Spis treści
O perspektywach dla branży rozmawiano podczas panelu dyskusyjnego pt. „Gaz jako paliwo transformacyjne: stabilność systemu, elastyczność i granice dekarbonizacji”, który odbył się podczas tegorocznej edycji konferencji EnergyON Summit w Poznaniu.
Gaz-System sprawdza, jak duży ma być terminal w Gdańsku
Agnieszka Ozga, dyrektorka Działu Transformacji Energetycznej Gaz-Systemu, była pytana o inwestycje związane z budową pływającego terminalu LNG w Gdańsku, czyli FSRU (ang. Floating Storage Regasification Unit). Przedsięwzięcie, którego realizacja ruszyła w połowie 2025 roku, ma pozwolić na regazyfikację co najmniej 6,1 mld m sześc. surowca rocznie. Przewidywany termin ukończenia projektu to początek 2028 roku.
Jednocześnie Gaz-System analizuje inwestycję w drugą jednostkę, czyli FSRU 2, która zwiększyłaby moce gdańskiego terminala o kolejne 4,5 mld m sześc. W podjęciu decyzji ma pomóc rozpoczęta w marcu procedura open season, która ma potwierdzić zainteresowanie rynku rezerwacją mocy regazyfikacyjnych. Termin zgłoszenia do udziału w procedurze mija 17 kwietnia.
Wcześniej, w 2025 roku, spółka przeprowadziła już niewiążące badanie rynku, które pokazało rosnące zapotrzebowanie na taką infrastrukturę. Agnieszka Ozga podkreśliła, że dotychczasowe zainteresowanie FSRU 2 było bardzo duże i sięgało przeszło 20 podmiotów – zarówno krajowych, jak i zagranicznych.
Dyrektor wskazała również, że wcześniejsze rozmowy z przedstawicielami rynku pokazały oczekiwania co do bardziej elastycznego modelu działania kolejnej jednostki. Tak, aby była ona dostępna również dla mniejszych podmiotów, które nie są w stanie w krótkich cyklach zagospodarować sprowadzonego surowca.
Wyników procedury open season, jak oceniła Agnieszka Ozga, można spodziewać się pod koniec maja. Wówczas okaże się, czy docelowo w Gdańsku ma szansę powstać hub LNG o łącznej mocy 10 mld m sześc. rocznie.
Dyrektor przyznała też, że z punktu widzenia Gaz-Systemu bardziej preferowane są długoterminowe kontrakty związane z rezerwacją mocy regazyfikacyjnych w terminalach LNG.
– Jesteśmy w szczególnym momencie. Przez najbliższe 10-15 lat gaz będzie pełnił bardzo istotną rolę, ale w dalszym etapie transformacji energetycznej jego znaczenie będzie spadać – zaznaczyła dyrektor.
Dodała przy tym, że w przypadku FSRU ryzyko związane z inwestycjami jest mniejsze niż dla lądowych terminali, gdyż na pływające jednostki zawiera się umowy czarteru na określony czas, co pozwala na większą elastyczność.
Agnieszka Ozga podkreśliła także, że dzięki przeprowadzonym w minionych latach inwestycjom Polska zadbała o możliwość dywersyfikacji kierunków, z których sprowadza gaz. Jednocześnie nie oznacza to ochrony przed zmiennością cen na globalnym rynku, czego przykładem obecnie jest wojna na Bliskim Wschodzie.
Zobacz też: Terminale LNG: pełna moc bezpieczeństwa
Ponadto wskazała też przykłady dwóch interkonektorów – ze Słowacją oraz Litwą, które wybudowano w ostatnich latach ze wsparciem ze środków UE dla projektów wspólnego zainteresowania. O ile połączenie Polska-Litwa cieszy się dużym wykorzystaniem, to z kierunku słowackiego zainteresowanie dywersyfikacją zakupów jest o wiele mniejsze.
UE potrzebuje gazu, a jednocześnie robi mu pod górkę
Choć na gaz zwykło mówić się, że jest „paliwem przejściowym”, a według niektórych branżowców „paliwem trwale przejściowym”, to unijne regulacje wywierają na ten surowiec coraz większą presję.
Marcel Krzanowski, prawnik w praktyce Energetyki i Infrastruktury w kancelarii CMS, wskazał, że wśród przepisów, które będą miały największy wpływ na wykorzystanie gazu, znajduje się dyrektywa ws. efektywności energetycznej oraz dyrektywa ws. charakterystyki energetycznej budynków.
Do tego dochodzi także unijny system handlu uprawnieniami do emisji CO2 (ETS), a także planowany system ETS2, który ma objąć transport i ogrzewanie budynków. Pierwotnie miał on wejść w życie początkiem 2027 roku, ale pod naciskiem części krajów UE termin ten przesunięto na 2028 rok.
Marcel Krzanowski zwrócił również uwagę, że w finansowanie projektów gazowych uderza unijna taksonomia. Ponadto duży wpływ na sektor gazowy oraz koszty jego działalności będzie mieć rozporządzenie metanowe, którego celem jest raportowanie i ograniczenie wycieków tego gazu cieplarnianego.
Krzanowski zwrócił uwagę, że choć gaz będzie stanowił ważną rolę co najmniej w perspektywie 2040 roku, to jednocześnie Komisja Europejska stawia sobie ambitne cele, które powinny skutkować szybkim spadkiem zapotrzebowania na to paliwo.
KE, według przedstawiciela kancelarii CMS, powinna rozważyć poluzowanie dotychczasowych ambicji. W przeciwnym razie musi liczyć się z tym, że realizacja tych celów skończy się klęską.
Wśród potencjalnych zmian, zwłaszcza w kontekście transformacji energetycznej takich krajów jak Polska, największe znaczenie miałyby regulacje związane z ciepłownictwem systemowym i indywidualnym ogrzewnictwem, gdyż te dwa sektory są mocno zapóźnione pod względem ograniczania emisji CO2.
Biometan nie chce być łączony z wiatrakami
Jako sposób na zmniejszenie zależności od importowanego gazu, a jednocześnie obniżenie emisji CO2, wskazywane jest wykorzystanie biometanu. Optymistycznie potencjał jego produkcji w Polsce jest szacowany nawet na 8 mld m sześc. rocznie, ale bardziej realistyczne i ekonomicznie uzasadnione wyliczenia są o ponad połowę niższe.
Michał Tarka, dyrektor generalny Polskiej Organizacji Biometanu, przypomniał, że pierwszy impuls dla rozwoju tego rynku w Polsce dała nowelizacja ustawy o OZE z 2023 roku, która wprowadziła m.in. taryfę gwarantowaną dla instalacji o mocy do 1 MW.
Tarka wskazał, że od tego czasu inwestorzy rozpoczęli ponad 120 projektów, a pierwsze z nich są już oddawane do użytku. W efekcie Polska zaczęła nadrabiać zaległości względem innych krajów Europy, gdzie takie inwestycje są już realizowane od wielu lat.
Obecnie branża oczekuje na dalsze losy projektu nowelizacji ustawy o OZE (UD332), czyli tzw. ustawy biometanowej. Przewiduje on wprowadzenie kolejnych przepisów, które mają wesprzeć rozwój rynku biometanu, a wśród nich kluczowy jest system wsparcia dala instalacji powyżej 1 MW – analogiczny dla dotychczasowych aukcji OZE.
Problem w tym, że projekt obejmuje także przepisy dotyczące ułatwień dla inwestycji w energetykę wiatrową. W ten sposób Ministerstwo Klimatu i Środowiska chce doprowadzić do wdrożenia rozwiązań, które znalazły się w zawetowanej przez prezydenta Karola Nawrockiego nowelizacji tzw. ustawy odległościowej.
Ustawa ta miała zmniejszyć minimalną odległość wiatraków od zabudowań z 500 do 700 metrów. W UD332 znalazły się więc tylko rozwiązania dotyczące tzw. permittingu, a pominięto kwestię odległości.
Branża biometanowa obawia się, że projekt UD332 również może zostać zawetowany z uwagi na sceptyczne podejście PiS oraz prezydenta do lądowej energetyki wiatrowej. Z tego powodu, jak wskazał Michał Tarka, Polska Organizacja Biometanu zaapelowała do resortu klimatu o wyłączenie przepisów dotyczących branży biometanowej z UD332 i procedowanie ich w osobnym projekcie, który nie będzie budził politycznych zastrzeżeń.
Tarka podkreślił również, że każdy nowy rynek OZE potrzebuje wsparcia na początkowym etapie rozwoju i dodał, że dotyczy to nie tylko wiatraków czy fotowoltaiki, ale również biometanu. Jednocześnie ocenił, że w przypadku biometanu można oczekiwać znacznie większego zwrotu dla gospodarki z udzielonego wsparcia, biorąc pod uwagę bezpieczeństwo energetyczne, local content oraz zaangażowanie polskiego sektora rolniczego.
Jak zazielenić LNG?
Jacek Nowakowski, wiceprezes Polskiej Platformy LNG i bioLNG, stwierdził, że dzięki dotychczasowym i realizowanym inwestycjom Polska ma szansę stać się wielkim hubem gazowym. O takiej perspektywie pozwala myśleć rozbudowany o trzeci zbiornik terminal LNG w Świnoujściu, trwająca budowa FSRU w Gdańsku i rozważany projekt FSRU 2.
Zdaniem Nowakowskiego biometan może odegrać ważną rolę, aby zapewnić Polsce bezpieczeństwo, gdyż przy realnym potencjalne produkcji 3,6 mld m sześc. rocznie stanowiłby około jednej piątej krajowego zapotrzebowania na gaz.
Pierwsze kroki są stawiane, a wśród nich Nowakowski pozytywnie ocenił m.in. prowadzone przez Gaz-System konsultacje dotyczące pięciu potencjalnych punktów zbiorczych, gdzie biometan byłby zatłaczany do sieci w postaci CNG dostarczonego transportem drogowym. Takie rozwiązanie stanowiłoby alternatywę dla bezpośredniego przyłączenia biometanowni do sieci gazowej.
Kolejny przykład to realizowany przez Orlen projekt LAPIS, przewidujący budowę ogólnopolskiej stacji tankowania bioLNG, zasilanych przez koncern własnym biometanem. Pierwsza stacja ma powstać w Płocku, a kolejne 21 na terenie całej Polski.
Wiceprezes Polskiej Platformy LNG i bioLNG przypomniał również, że trwają prace nad projektem nowelizacji ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych oraz ustawy OZE (UC106). Zakłada ona Narodowy Cel Wskaźnikowy, wynoszący 29% udziału OZE w końcowym zużyciu energii w sektorze transportu do 2030 roku.
– Wierzę, że dzięki dużym graczom, takim jak grupa Orlen, a także takim czynnikom jak NCW, inwestycje w biogazownie, biometanownie i skraplanie biometanu mocno przyspieszą – podkreślił Jacek Nowakowski.
Przytoczył przy tym statystyki, według których w 2025 roku z terminalu LNG w Świnoujściu wyjechało 9 tys. cystern kriogenicznych ze skroplonym gazem, czyli łącznie około 160 tys. ton surowca przeznaczonego dla branży transportowej oraz dla stacji regazyfikacji.
Do tego dochodzi około 60 tys. ton LNG produkowanego w Odolanowie i Grodzisku Wielkopolskim oraz import z krajów ościennych. Łącznie daje to dystrybucję około 300 tys. ton na terenie Polski.
Według Jacka Nowakowskiego ta skala pokazuje, że Polska ma duży potencjał do zastąpienia tego surowca na bioLNG produkowany z krajowego biometanu. Dla przykładu w 2025 roku w Niemczech sprzedano 166 tys. ton bioLNG, co stanowiło 98% LNG dla tamtejszej branży transportowej. Do tego produkowane lokalnie bioLNG – zdaniem Nowakowskiego – jest mniej podatne na cenowe zawirowania na globalnym rynku gazu.
Zobacz również: Czy eldorado dla wielkoskalowych magazynów energii już się skończyło?
