Spis treści
Komisja Europejska rozpoczęła prace nad reformą rynku gazu ziemnego, a ich efekty poznamy najprawdopodobniej już w przyszłym roku. Nowy pakiet legislacyjny ma przede wszystkim dostosować unijny rynek gazu do nowych wyzwań – gaz oraz istniejąca infrastruktura gazowa mają stanowić istotne wsparcie dla stabilnego i bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego opartego w coraz większym stopniu na trudnych do kontrolowania odnawialnych źródłach energii. Tradycyjny gaz ziemny, z kolei, ma być stopniowo zastępowany mniej emisyjnymi źródłami energii, takimi jak biogaz, biometan, biowodów czy gaz syntetyczny. Bez wątpienia nowy pakiet gazowy będzie miał duże znaczenie dla dalszego rozwoju rynku gazu w Polsce oraz stanowi szansę na przyspieszenie transformacji energetycznej kraju.
W grudniu ubiegłego roku zakończyły się negocjacje nad ostatecznym kształtem Pakietu Zimowego („Czysta energia dla wszystkich Europejczyków”). Pakiet składający się z czterech rozporządzeń oraz czterech dyrektyw miał na celu reformę unijnego rynku energii elektrycznej, tak by go dostosować do nowych realiów (m.in. do konieczności integracji rosnącego udziału energii z odnawialnych źródeł, OZE) oraz zapewnić stopniową dekarbonizację systemu energetycznego UE. W trakcie negocjacji uzgodniono nowe cele – do 2030 r. udział odnawialnych źródeł energii w końcowym zużyciu dla całej UE ma wzrosnąć do 32%, emisja gazów cieplarnianych ma zostać zredukowana o co najmniej 40% w porównaniu do roku 1990, efektywność energetyczna ma wzrosnąć do poziomu 32.5%.
W odróżnieniu od trzech pakietów liberalizacyjnych, kiedy dyskusje o koniecznych zmianach na rynku energii elektrycznej i gazu ziemnego toczyły się równolegle, tym razem reformy rynku gazu zostały odłożone w czasie. Pomimo to, w ciągu ostatnich kilku miesięcy gaz ziemny był stale obecny na agendzie unijnych instytucji, przy okazji nowelizacji rozporządzenia o bezpieczeństwie dostaw gazu wprowadzającym unijny mechanizm solidarności energetycznej w sytuacjach kryzysowych; publikacji trzeciej europejskiej listy projektów wspólnego zainteresowania (ang. Projects of Common Interest, PCI). Także ostatnio, w związku z rewizją dyrektywy gazowej, która rozszerza stosowanie prawa UE (w tym także zasad trzeciego pakietu energetycznego) do wszystkich gazociągów łączących państwa trzecie z państwami członkowskimi UE.
Klaus Dieter-Borchardt, zastępca dyrektora generalnego w Dyrekcji Generalnej ds. Energii poinformował, że Komisja rozpoczęła już prace nad nowym pakietem legislacyjnym dotyczącym rynku gazu, który ma zostać przedstawiony w 2020 r. Oznacza to, że pakiet przedstawi Komisja w nowym składzie, która zostanie wyłoniona po majowych wyborach do Parlamentu Europejskiego.
Mimo że propozycję KE poznamy dopiero za kilka miesięcy, prace nad nowym pakiet gazowym na dobre już się rozpoczęły i będzie to jedno z najważniejszych wyzwań stojących przed nowym Komisarzem ds. Energii. Nie bez powodów, ponieważ przesądzi on o roli błękitnego paliwa, które obecnie zaspakaja około jedną czwartą potrzeb energetycznych Europejczyków, w przyszłym miksie energetycznym UE.
Trzy scenariusze dekarbonizacyjne
Na ostatnim spotkaniu Forum Madryckiego w dniach 16-17 października 2018 [Europejskie Forum Regulacyjne, zwane Forum Madryckim, to coroczne spotkania organizowane w celu wymiany poglądów na temat aktualnej sytuacji na rynku gazu w UE, kierunku reform oraz kształtu regulacji; uczestniczą w nich przedstawiciele KE, państw członkowskich, regulatorów oraz przedsiębiorstw z sektora gazownictwa] Komisja Europejska ogłosiła uruchomienie 7 studiów, które mają dać odpowiednią podstawę to podjęcia inicjatywy legislacyjnej. W oparciu o zapowiedzi KE oraz konkluzje Forum, można już stwierdzić w jakim kierunku zmierzają prace.
Po pierwsze, nowy pakiet gazowy ma wzmocnić integrację sektora elektroenergetycznego i gazownictwa. Ta specyficzna symbioza ma umożliwić stabilne i bezpieczne funkcjonowanie systemu elektroenergetycznego opartego w coraz większym stopniu na energii pochodzącej ze źródeł o zmiennej wydajności (ang. variable renewable energy) przy jak najniższych kosztach dla konsumentów energii. Takie łączenie sektorów (ang. sector coupling) umożliwia sezonowe magazynowanie energii OZE i wykorzystanie jej, kiedy popyt na energię rośnie (np. w miesiącach zimowych). Łącznikiem między dwoma sektorami ma być technologia Power-to-Gas (P2G, PtG), umożliwiająca przetworzenie, a następnie transport i zmagazynowanie nadmiaru energii elektrycznej w postaci biowodoru lub syntetycznego metanu.
Po drugie, gaz pochodzący ze źródeł odnawialnych (ang. renewable gas), czyli biowodór, syntetyczny metan oraz biometan produkowany z odpadów organicznych pochodzących np. z rolnictwa czy wysypisk, ma stopniowo zastępować tradycyjny gaz ziemny, co wiąże się z koniecznością reformy rynku gazu np. w zakresie wymagań dotyczących jakości gazu. Scenariusze wykorzystywane przez KE w projekcie długoterminowej strategii niskoemisyjnej wskazują, że osiągnięcie celów gospodarki niskoemisyjnej, czyli redukcja emisji o 80-95% do 2050 r., praktycznie wyklucza możliwość dalszego korzystania z paliw kopalnych, w tym także gazu ziemnego. Wykorzystanie gazu pochodzącego ze źródeł odnawialnych ma zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne UE, poprzez ograniczenie importu surowców energetycznych, umożliwiając korzystanie z rozwiniętej infrastruktury gazowej w perspektywie 2050 r. W przeciwnym razie, wiele projektów infrastrukturalnych, często współfinansowanych ze środków unijnych ze względu na kwestie bezpieczeństwa dostaw, musiałoby się mierzyć z problemem kosztów osieroconych.
Po trzecie, wiele wskazuje na to, że czeka nas w Europie kolejny zwrot w kierunku technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (ang. Carbon Capture Use and Storage, CCUS). Wspomniana długoterminowa strategia niskoemisyjna przedstawiona przez KE w listopadzie ubiegłego roku wskazuje, że pełna elektryfikacja nie jest możliwa we wszystkich sektorach, zwłaszcza w przypadku procesów przemysłowych wymagających wysokich temperatur takich jak produkcja stali. CCUS ma umożliwić eliminowanie emisji gazów cieplarnianych w tych sektorach, w których zastąpienie paliw kopalnych, w tym, gazu ziemnego jest niemożliwe lub nieopłacalne do zrealizowania.
Trzy opisane scenariusze są wobec siebie komplementarne [zob. więcej: M. Olczak, A. Piebalgs, What to expect from 2020 Gas Package, Politics and Governance (ISSN: 2183-2463) 2019, Volume 7, Issue 1.]. Warto więc w tym miejscu zastanowić się jak ich realizacja może wpłynąć na sytuację w Polsce.
Czy Pakiet 2020 może przyspieszyć transformację energetyczną w Polsce?
Polska jest jednym z 17 krajów, które na nieformalnym spotkaniu ministrów energii państw UE podpisały deklarację wspierającą wykorzystanie gazów ze źródeł odnawialnych (biometan, biowodór) w celu dekarbonizacji infrastruktury gazowej. Kilka miesięcy wcześniej, we wrześniu 2018, Polska wraz z 24 innymi państwami członkowskimi podpisała także deklarację wspierającą wykorzystanie wodoru (Hydrogen Initiative). Konieczność dekarbonizacji sektora gazownictwa stanowiłaby duże wyzwanie dla polskiej energetyki, ale także byłaby ogromną szansą na przyspieszenie i tak już spóźnionej transformacji energetycznej.
Rosnący rynek gazu ziemnego w Polsce
Po pierwsze, w przeciwieństwie do prognoz dla krajów Europy Północnej i Zachodniej, w Polsce przewiduje się wzrost popytu na gaz ziemny w dłuższej perspektywie. Jednym z głównych źródeł wzrostu będzie stopniowe odchodzenie od produkcji energii elektrycznej z węgla i zwiększanie udziału OZE oraz gazu ziemnego, zgodnie z projektem „Polityki energetycznej Polski do 2040 roku”.
Co więcej, projekt Ministerstwa Energii zakłada także, że Polska stanie się centrum przesyłu i handlu gazem (ang. gas hub), a prawne infrastrukturalne i handlowe podstawy umożliwiające osiągnięcie tego celu mają być gotowe do końca 2022 r. Należy zaznaczyć, że to czy w Polsce ostatecznie powstanie hub, nie zależy wyłącznie od decyzji polityków. To długi i skomplikowany proces, w którym oprócz odpowiedniej infrastruktury „twardej”, tj. całego systemu gazowniczego, połączeń z państwami sąsiedzkimi i dużego wolumenu obrotu gazem, równie ważny jest docelowy kształt krajowego rynku gazowniczego, najlepiej z wieloma sprzedającymi i odbiorcami gazu. Póki co polski rynek jest zdominowany przez podmioty wchodzące w skład jednej grupy kapitałowej i bez większego otwarcia na konkurencję ze strony innych dostawców nie ma co liczyć na powstanie hubu gazowego w Polsce.
Warto w tym miejscu zaznaczyć, że proces liberalizacji rynku gazu w Polsce jeszcze się w pełni nie zakończył. Ceny gazu dla odbiorców z grupy gospodarstw domowych zostaną uwolnione dopiero od 1 stycznia 2024. Co więcej, Polska nie implementowała jeszcze w pełni rozporządzeń unijnych regulujących funkcjonowanie jednolitego rynku gazu w całej UE, czyli kodeksów sieciowych. Trudności sprawia dostosowanie w zakresie zasad dotyczących bilansowania (BAL NC, w ostatnim raporcie ACER zalecał pełne wdrożenie rozporządzenia, w tym zaprzestanie korzystania ze środków tymczasowych, które nie powinny być stosowane po 16/04/2019) oraz rozporządzenia TAR NC, które zwiększa transparentność procesu ustalania taryf za przesyłanie gazu oraz ujednolica ich struktury w całej UE.
Reforma unijnego rynku gazu w ramach nowego pakietu, który zostanie przedstawiony w 2020 r., będzie miała znaczący wpływ na dalszy rozwój rynku gazu w Polsce oraz na rządowe plany transformacji Polski w centrum przesyłu i handlu gazem.
Dostępność mocy w KSE pod znakiem zapytania
Po drugie, zapewnienie stabilnego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) stanie się coraz większym wyzwaniem. Wg Urzędu Regulacji Energetyki, już w tym roku „mogą wystąpić istotne trudności z zapewnieniem bilansu mocy (dostaw energii do odbiorców bez konieczności wprowadzania ograniczeń) w okresie letnio-jesiennym”. Szacuje się, że w latach 2018-2032, głównie ze względu na niespełnienie norm emisyjnych oraz zużycie techniczne, zostanie wycofanych z eksploatacji 11,8 GW mocy wytwórczych. W analogicznym okresie zostanie oddanych do eksploatacji ponad 11,9 GW nowych mocy wytwórczych, co będzie najprawdopodobniej niewystarczające do pokrycia rosnącego zapotrzebowania na energię elektryczną. Należy podkreślić, że szacunki URE nie uwzględniają importu mocy z zagranicy, inwestycji w nowe moce wytwórcze przez przedsiębiorstwa energetyczne nieobjęte badaniem (np. o mocy zainstalowanej elektrycznej <50 MW), czy planów inwestycyjnych prognozowanych w związku z uruchomieniem rynku mocy.
URE podaje także, że 2/3 nowych mocy wytwórczych będzie pochodzić z energii wiatru (32%) i gazu ziemnego (29%). Turbiny gazowe stanowią bardzo dobre uzupełnienie dla OZE, ze względu na dużą elastyczność funkcjonowania, zapewniając tym samym cenne wsparcie w sytuacji szczytowego zapotrzebowania na energię. Cechują się także stosunkowo niską emisyjnością. Dotychczasowa struktura wytwarzania energii elektrycznej w Polsce charakteryzuje się niską elastycznością, co może stanowić poważną barierę dla dalszego rozwoju energii ze źródeł odnawialnych [zob. G. Wojtkowska-Łodej, A. T. Szablewski, T. Motowidlak, Wybrane problemy zrównoważonego rozwoju elektroenergetyki, Warszawa, 2018, str. 148].
Kolejnym wyzwaniem będzie konieczność rozbudowy sieci elektroenergetycznej, w związku z planami budowy morskich farm wiatrowych zlokalizowanych na północy kraju. Budowie takich farm wiatrowych towarzyszą plany rozbudowy sieci elektroenergetycznych, które byłyby w stanie przyjąć duże ilości prądu z OZE, bez konieczności ograniczania wytwarzanej energii (ang. curtailment) i dalszy jej transport do centrum i na południe kraju, gdzie zlokalizowani są najwięksi odbiorcy energii elektrycznej. Jak pokazuje przykład Niemiec, rozbudowa sieci jest przedsięwzięciem kosztownym i długoterminowym i często wywołuje sprzeciw społeczności lokalnych.
Technologia P2G, umożliwiająca wykorzystanie istniejącej infrastruktury gazowej do transportu i (sezonowego) magazynowania energii elektrycznej w postaci biowodoru lub syntetycznego metanu mogłaby być ciekawą alternatywą. Warto w tym miejscu wspomnieć, że już w 2015, PGE Polska Grupa Energetyczna i Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz-System rozpoczęły prace nad wspólnym projektem P2G.
Polska w pierwszej dziesiątce producentów biogazu w UE
Co istotne, Polska ma już doświadczenie w produkcji biogazu. Według danych EBA (ang. European Biogas Association), w 2017 działały 301 biogazownie, wytwarzające 2,659 GWh energii. Co więcej, według analiz EurObserv’ER za 2016 rok, Polska zajmowała 8 miejsce w UE pod względem produkcji energii pierwotnej z biogazu, 6 miejsce pod względem produkcji energii elektrycznej i 8 miejsce pod względem produkcji ciepła z biogazu. Szereg krajów mniejszych od Polski zajmuje wyższe pozycje, np. Czechy wyprodukowały o ponad 1,5 TWh więcej energii elektrycznej z biogazu niż Polska. Pod względem produkcji ciepła Polskę wyprzedzają takie kraje jak: Dania, Łotwa i Czechy.
Oznacza to, że potencjał w zakresie produkcji gazu ze źródeł odnawialnych nie jest w pełni wykorzystywany w Polsce. Naukowcy z Uniwersytetu Przyrodniczego w Poznaniu szacują, że rocznie można produkować nawet 13,5 mld m3 biogazu, w tym 7,8 mld m3 biometanu. Oznacza to, że biometan mógłby zaspokoić prawie połowę obecnego popytu na gaz w Polsce, zmniejszając tym samym konieczność importu tego surowca i zwiększając bezpieczeństwo energetyczne kraju, które jest jednych z priorytetów polityki energetycznej rządu.
Poza zwiększeniem podaży energii, wykorzystywanie gazu odnawialnego mogłoby mieć pozytywny wpływ na realizację zobowiązań w zakresie celów polityki klimatyczno-energetycznej. Według danych Europejskiej Agencji Środowiska udział OZE w konsumpcji energii w Polsce w 2016 r. wyniósł 11,29%, przy celu na rok 2020 wynoszącym 15%. Dynamika przyrostu OZE w ostatnich latach była niska, co rodzi obawy, że Polska nie wywiąże się z unijnych zobowiązań w zakresie produkcji energii odnawialnej do roku 2020. W takiej sytuacji Polska będzie zmuszona dokonać tzw. transferu statystycznego z państw, które przekroczyły swój cel. Cena takiego transferu szacowana jest na około 6ct/kWh, czyli 250 PLN/MWh [zob. W. Gostomczyk, Stan i perspektywy rozwoju rynku biogazu w UE I Polsce – ujęcie ekonomiczne. Zeszyty Naukowe SGGW w Warszawie. Problemy Rolnictwa Światowego tom 17 (XXXII), zeszyt 2, 2017: 48 – 64, str. 63.].
Te pieniądze zamiast trafiać np. do budżetów krajów skandynawskich, które osiągnęły już swoje cele OZE, mogłyby zostać wydane na wsparcie krajowych producentów czystej energii. Dobrym przykładem są biogazownie wykorzystujące odpady z branży żywnościowej i przetwórstwa surowców organicznych, a także gaz wysypiskowy i gaz z osadów ściekowych do produkcji biogazu i biometanu, który może być wtłaczany do sieci gazowej jako substytut tradycyjnego gazu ziemnego.
Rekomendacje
Ze względu na dotychczasowe opóźnienia w procesie modernizacji i transformacji energetycznej, w najbliższych latach Polska stanie przed wieloma wyzwaniami: wywiązywanie się z coraz bardziej ambitnych zobowiązań unijnych w zakresie celów polityki klimatyczno-energetycznej, stabilne funkcjonowanie krajowego systemu elektroenergetycznego w obliczu wycofywania starych i wysokoemisyjnych bloków węglowych, konieczność integracji rosnącego udziału energii z farm morskich i rozbudowa systemu elektroenergetycznego oraz zakończenie procesu liberalizacji rynku gazu i pełne wdrożenie przepisów unijnych w tym zakresie.
Dlatego warto już teraz zainicjować debatę publiczną na temat roli gazu, także tego z odnawialnych źródeł (biogaz, biometan, biowodór) w systemie energetycznym Polski w obliczu nowego pakietu gazowego. Jest wiele obszarów, które wymagają dalszych badań: potencjał i koszty produkcji biogazu, biometanu i biowodoru w Polsce; istniejące bariery prawno-regulacyjne ograniczające wzrost udziału gazu ze źródeł odnawialnych, czy maksymalny dopuszczalny poziom koncentracji wodoru w krajowym systemie przesyłowym i dystrybucyjnym bez szkody dla sprawnego funkcjonowania systemu gazowego.
Ministerstwo Energii mogłoby także rozważyć przyjęcie oddzielnej strategii dla sektora gazu w Polsce. Co prawda projekt PEP wyznacza główne kierunki rozwoju także rynku gazu ziemnego, ale skupia się przede wszystkim na wymiarze zewnętrznym polityki energetycznej, a brakuje szczegółowych informacji dotyczących kierunku reform krajowego rynku gazu – dokończenia procesu liberalizacji, pełnego wdrożenia unijnego prawodawstwa. Taka strategia dałaby tym samym większą pewność dla podmiotów działających na rynku, producentów biogazu/biometanu i konsumentów gazu. Wiele wskazuje na to, że będzie to coraz liczniejsza grupa.
Maria Olczak is Research Associate at the Florence School of Regulation Gas Area. Before that, Maria was working as a Policy and Communications Assistant at the European LPG Association in Brussels. She holds an MA in European Studies from the University of Warsaw and an MA in European Interdisciplinary Studies from the College of Europe. Maria was involved in the preparations to and proceedings of the UN Climate Change Conference as member of the COP19/CMP9 Presidency Team.
