Spis treści
Jak wyliczyła Międzynarodowa Agencja Energetyczna, unijne zapotrzebowanie na gaz spadło w 2022 r. o 55 mld m sześc., czyli o 13 proc., co było największym spadkiem w historii UE.
Z jednej strony to efekt wysokich cen, który spowodował duży spadek zużycia – zwłaszcza ze strony przemysłu energochłonnego, ale też innych przedsiębiorstw oraz gospodarstw domowych. Natomiast z drugiej strony swoje zrobiło unijne rozporządzenie oraz działania władz niektórych państw, dotyczące oszczędzania gazu.
Jedynym sektorem, który zanotował wzrost zapotrzebowania na gaz była energetyka. Opalane tym paliwem elektrownie musiały m.in. wypełnić lukę mocy podczas postoju dużej części francuskich bloków jądrowych. Również hydroenergetyka – dotknięta suszą w wielu krajach – wymusiła zwiększenie obciążenia w blokach gazowych. Zbiegło się to w czasie z rekordowymi notowaniami gazu, co pompowało ceny energii elektrycznej.
To jeszcze nie koniec kryzysu
UE w wiosnę weszła z rekordowo wysokimi poziomem wypełnienia magazynów gazu. Na początku kwietnia średnia dla całej Unii wynosiła blisko 56 proc. Dla porównania rok wcześniej było to zaledwie 26 proc. To oczywiście sprawia, że w miarę optymistycznie wygląda kwestia zgromadzenia zapasów przed kolejną zimą.
Jednocześnie nie jest tak, że kryzys energetyczny można już odwołać. Wręcz przeciwnie, co pokazuje postawa Niemiec, które muszą się odnaleźć w rzeczywistości pozbawionej dostaw taniego surowca z Rosji.
Pod koniec marca Klaus Müller, szef BNetzA (Federalna Agencja ds. Sieci), podkreślił w rozmowie z dziennikiem „Financial Times”, że firmy i gospodarstwa domowe będą musiały jeszcze bardziej ograniczyć zużycie gazu, jeśli Niemcy chcą uniknąć kryzysu energetycznego następnej zimy. Nie musi być ona bowiem tak łagodna, jak ta miniona.
– Niebezpieczeństwo niedoboru gazu wciąż istnieje. Dużo zależy od tego, czy nadal będziemy ograniczać zużycie gazu i zapewnimy dywersyfikację dostaw do Niemiec – wskazał Müller.
Z kolei Reuters dotarł do planów niemieckiego rządu, które przewidują wprowadzenie przepisów zobowiązujących sektory prywatny i publiczny do ograniczenia do 2030 r. zużycia energii o 26,5 proc. względem roku 2008. Firmy, które zużywają określoną ilość energii, będą zobowiązane do stosowania „systemów zarządzania energią” w celu długoterminowego planowania jej zużycia.
Ostrożność i oszczędzanie jest wskazane, bo może zaostrzyć się konkurencja o ograniczone ilości LNG na rynkach światowych. Jak komentowała Agata Łoskot-Strachota z Ośrodka Studiów Wschodnich, prawdopodobnie przyczyni się do tego m.in. popandemiczne ożywienie gospodarcze w Chinach.
– Wszystko wskazuje na to, że do UE popłyną w 2023 r. znacznie niższe niż w 2022 r. ilości gazu z Rosji. Do końca kwietnia ubiegłego roku rosyjski surowiec był wysyłany na rynek europejski zgodnie z warunkami długoterminowych kontraktów – wskazała Łoskot-Strachota.
Dlatego też miesiąc temu Komisja Europejska zaproponowała przedłużenie do końca marca 2024 r. nadzwyczajnego rozporządzenia ws. skoordynowanego ograniczania zużycia gazu w UE o 15 proc.
Gaz znów zaczyna się opłacać
Jak na razie ceny gazu wróciły do w miarę przystępnych poziomów 40-50 euro za MWh wobec rekordowych ok. 340 euro w sierpniu 2022 r. Trzeba jednak pamiętać, że to i tak 2-3-krotnie więcej niż przed pandemią.
Niemniej sprawia to, że produkcja z niego energii elektrycznej staje się ekonomicznie uzasadniona. Zwłaszcza przy cenach węgla, które pozostały na podwyższonym poziomie oraz koszcie uprawnień do emisji CO2, poruszających się na bardzo wysokim pułapie 90-100 euro za tonę.
W ubiegłym roku węgiel był bardziej konkurencyjny i dostępny względem gazu, więc choćby dlatego Niemcy postanowili postawić w stan gotowości elektrownie węglowe, aby nimi bilansować zapotrzebowanie na moc w systemie elektroenergetycznym. Tak, aby zabezpieczyć branże przemysłu, które nie są w stanie obejść się bez błękitnego paliwa, a także zdominowane przez gaz ogrzewanie niemieckich domów.
Zobacz więcej: Niemcy myślą jak zaoszczędzić gaz. Elektrownie węglowe i olejowe chwilowo wracają do łask
Oczywiście skala tych problemów byłaby mniejsza, gdyby nie przedwczesne zakończenie eksploatacji elektrowni jądrowych. W efekcie udział węgla w produkcji energii wzrósł w ubiegłym roku do ponad 33 proc. – o 3 pkt. procentowe, co szkodzi klimatycznym ambicjom Berlina.
Jak na razie analitycy S&P Global spodziewają się, że w tym roku energetyka w Europie Zachodniej zwiększy zużycie gazu, za czym przemawiają nie tylko wskazane wcześniej kwestie ekonomiczne, a też chęć poprawy statystyk związanych poziomem emisji CO2 i szerzej polityką klimatyczną.
Ponadto utrzymujący się niski poziom rzek może latem oznaczać powtórkę z ubiegłorocznych problemów z dostawą węgla do elektrowni opalanych tym paliwem. Tego typu jednostki potrzebują też dużych ilości wody do chłodzenia.
Atomu brak, stabilizacji również
Niemcy chcą oszczędzać gaz, ale w energetyce nie będzie to łatwe biorąc pod uwagę duży przyrost niestabilnych źródeł OZE w połączeniu z odejściem od energetyki jądrowej.
W opublikowanej na początku marca analizie firmy McKinsey oszacowano, że bez nowych elektrowni gazowych o mocy 30 GW Niemcy nie poradzą sobie w okresach szczytowego zapotrzebowania na energię przy coraz mocniej elektryfikującej się gospodarce. Ponadto potrzebne są inwestycje w magazyny energii, usługi DSR (jednostki redukcji zapotrzebowania) oraz rozważenie wydłużenie życia bloków energetycznych opalanych węglem.
W umowie koalicyjnej SDP, Zielonych oraz FDP stwierdzono, że transformacja energetyczna wymaga budowy nowych bloków gazowych, ale w taki sposób, aby w przyszłości mogłyby zostać przestawione na spalanie wodoru.
Tuż po raporcie McKinseya kanclerz Olaf Scholz zapowiedział budowę 17-19 GW w gazie, zastrzegając przy tym, że w przyszłości będą one mogły być zasilane wodorem.
Parę dni później przelicytował go Robert Habeck, wicekanclerz oraz minister gospodarki i klimatu, mówiąc o 25 GW do 2030 r., które mają powstać dzięki mechanizmom wsparcia. Jak na polityka Zielonych przystało, mocno podkreślił też, że gaz zostanie w nich zastąpiony wodorem tak szybko, jak tylko będzie to możliwe.
Atrakcyjne i nowe elektrownie gazowe
Jeśli przeanalizujemy plany firm, to widać, że apetyt na elektrownie gazowe nie maleje. Oprócz budowanej przez PGE Dolnej Odry, mają powstać elektrownie w Grudziądzu, Ostrołęce, Adamowie, Rybniku oraz Kozienicach. Wszystkie planowane są przez firmy państwowe, tylko jeden – w Adamowie – to inwestycja ZE PAK, kontrolowanego przez Zygmunta Solorza. W sumie na razie w rynku mocy zakontraktowano ponad 4 GW elektrowni gazowych. Do tego dochodzą jeszcze elektrociepłownie.
Rodząca się w rządowych bólach nowa Polityka Energetyczna Państwa do 2040 (PEP2040) zakłada, że w naszym kraju rola gazu w energetyce ma się zmniejszyć w porównaniu do poprzednich założeń. W dokumencie przyjętym przed wojną założono, że 8,1 GW w źródłach gazowych będzie już w 2030 r. produkować aż 52 TWh prądu. Gazówki awansowałaby tym samym do rangi najważniejszego źródła energii elektrycznej (łącznie z elektrociepłowniami ok. 30 proc.). Miały to osiągnąć nie tyle dzięki wzrostowi mocy, lecz bardzo wysokim wskaźnikom produkcji – gazówki chodziłyby w takiej sytuacji ponad 7 tys. godzin w roku.
Nowy projekt PEP2040 mocno przyciął te plany. Wprawdzie liczba gazowych gigawatów nawet się zwiększa do 13 GW, ale produkcja źródeł gazowych spada do 29 TWh w 2030 r. co oznacza, że pracują już mniej niż 2,5 tys. godzin. Zużyją więc znacznie mniej gazu. Dlaczego? W dokumencie możemy tylko przeczytać, że „dążyć się będzie do redukcji wzrostu zapotrzebowania na gaz ziemny, aby nie uzależniać się od dostaw tego surowca”.
Przypomnijmy, że w najnowszej wersji PEP2040 najważniejszym źródłem prądu już w 2030 r. będą OZE – wyprodukują aż 93 TWh i to założenie jest całkiem realistyczne. Nie wiadomo za to kto wybuduje nowe, jeszcze nieplanowane jednostki gazowe, o których mówi projekt PEP2040. W sumie mamy dojść do 10 GW, nie licząc elektrociepłowni. Być może powstanie coś w Kozienicach, na terenie należącej do Enei węglówki. Ale poza tym przynajmniej na razie nasze czempiony wyczerpały swoje gazowe ambicje.
Czy gaz da zarobić?
O konkurencyjności bloków węglowych względem gazowych na unijnym rynku decydują tzw. spready, czyli różnice pomiędzy cenami gazu i węgla. Ale znaczenie ma także cena uprawnień do emisji CO2 – bloki gazowe emitują dwukrotnie mniej CO2. Kiedy pod koniec ubiegłego roku ceny gazu urosły do nienotowanych poziomów 300 euro za MWh, to elektrownie gazowe oszczędzały drogi gaz. Na ich miejsce wchodziły węglówki.
Dziś ceny gazu utrzymują się w granicach 40-50 euro za MWh, ceny CO2 są ciągle wysokie – bliskie 100 euro za tonę. Węgiel trochę potaniał ale wciąż dużo droższy niż przed wojną. Czy więc w 2030 r. węglówki wyprodukują więcej niż gazówki, jak chciałby rząd, czy też będzie odwrotnie? Tego nie da się przewidzieć, bo o tym zdecyduje rynek.
Jak to się wszystko ma do rentowności elektrowni gazowych? Wbrew pozorom ich perspektywy wyglądają całkiem nieźle. Korzystają z coraz wyższych cen na rynku mocy (wzrosły dwukrotnie w ciągu czterech lat) i mają znacznie niższe koszty stałe niż węglówki. W elektrowni gazowej o mocy 500 MW może pracować kilkadziesiąt osób, a w węglówce o porównywalnej mocy kilkuset ludzi (w polskich warunkach nawet więcej). W dodatku odpadają koszty remontów, które w przypadku węglówek są niezbędne i pochłaniają sporo pieniędzy.
Gazówki powinny zarabiać też na różnicach w cenach prądu w godzinach szczytowych, kiedy energia jest najdroższa. To wymagać będzie reformy rynku energii, która teoretycznie miała zostać uruchomiona w 2021 r., ale może ruszy w 2024 r.
Najważniejsze pytanie jednak brzmi: czy i kiedy UE przykręci śrubę gazówkom na tyle, że i ich produkcja będzie nieopłacalna oraz czy wystarczy gazu oraz ile będzie on kosztował. Ceny i regulacji prawnych oczywiście przewidzieć się nie da. A dostępność paliwa? W tej kwestii kilka można już co nieco powiedzieć.
Polska gazu się nie boi
Najlepszą formą zabezpieczenia sobie dostaw gazu po przewidywalnych cenach są kontrakty długoterminowe. Przed wojną Komisja Europejska była jednak bardzo niechętna kontraktom długoterminowym – twierdziła, że są szkodliwe dla rynku, bo często zawierają różne antykonkurencyjne klauzule. Stąd w unijnym prawie znalazł się np. przepis dający KE wgląd do projektów umów międzyrządowych w kwestii dostaw surowców.
Szerokim echem odbiła się postępowanie Brukseli przeciw Gazpromowi, zakończone w 2018 r. Mało kto pamięta, że podobne grzeszki Bruksela zarzuciła w 2018 r. także Qatar Petroleum, ale w sierpniu 2022 r. postępowanie zostało umorzone, bez wielkiego rozgłosu oraz prawnego uzasadnienia.
Mimo to europejskie firmy podchodzą do długoterminowych kontraktów jak pies do jeża. W 2022 głośno było o kontrakcie zawartym przez Niemcy z Qatar Gas i amerykańskim Conoco Philips. Umowa została zawarta na 15 lat, ale dotyczy zaledwie 2,6 mld m sześc.. To 6 proc. tego, co Niemcy importowali z Rosji w 2021 r. Charakterystyczne, że dostawcą gazu będzie amerykańska firma – żaden z niemieckich gigantów, takich jak EON czy RWE, nie chciał się zobowiązać na tak długo, bo nie ma gwarancji czy ten gaz da się sprzedać za kilka lat.
Tu dochodzimy bowiem do kolejnej zagwozdki: czy i kiedy UE w ramach polityki dekarbonizacji przykręci śrubę elektrowniom gazowym na tyle, że i ich produkcja będzie nieopłacalna. W grę wchodzą standardy emisyjne i wysokie ceny CO2.
– Europejscy klienci boją się, że rządy powiedzą im, iż nie mogą kupować gazu za 15 czy 20 lat – wyjaśniał w lutym w rozmowie z „Financial Times” Nick Dell’Osso, szef Chesapeake Energy, jednej z największych łupkowych firm w USA. – Mamy klincz – skwitował.
Amerykanie potrzebują kontraktów długoterminowych, bo na ich podstawie finansują budowę nowych terminali do eksportu LNG – bez takich umów banki nie pożyczą pieniędzy. Indagowany przez Reutersa anonimowy przedstawiciel branży gazowej stwierdził, że istnieje „rozbieżność” pomiędzy potrzebami europejskich firm a przekazem jaki dostają od swoich rządów. Firmy boją się, że jeśli polityka klimatyczna UE zaostrzy się, to zostaną z kontraktami długoterminowymi i gazem, którego nie sprzedadzą w Europie. Wolą więc kupować na spocie, co sprawia, że rynek jest bardziej podatny na wahania koniunktury.
Niektórzy eksperci uważają, że UE strzela sobie w stopę, eliminując kontrakty długoterminowe. Morten Frisch, założyciel jednej z najbardziej znanych na rynku LNG firm konsultingowych przekonywał w rozmowie z dziennikarzem Reutersa, że najlepszą strategią jest zabezpieczenie 70-75 proc. gazu w takim kontrakcie. Jego zdaniem rachuby, że wodór zastąpi gaz w roku 2030 są złudne.
Tymczasem Polska nie miała i nadal nie ma żadnych problemów z zawieraniem długoterminowych kontraktów. PKN Orlen po przejęciu PGNiG „odziedziczył” długoterminowy kontrakt z Katarem (ok. 2,5 mld m3/rok) i amerykańskim Cheniere (ok. 2 mld m3/rok) Venture Capital (w sumie 7 mld m3/rok) oraz Sempra (1,5 mld m3/rok), przy czym terminal w Plaquemines w Luizjanie, z którego powinien popłynąć, dopiero ma być zbudowany. Do tego dochodzi kontrakt z norweskim Equinorem (2,4 mld m3/rok) oraz duńskim Orstedem (1 mld m3/rok) – ten ostatni jednak tylko na sześć lat. W sumie daje to ponad 16 mld m3, plus 4 mld m3 krajowego wydobycia.
Jak widać, teoretycznie pokrywa to krajowe zapotrzebowanie. Zwłaszcza, że prognozy Gaz-Systemu w kwestii zapotrzebowania na gaz dla energetyki mogą okazać się nieaktualne – jeśli będzie on drogi, elektrownie będą go oszczędzać.
Nie znamy przyszłych cen gazu oraz tempa transformacji, a wielką niewiadomą jest zwłaszcza rola wodoru. Czy rzeczywiście wodór będzie stopniowo zastępował „błękitne paliwo” w elektrowniach gazowych? O tym napiszemy już wkrótce.
Zobacz też: Szybkie, ale wolniejsze pożegnanie z węglem. Co tam panie w PEP 2040
