Giełdowe grupy na razie nie myślą o rezygnacji z gazowych inwestycji

Wysokie ceny i problemy z dostawami błękitnego paliwa do UE zdają się nie mieć jeszcze żadnego wpływu na realizowane i planowane w Polsce duże projekty związane z wykorzystywaniem tego surowca w produkcji prądu, ciepła, chłodu, tworzyw sztucznych i nawozów.

Europa od wielu miesięcy cierpi na deficyt gazu ziemnego, czego efektem są wyjątkowo wysokie ceny tego surowca. W czwartek na holenderskiej giełdzie TTF kontraktami z dostawą na październik handlowano po około 200 euro za 1 MWh. Z kolei na warszawskiej TGE w środowych transakcjach spotowych kurs wynosił 1046 zł. Wprawdzie to dużo mniej od historycznych rekordów zanotowanych zaledwie kilkanaście dni temu, ale nadal kilka razy więcej niż w latach ubiegłych. W 2021 r. na TGE średnia arytmetyczna notowań błękitnego paliwa na rynku dnia następnego wynosiła 225 zł, a w 2020 r. tylko 51 zł.

Prognozy na kolejne okresy też nie wyglądają zbyt optymistycznie. Kontrakty na TGE z dostawą w IV kwartale i w 2023 r. kosztują dziś 1 tys. zł. W tej sytuacji rodzi się pytanie, czy realizowane i planowane w Polsce inwestycje w instalacje działające w oparciu o błękitne paliwo mają jeszcze ekonomiczny sens, zwłaszcza w tak dużej skali, jak chociażby prezentowana w zamieszczonej powyżej tabeli.

Cykl życia

Grupa kapitałowa PGNiG, która jest dominującym dostawcą gazu na polski rynek, to także istotny konsument tego surowca. Wszystko za sprawą uruchomionego pod koniec 2021 r. energetycznego bloku gazowo-parowego na warszawskim Żeraniu. Rocznie może on zużywać około 0,5 mld m sześc. gazu. To dużo, zważywszy że w całym 2021 r. trzy firmy z grupy PGNiG zajmujące się produkcją prądu i ciepła zużyły około 0,3 mld m sześc. błękitnego paliwa. Co więcej, koncern rozważa duże gazowe inwestycje w warszawskiej EC Siekierki. Chodzi o budowę bloku gazowo-parowego i kotłowni gazowej przez zależną PGNiG Termikę. W tej firmie trwają dziś prace nad planem rozwoju do 2040 r. z perspektywą do 2050 r. „Decyzje odnoszące się do realizacji nowych inwestycji zostaną podjęte po dokonaniu pełnej oceny biznesowej w perspektywie 2050 r. Spółka obecnie z uwagą analizuje wszelkie scenariusze, w tym rozwój kryzysu na europejskim rynku energii” – informuje departament komunikacji i marketingu PGNiG.

Koncern zauważa, że planowanie i budowa bloków gazowo-parowych to procesy długotrwałe, natomiast ich cykl życia przewidywany jest na 25–30 lat i w takiej też perspektywie należy dokonywać ich oceny. Wprawdzie obecnie mamy do czynienia z sytuacją nadzwyczajną, ale należy też pamiętać, że niezależnie od tego rynek surowców charakteryzuje się pewną cyklicznością. Ponadto ostatecznych decyzji co do planowanych inwestycji należy oczekiwać w kolejnych latach, a oddanie ich do użytku jeszcze późnej. „Jest to wystarczający czas, by w skali całej UE uniezależnić się od rosyjskiego gazu i zdywersyfikować portfel dostaw, co doprowadzi do obniżenia cen. Należy ponadto pamiętać, że źródła gazowe mogą być przystosowanie do spalania zarówno biometanu, jak i wodoru, zatem w długiej perspektywie gaz ziemny można traktować jako paliwo przejściowe” – twierdzi PGNiG.

Zużycie mocno wzrośnie

Już w październiku PGNiG może być częścią grupy Orlen, o ile zgodnie z zapowiedziami w tym czasie zostanie sfinalizowana fuzja. W efekcie ostateczne decyzje o inwestycjach będą zapadać w płockiej spółce, a ta w komunikowaniu swojej polityki realizowanej na rynku gazu i w zakresie gazowych inwestycji jest bardzo wstrzemięźliwa. Konsekwentnie unika m.in. odpowiedzi na pytanie o faktyczne zużycie gazu. Stwierdza jednie, że krajowy łączny potencjał konsumpcji gazu w grupie wynosił w 2021 r. ponad 3 mld m sześc. „Po oddaniu do użytku nowych instalacji potencjał ten ulegnie istotnemu zwiększeniu. Finalne zużycie gazu będzie natomiast uzależnione od sytuacji rynkowej, uwarunkowań technologicznych oraz regulacyjnych” – odpowiada zespół prasowy Orlenu.

Koncern w najbliższych latach planuje oddać do użytku trzy bloki gazowo-parowe, kolejno w Ostrołęce, Grudziądzu i Gdańsku. Jeszcze szybciej, bo na początku przyszłego roku, ma ruszyć nowa linia do produkcji nawozów azotowych. Każda z tych instalacji będzie zapewne zużywać po co najmniej kilkaset milionów metrów sześciennych gazu. W efekcie zapotrzebowanie grupy Orlen na gaz, po fuzji z PGNiG i realizacji nowych projektów, może ulec nawet podwojeniu, a już dziś jest ona zdecydowanie największym jego konsumentem w Polsce. Koncern na pytanie o sens dużych projektów, które prowadzą do dalszego uzależniania naszego kraju od gazu, zdawkowo odpowiada, że każda realizowana i planowania przez niego inwestycja uwzględnia sytuację rynkową, otoczenie makroekonomiczne i różnego rodzaju czynniki ryzyka.

Konieczna dywersyfikacja

Pod względem liczby realizowanych i planowanych inwestycji w instalacje energetyczne oparte na gazie zdecydowanym liderem jest grupa PGE, która obecnie identyfikuje ich aż 14. O ile dzięki nim wzrośnie zużycie gazu w koncernie (w 2021 r. wyniosło 1,17 mld m sześc.), nie wiadomo, gdyż to zależy od wielu czynników. Bloki gazowo-parowe w Gryfinie i Rybniku będą miały za zadanie bilansować system elektroenergetyczny i uzupełniać niedobory energii w przypadku niewystarczającej generacji źródeł odnawialnych. Zużycie gazu w obu elektrowniach będzie zależeć od sytuacji rynkowej i relacji cenowych między ceną energii, gazu i uprawnień do emisji CO2. „W przypadku źródeł pracujących w elektrociepłowniach też nie można mówić o pracy z pełną mocą przez cały rok. Inwestycje PGE realizowane w tym segmencie w pierwszej kolejności mają za zadanie pokryć zapotrzebowanie lokalnych rynków ciepła, a ich reżim pracy warunkowany jest zmiennym zapotrzebowaniem na ciepło w ciągu roku” – tłumaczy biuro prasowe PGE.

Koncern przyznaje, że w związku z agresją Rosji na Ukrainę pojawiło się szereg zagrożeń mających kluczowy wpływ na działalność sektora elektroenergetycznego i ciepłowniczego w Polsce. Według niego największym wyzwaniem jest dziś zapewnienie ciągłości dostaw prądu i ciepła, w obliczu ograniczenia dostępnych na rynku surowców energetycznych niezbędnych do ich wytwarzania. „Ma to znaczący wpływ na cenę gazu, co w rezultacie wpływa na niską rentowność produkcji energii elektrycznej i cieplnej w oparciu o gaz ziemny. W obecnej sytuacji rynkowej widać, że wykorzystanie istniejących źródeł gazowych pracujących w kondensacji jest znacząco ograniczone, również w przypadku elektrociepłowni, w miarę możliwości wykorzystywane są alternatywne źródła energii” – twierdzi PGE. Dodaje, że obecna sytuacja wymusza intensyfikację działań związanych z dywersyfikacją dostaw gazu do Europy.

Niewielkie ilości gazu zużywa dziś na własne potrzeby grupa Tauron. Gdyby jednak zdecydowała się na budowę bloku gazowo-parowego w Elektrowni Łagisza, wówczas tylko on mógłby spalać do 0,7 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie.

Na etapie uruchamiania dwóch silników gazowych na powierzchniowej stacji klimatyzacyjnej przy szybie GG-1 w kopalni miedzi „Rudna” jest KGHM. Każdy będzie używał od 120 do 200 GWh gazu rocznie. Kolejne dwa silniki mają powstać w najbliższych latach. Mimo że w stosunku do obecnego zużycia gazu wzrost nie będzie duży, to KGHM przyznaje, że wysokie ceny błękitnego paliwa mają wpływ na opłacalność realizowanych i planowanych inwestycji.

O gazowe inwestycje zapytaliśmy też Azoty, Eneę i ZE PAK. Do chwili zamknięcia tego wydania „Parkietu” nie otrzymaliśmy odpowiedzi.