Grupa ENERGA na rynku gazu w Polsce
Wersja do druku >W Polsce nastąpi szybki rozwój energetyki na bazie gazu. Coraz więcej firm planuje budowę elektrowni na gaz. W sumie ich moc wyniesie od 2 do 3 tys. MW. Jeśli powstaną, będą zużywać rocznie 4 mld m sześc. gazu. Choć jego udział w zaspokajaniu popytu krajowego na energię będzie wzrastać, nie powinno nam go zabraknąć.
Gaz jako paliwo emituje o połowę mniej CO2 niż węgiel. Po 2020 r., kiedy wszystkie polskie elektrownie będą kupować prawa do emisji dwutlenku węgla na aukcjach, może się okazać, że prąd z gazu będzie tańszy niż uzyskiwany z węgla.
Urząd Regulacji Energetyki ocenia, że udział gazu ziemnego w ogólnym zużyciu energii utrzyma się na poziomie 15%. Jednak według ekspertyzy Ernst & Young, do 2020 r. jego konsumpcja wzrośnie w Polsce z ok. 14 mld m sześć. obecnie do 22 mld m sześc. Do 2015 roku PGNiG SA – główny gracz na naszym rynku - planuje zwiększenie sprzedaży gazu ziemnego do poziomu 18 mld m sześć.
Planowany rozwój elektrowni systemowych – węglowych i jądrowych - w rejonie północnej Polski i w pasie przygranicznym uzasadnia budowę elektrowni gazowej, która pozwoliłaby na wyrównywanie krótkookresowych wahań zapotrzebowania na energię. Elektrownie atomowe mają powstać w Żarnowcu, obwodzie kaliningradzkim (Rosja) oraz na Białorusi, ta ostatnia będzie usytuowana w pobliżu Ostrowca, w graniczącym z Polską obwodzie grodzieńskim. Grupa ENERGA planuje budowę dużej elektrowni gazowej o mocy ok. 800 MW na północy Polski i bloku o mocy 1000 MW w Elektrowni Ostrołęka.
Trzeba nam więcej gazu
Mimo że w Polsce regulacje prawne sprzyjają konkurencji między poszczególnymi podmiotami, to rozwija się ona niezbyt dynamicznie. Decydujące są dostępność do źródeł gazu, konieczność zawierania kontraktów długoterminowych na jego dostawy, ograniczona możliwość budowy gazociągów. Na polskim rynku dominuje grupa kapitałowa PGNiG S.A., której udział w różnych rodzajach działalności wynosi 97-100%. Poza nią działa ok. 30 innych niedużych niezależnych podmiotów zajmujących się dystrybucją i sprzedażą gazu.
Od kilku lat wydobycie krajowe jest realizowany na poziomie 4,1 - 4,3 mld m sześc. rocznie. W najbliższych latach PGNiG SA planuje zwiększenie wydobycia do ok. 6,2 mld m sześc. (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). W kolejnych latach krajowe zdolności wydobywcze mają się zwiększyć do ok. 4,5 mld m sześc. W 2011 roku rozpocznie się wydobywanie gazu ziemnego i ropy naftowej z zagranicznych złóż (docelowo po roku 2015 minimum 1,5 mld m sześc. gazu rocznie ma pochodzić z tzw. „equity gas" na norweskim szelfie kontynentalnym). Prowadzone są także prace w Danii, Norwegii czy krajach Północnej Afryki.
PGNiG planuje powiększanie pojemności magazynowych gazu ziemnego wysokometanowego do ok. 3,8 mld m sześc. w 2015 roku. Ponadto spółka zakłada utrzymanie współczynnika odnawialności zasobów na minimalnym poziomie 1,1 w okresie 5 lat oraz obszarów koncesyjnych w kraju na poziomie minimum 45-50 tys. km kwadratowych. W perspektywie najbliższych lat zwiększą się możliwości techniczne zakupu gazu z importu dzięki rozwojowi infrastruktury. Ułatwi to zawieranie bezpośrednich umów z dostawcami.
Import gazu ziemnego do Polski wynosi ok. 10 mld m sześc. rocznie. Dostawy realizowane są głównie z Rosji (poprzez gazociąg jamalski oraz połączenia międzysystemowe z Białorusią i Ukrainą) oraz Niemiec (połączenie międzysystemowe w Lasowie). Niewielkie ilości gazu importowane są z Republiki Czech oraz Ukrainy. Na początku lutego 2010 r. zarząd i rada nadzorcza PGNiG zaakceptowały porozumienie z Gazpromem Export w sprawie dostaw, tranzytu i pięcioletniego upustu na cenę gazu dla Polski. Porozumienie przewiduje m.in., że do 31 grudnia 2037 r. dostawy zostaną zwiększone do 10,3 mld m sześc. gazu rocznie.
Siatka gazowych arterii
W Polsce prowadzonych jest obecnie kilka projektów związanych z budową połączeń międzysystemowych, pozwalających na zwiększenie importu gazu ziemnego do Polski, uzyskanie dostępu do rynku spotowego lub międzynarodowych hubów zajmujących się handlem tym paliwem. Do 2014 roku pozwolą one zwiększyć import o ok. 3 mld m sześć. rocznie, a w dalszej perspektywie dodatkowo o 5-8 mld m sześć. rocznie.
Jesienią ubiegłego roku Operator Gazociągów Przesyłowych Gaz System rozpoczął budowę polskiego odcinka gazociągu Polska-Czechy. Połączenie to umożliwi od 2011 r. sprowadzanie do Polski 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie. Projekt realizowany jest z czeskim operatorem systemu przesyłowego RWE Transgas Net. Po polskiej stronie zostanie wybudowany gazociąg o długości ok. 20 km, który będzie przebiegał przez gminy Cieszyn, Haźlach, Dębowiec i Skoczów. Po stronie czeskiej powstanie gazociąg o długości ponad 10 km. W ubiegłym roku zostały podpisane z trzema firmami umowy przesyłowe na transport gazu tym połączeniem. Wartość dofinansowania na ten projekt z Recovery Plan przyznanego przez Komisję Europejską wynosi 10,5 mln euro.
Rozbudowywany jest system gazociągów na Dolnym Śląsku, aby umożliwić odbiór większych ilości gazu przez istniejący już punkt w Lasowie na granicy polsko-niemieckiej. Projekt będzie zakończony w 2011 roku i zwiększy możliwość przesyłu o 0,5 mld m sześc. rocznie. Na Dolnym Śląsku zostaną zbudowane nowe gazociągi, m.in. Taczalin-Radakowice-Gałów. Powstanie kompleksowy i komplementarny system przesyłowy co stworzy techniczną możliwość dostaw większych ilości gazu z kierunku Niemiec, poprawi bezpieczeństwo i elastyczność przesyłu w krajowym systemie przesyłowym. Oba projekty pozwolą na wpompowanie do naszego systemu miliarda metrów sześciennych gazu z rynku niemieckiego. Jest to o tyle ważne, że faktycznie oznacza zdywersyfikowanie kierunku dostaw, mimo że stanowi to tylko około 7 proc. rocznego zapotrzebowania Polski na gaz.
W sumie polskie projekty inwestycyjne w infrastrukturze gazowej uzyskają dofinansowanie w wysokości 155 mln euro.
Więcej źródeł – niższa cena
Tylko realizacja kosztownych inwestycji w połączenia transgraniczne równolegle z rozbudową krajowej sieci przesyłowej oraz budową podziemnych magazynów gazu może zmienić monopolistyczną strukturę rynku gazu ziemnego. Możliwość wystąpienia konkurencji pomiędzy poszczególnymi podmiotami krajowymi jest uzależniona od dywersyfikacji dostaw. Sprzyjać temu mógłby dostęp do źródeł gazu z kierunku wschodniego poprzez budowę nowych gazociągów, czy też wykorzystywanie w coraz większym stopniu skroplonego gazu ziemnego LNG.
PGNiG ma aspiracje zbudowania bardzo mocnego elementu energetycznego. Do 2015 roku Grupa Kapitałowa PGNiG planuje pozyskać co najmniej 300 MW własnej produkcji energii elektrycznej, a zadania w tym kierunku realizowane są przez spółkę PGNiG Energia SA. Rozważa także kupno Grupy ENERGA.
PGNiG w kontrakcie z Gazpromem utrzymało całkowitą indeksację ceny gazu do cen ropy do 2037 r. Na rynkach światowych stopniowo odchodzi się od formuły liczenia ceny gazu w powiązaniu jej z cenami ropy. Obecnie część dostaw opiera się o formuły indeksowane do SPOT-ów w tym z niżej wycenianym gazem skroplonym.
Istotne dla cen gazu będzie też odchodzenie od zakazu odsprzedaży nadwyżki gazu w UE, wzrost dostaw gazu skroplonego (ze względu na redukcję jego importu przez USA) oraz – ewentualnie – wzrost produkcji gazu niekonwencjonalnego w Europie.
Łupki – gazowa nadzieja Polski
Poszukiwaniach gazu w łupkach (shale gas) lub z izolowanych porów skalnych (tight gas) są obecnie na świecie intensywne, ale tylko kilka firm ma potrzebne do tego technologie hydroszczelinowania. Do 9 maja 2010 blisko 60 firm uzyskało w Polsce koncesje poszukiwawcze. Geolog Państwowego Instytutu Geologicznego Hubert Kiersznowski ocenia, że wśród wydanych w ciągu ostatnich dwóch lat koncesji około połowa może być perspektywiczna. Kończy się faza wstępnego rozpoznania a rozpoczyna faza aktywnych, wysokonakładowych prac poszukiwawczych.
Według wstępnych analiz w Polsce mogą być gigantyczne złoża. Wood Mackenzie szacuje je na 1,4 bln m sześc., a Advanced res. Int. nawet na 3 bln m sześc.
Nasze obecne złoża gazu ziemnego ocenia się na 98 mld m sześc. Specjaliści szacują, że wystarczą nam one jeszcze przez 27 lat. Obecnie Polska zużywa rocznie około 14 mld m sześc. gazu ziemnego, z czego niespełna 4 mld pochodzą ze złóż własnych
Jednak Hubert Kiersznowski ocenia, że w Polsce może być tylko ok. 150 mld m sześc. gazu łupkowego. Choć to 10 proc. tego, co szacują Amerykanie, to i tak więcej niż polskie zasoby gazu wydobywanego w złożach konwencjonalnych. Pod koniec roku będą znane już wstępne prognozy dotyczące złóż w Polsce. Eksploatacja na skalę przemysłową będzie możliwa za 10–12 lat.
O zamiarze wydania kilku miliardów dolarów w ten obszar zapowiedział PKN Orlen, który ma pięć koncesji na poszukiwanie gazu w południowo-wschodniej Polsce, rozmawia z Exxonem, Chevronem i Marathon Oil o współpracy w poszukiwaniu gazu z łupków. PGNiG ma 11 samodzielnych koncesji na gaz z łupków: dwie w okolicach Gdańska, cztery w okolicach Warszawy i pięć na Lubelszczyźnie. Stara się też o nowe.
Technologie związane ze zgazowaniem węgla nie zostały jeszcze zastosowane w Polsce na skalę wielkoprzemysłową, będą dopiero wdrażane w: Kędzierzynie i Puławach. Są bardzo kosztowne. Ten segment jest szczelnie zamknięty przez siły korporacyjno – polityczne. Podobnie wygląda kwestia technologii zgazowanie węgla i odzysku metanu zawartego w pokładach węgla (kilkaset mld m3 tylko w Górnośląskim Zagłębiu Węglowym).
Biogazownie szansą dla farm wiatrowych
W "Polityce energetycznej Polski do roku 2030" zakłada się możliwości rozwoju energetyki wiatrowej do poziomu 6 tys. MW w roku 2020 i 7,8 tys. w roku 2030. W zasięgu sieci, którą obsługuje ENERGA - Operator SA w umowach przyłączeniowych i wydanych warunkach przyłączenia dla farm wiatrowych jest już ponad 5 tys. MW. Wnioski na kolejne 5 tys. MW czekają na rozpatrzenie. Razem daje to ok. 10 tys. MW i około tysiąca farm wiatrowych. Wobec ogromnej liczby wniosków o przyłączenie szansę na przyłączenie będą miały te farmy wiatrowe, które wskażą źródła rezerwowe.
Celowe jest wchodzenie przez Grupę ENERGA w projekty związane z pozyskiwaniem biogazu rolniczego dla celów wytwarzania energii elektrycznej i ciepła oraz dostarczania do sieci niskich ciśnień.
Nowelizacja Prawa energetycznego ustanowiła nowy instrument - świadectwo pochodzenia biogazu. Są one przeznaczone dla przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się wytwarzaniem biogazu rolniczego.
Dla Grupy ENERGA wytwarzanie biogazu na cele kogeneracji, wytwarzania energii elektrycznej, czy rezerwowania mocy elektrowni wiatrowych będzie związane z realizacją strategii w zakresie odnawialnych źródeł energii (w szczególności Program 5-50-500). W kontekście przewidzianej rozbudowy elektrowni w Ostrołęce i elektrowni gazowej 800 MW powinno to sprzyjać zapewnianiu zakładanego udziału energii odnawialnej, a nawet pozwolić na sprzedaż nadwyżki certyfikatów pochodzenia energii.
Wydaje się celowe podjęcie przez Grupę ENERGA działań dla stworzenia zamkniętego systemu dystrybucyjnego, w przypadku, gdyby podjęła budowę elektrowni gazowych.
Jak przesłać gaz na Pomorze?
Sieci dystrybucyjne (sieć niskiego, średniego, podwyższonego średniego i wysokiego ciśnienia, własna i użytkowana przez spółki) w Polsce to około 144 tys. km gazociągów. Na terenie działania Pomorskiej Spółki Gazownictwa znajduje się 13,4 tys. km gazociągów, a gaz jest doprowadzany do 0,7 mln odbiorców końcowych. Są to najniższe wskaźniki spośród sześciu Regionalnych Spółek Gazownictwa.
Przesłanie odpowiednich ilości gazu na potrzeby elektrowni gazowych będzie zapewne wymagało rozbudowy sieci. Ministerstwo Gospodarki przygotowało założenia do projektu ustawy, która ma rozwiązać problem gruntów pod linie przesyłowe, tzw. prawo drogi. Projekt przewiduje utworzenie specjalnych korytarzy, w których przedsiębiorcy będą mogli lokować urządzenia przesyłowe. Ustawa ma ułatwić budowę sieci elektroenergetycznych, gazociągów itp. na wzór takich, jakie powstały dla dróg i linii kolejowych. Możliwość ulokowania swoich urządzeń w korytarzu przesyłowym dostaną przedsiębiorcy, których urządzenia będą realizowały cel publiczny i będą służyły dostarczaniu energii elektrycznej, paliw, wody, gazów, pary, ciepła, a także odbioru ścieków, jak również przesyłanie dwutlenku węgla.
Możliwość tworzenia zamkniętych systemów dystrybucyjnych daje art. 28 Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE. Jest to system dystrybuujący gaz na ograniczonym geograficznie obszarze zakładu przemysłowego, obiektu handlowego lub miejsca świadczenia usług wspólnych i niezaopatrujący odbiorców będących gospodarstwami domowymi, jeżeli ze szczególnych względów technicznych lub bezpieczeństwa procesy eksploatacji lub produkcji użytkowników tego systemu są zintegrowane; lub system ten dystrybuuje gaz głównie do właściciela lub operatora systemu lub do powiązanych z nim przedsiębiorstw. Ponadto jest możliwość zwolnienia operatora zamkniętego systemu dystrybucji z wymogu, zgodnie z którym taryfy lub metody stosowane do ich kalkulacji są zatwierdzane przed ich wejściem w życie.
Gazowy terminal potrzebny w Gdańsku
Grupa ENERGA powinna rozważyć wejście kapitałowe w budowę terminala LNG w Gdańsku. Projekt ten należy rozważać w kontekście cen gazu ziemnego z kontraktów długoterminowych oraz w kontekście ewentualnego rozwoju wydobycia gazu łupkowego w Europie i w Polsce.
Ilość gazu LNG na świecie będzie wzrastać. USA zamknęły terminale LNG i nie importują gazu płynnego, ponieważ rozwinęły produkcje gazu łupkowego i uzyskały gazową samowystarczalność. Kraje arabskie z regionu Zatoki Perskiej i Północnej Afryki oraz Norwegia rozbudowały instalacje LNG i flotę gazowców. W rezultacie ceny gazu skroplonego spadły do poziomu nawet poniżej cen gazu sieciowego
Warto podkreślić, że dodatkowo w budżecie Komisji Europejskiej zarezerwowanym na tzw. Recovery Plan została przeznaczona kwota 80 mln euro na budowę terminalu LNG w Świnoujściu. Jego ewentualna rozbudowa i osiągnięcie docelowych parametrów jest uzależnione od przebiegu gazociągu Nord Stream, a w szczególności od tego, jakie będą głębokości na torze wodnym przy podejściu do tego terminalu. Być może zajdzie konieczność budowy drugiego terminalu. Mógłby on być częściowo sfinansowany ze środków unijnych.
Budowa terminalu w Gdańsku była jedną z czterech rozważanych lokalizacji. Na koszt LNG składa się w 15-25 proc. wyładowanie, magazynowanie, regazyfikacja i dystrybucja. Te koszty mogą „pozostać" po stronie Grupy ENERGA, jeśli terminal będzie jej własnością. Wstępne koszty budowy terminala w Świnoujściu szacowano na ok. 1,51-2,26 mld zł (ok. 400-600 mln euro), a zakładana przepustowość to od 3 do 5 mld m sześc., z możliwością dalszej rozbudowy.
Podstawowe regulacje dotyczące rynku gazu, a w szczególności Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE (Dyrektywa 2003/55/WE traci moc z dniem 3 marca 2011 r), powinny przyspieszyć proces urynkowienia.
Opracował Jarosław Mykowski
Na podstawie:
prof. Andrzej Graczyk – materiały z RN-T ENERGA 21.04.2010,
wnp.pl 2010.05.09,
PAP 2010.05.08
