróciły co prawda do tak niskich poziomów, jak przed wojną i w czasach pandemii, ale spadły wyraźnie.
Najważniejszym czynnikiem kształtującym ceny w Europie stała się i będzie … pogoda. W czasie mroźnej zimy zużywamy więcej gazu na ogrzewanie, więc jego cena rośnie, pustoszeją też magazyny. Okresy niskiej produkcji energii z OZE także podnoszą zużycie gazu, bo pracują zastępujące źródła odnawialne elektrownie gazowe. W kolejnym roku popyt jest wyższy, bo trzeba uzupełnić stany magazynowe. Ale jeśli nie zdarzy się dunkelflaute, a zima będzie ciepła, ceny nie będą zmieniać się gwałtownie. Zamiast ryzyka geopolitycznego będziemy więc mieć klimatyczne. Z technicznego punktu widzenia kraje UE ciągle mają nadwyżkę mocy importowych w terminalach LNG nad swoimi potrzebami. Nawet w perspektywie zakazu importu gazu z Rosji nie powtórzy się szok w postaci zakręcania kurka z rosyjskim gazem w latach 2021 i 2022.
Nowy model funkcjonowania energetyki gazowej
Nowy model wkładu gazu do energetyki widać też w projekcie polskiego Krajowego Planu na rzecz Energii i Klimatu, gdzie moc źródeł gazowych rośnie, ale zużycie przez nie gazu po szczytowych, pierwszych latach następnej dekady, powinno zacząć spadać.
W dzisiejszych założeniach, chociażby w KPEiK, gaz ziemny miałby stopniowo być zastępowany biometanem, co przekładałoby się na spadek zużycia kopalnego paliwa. Nie będzie to jednak zmiana gwałtowna. Prognozy dla rynku biometanu zakładają, że może on zacząć odgrywać bardziej znaczącą rolę dopiero bliżej roku 2040. Wiele zatem wskazuje na to, że rozpowszechnienie gazu ziemnego w energetyce przyspieszy, a potem będzie on niezbędny przez długie lata.
