Węgiel w odwrocie. Nadchodzi era gazu

Źródła wytwórcze wykorzystujące gaz ziemny odpowiadają w Polsce jedynie za 3 proc. produkcji energii elektrycznej i zużywają około 1 mld m sześc. gazu rocznie. To niewiele, bo oznacza to, że na energetykę przypada tylko 7 proc. krajowego zużycia gazu ziemnego. Według raportu "Sektor gazowy a energetyka", opracowanego przez PwC i bank ING, niski udział gazu w strukturze paliwowej polskiej energetyki jest konsekwencją braku uzasadnienia ekonomicznego dla budowy jednostek gazowych w naszym kraju w przeszłości. Wysokie ceny gazu, w porównaniu z cenami węgla, oraz nieznaczne koszty emisji CO2 jeszcze kilka lat temu zniechęcały przedsiębiorstwa energetyczne do przestawienia się na gaz i zachęcały do budowy jednostek bazujących na węglu. Jak podkreśla Piotr Łuba, lider Grupy Energetycznej PwC, w ostatnim czasie klimat inwestycyjny wydaje się jednak sprzyjać energetyce opartej na tzw. błękitnym paliwie. Według ekspertów gazowej ofensywie w energetyce sprzyja ponadto dynamiczny rozwój odnawialnych źródeł energii. Gazówki mają za zadanie uzupełniać systemowo uzależnione od kaprysów pogody elektrownie wiatrowe, których mamy dziś już blisko 2,5 tys. MW oraz solarne, na rozwój których bardzo w najbliższych latach liczymy.

Gazowy boom w energetyce

W porównaniu ze źródłami węglowymi jednostki gazowe mają wiele zalet, które decydują o ich atrakcyjności inwestycyjnej. Należą do nich m.in. relatywnie niskie koszty inwestycyjne, krótki czas budowy oraz duża elastyczność w eksploatacji. Nie powinno więc dziwić, że w ciągu paru ostatnich lat wiele przedsiębiorstw energetycznych i spółek z branży zadeklarowało chęć budowy nowych elektrowni bądź elektrociepłowni zasilanych właśnie gazem. - Z deklaracji firm wynika, że w najbliższej dekadzie gaz może odgrywać coraz istotniejszą rolę w rozwoju naszego sektora elektroenergetycznego, a paliwo to będzie głównym motorem wzrostu mocy wytwórczych - potwierdza Przemysław Staranowicz, dyrektor zarządzający ING Banku Śląskiego.

W zeszłym roku rozpoczęła się budowa bloku energetycznego o mocy 450 MW w Stalowej Woli. Elektrociepłownię o wartości 1,6 mld zł wspólnymi siłami postawią PGNiG oraz Tauron. Blok gazowo-parowy będzie największą i najnowocześniejszą tego typu jednostką w Polsce. Partnerzy szacują, że będzie wytwarzał rocznie około 3500 GWh energii elektrycznej, czyli ok. 2,5 proc. krajowej produkcji, zużywając 540 mln m sześc. gazu. Oprócz energii siłownia będzie produkowała także ciepło w postaci wody na potrzeby komunalne i pary technologicznej dla pobliskich zakładów przemysłowych.

Elektrociepłownia w Stalowej Woli to jeden z priorytetów polskiej energetyki do 2020 r. Na topliście znajdują się jeszcze inne gazowe projekty: Włocławek (projekt Orlenu), Blachownia (Tauron-KGHM), Puławy (Azoty-PGE), Bydgoszcz (PGE) oraz kilka mniejszych (Gorzów, Pomorzany, Katowice).

Blok gazowy we Włocławku ma mieć moc 460 MW i kosztować 1,3 mld zł. W tym roku ma być podpisany również kontrakt na budowę elektrowni Puławy. Dwa bloki o łącznej mocy 800-900 MW mają kosztować około 3,2 mld zł. Uruchomienie siłowni przewidywane jest na 2017 r., a rozpoczęcie pracy na początek 2018 r. Także w 2018 roku ma ruszyć dwa razy mniejsza elektrociepłownia - w Bydgoszczy. Rozstrzygnięcie przetargu zaplanowano na rok 2014 r. Do tego dochodzi elektrownia Blachownia o mocy 850 MW. W sumie do roku 2018 inwestorzy chcą zrealizować aż 4,6 tys. MW nowych mocy opartych na gazie.

Łupkowe nadzieje

Dziś gazówki to przede wszystkim niewielkie elektrociepłownie. W całej Polsce takich siłowni wytwarzających jednocześnie ciepło i elektryczność o mocy powyżej 10 MW jest zaledwie dziewięć. Ale rola gazu w polskiej energetyce będzie rosła. Trend już jest widoczny. Z raportu PwC i ING wynika, że udział źródeł gazowych w planach inwestycyjnych koncernów energetycznych w Polsce stanowi już 37 proc., podczas gdy w 2008 r. było to zaledwie 16 proc. Potwierdza to inny raport - banku DnB Nord i Deloitte - "Kierunki 2013. Pozytywne szoki gospodarcze?" Wynika z niego, że obecnie istnieje wiele projektów w branży nie tylko energetycznej, ale także chemicznej i rafineryjnej, zakładających budowę mocy wytwórczych w oparciu o gaz, kreujących popyt na dodatkowe 8-12 mld m sześc. rocznie.

Rząd liczy, że paliwo dla energetyki zapewnią rodzime złoża, w tym gazu łupkowego. Wydobycie niekonwencjonalnego surowca pozwoliłoby nam spalać w nowych blokach paliwo tańsze od tego importowanego dziś z Rosji. Problem w tym, że dziś nie wiadomo, jaką rolę w rozwoju energetyki będzie pełnił ten niekonwencjonalny surowiec. Nadal nie mamy wiarygodnych danych o jego zasobach, nie mamy też pewności, czy jego wydobycie będzie opłacalne. Analitycy apelują więc, by z jednej strony już dzisiaj nie przekreślać nadziei związanej z tym surowcem, a z drugiej - nie szukać w nim jedynej recepty na energetyczny kryzys. Na razie wywiercono tylko 44 otwory, a kolejne trzy są w trakcie wierceń. Aby móc ocenić perspektywy wydobycia, trzeba wykonać ich minimum 200. Jeśli potwierdzą się scenariusze uznawane przez Państwowy Instytut Geologiczny za najbardziej prawdopodobne (tj. 346-768 mld m sześc.), gaz w ciągu dekady mógłby zdominować energetykę. Według szacunków Deloitte w 2015 r. możliwe będzie wydobycie gazu z łupków na poziomie 0,1-0,4 mld m sześc. rocznie, a w 2020 r. - 0,8-3 mld m sześc. Dla porównania CASE spodziewa się produkcji rzędu 60 mln m sześc. w 2015 roku i 2,2-2,6 mld m sześc. w roku 2020.

Gazowe projekty w energetyce obarczone są dzisiaj jednak także sporym ryzykiem. Do budowania bloków opalanych błękitnym paliwem na szeroką skalę nie skłania niska cena uprawnień do emisji CO2. Bo choć wybudowanie elektrowni gazowej jest szybsze i tańsze od węglowej, to już porównanie opłacalności produkcji energii wypada zdecydowanie na korzyść tego drugiego. Instytut Studiów Energetycznych wyliczył, że przy obecnej niskiej cenie węgla opłacalność substytucji go gazem będzie miała miejsce dopiero po spadku cen gazu dla przemysłu o ponad 1/3, a dla dużych klientów (taryfa E4) o ponad 10 proc. Analitycy zakładają, że opłacalność gazu ziemnego wysokometanowego, przy jego cenie 366 dol. za 1000 m sześc., można osiągnąć, gdy koszt emisji CO2 (jednostka EUA) jest na poziomie 14 euro za tonę. Tymczasem - według DM Consus - wartość EUA w I półroczu 2013 r. może wynieść 4,54 euro, zaś średnia cena w 2014 roku - około 5,24 euro.

@RY1@i02/2013/101/i02.2013.101.00000100a.803.jpg@RY2@

Gaz paliwem przyszłości dla energetyki

Michał Duszczyk

michal.duszczyk@infor.pl

@RY1@i02/2013/101/i02.2013.101.00000100a.804.jpg@RY2@