W dobie niestabilnej sytuacji geopolitycznej i przyspieszającej transformacji energetycznej rola gazu w europejskim miksie energetycznym podlega istotnym zmianom. O najważniejszych wyzwaniach i perspektywach dla rynku rozmawiamy z Krzysztofem Nogą, prezesem zarządu Elenger Polska i Elenger Dystrybucja.
Panie Prezesie, czy Pana zdaniem obecna sytuacja geopolityczna – w tym wojna za naszą wschodnią granicą oraz napięcia na Bliskim Wschodzie – wpłynie na podejście do bezpieczeństwa gazowego w Europie i w Polsce?
Zmiana podejścia do bezpieczeństwa energetycznego jest już wyraźnie widoczna i prawdopodobnie będzie się pogłębiać. Dotyczy to zarówno sposobu jego definiowania, jak i oceny oraz działań podejmowanych w tym zakresie. Do niedawna dużym wyzwaniem było osiągnięcie pełnego zrozumienia dla potrzeby bardziej zdecydowanego traktowania kwestii bezpieczeństwa energetycznego. Obecna sytuacja geopolityczna – będąca splotem wielu napięć i kryzysów – wyraźnie pokazuje, jak istotne są długofalowe działania. To właśnie te doświadczenia sprawiają, że dziś możemy z większym spokojem i pewnością patrzeć na poziom naszego bezpieczeństwa gazowego. Stanowią one też mocny argument na rzecz tego, by w całej Europie konsekwentnie wzmacniać podejście do bezpieczeństwa energetycznego oraz rozwijać inicjatywy, które je poprawiają.
Jak powinien wyglądać optymalny model bezpieczeństwa gazowego oraz docelowy miks gazowy? Czy dominującą rolę powinien w nim pełnić gaz ziemny, LNG, czy może tzw. gazy zielone, takie jak biogaz i biometan?
Moim zdaniem podstawową zasadą powinna być dywersyfikacja – w każdym możliwym wymiarze. Po pierwsze, ważna jest dywersyfikacja źródeł i rodzajów gazu: zarówno własne wydobycie i produkcja, dostawy gazociągowe, jak i LNG. Równie istotne jest zróżnicowanie kierunków importu. Obecna sytuacja Polski pokazuje, że dzięki dywersyfikacji jesteśmy dziś bardziej odporni na kryzysy niż wiele innych europejskich państw.
Po drugie, kluczowa jest dywersyfikacja geograficzna na poziomie krajowym, rozumiana jako odpowiednie rozmieszczenie źródeł i infrastruktury. W tym kontekście istotną rolę mogą pełnić lokalne źródła, takie jak biometan oraz krajowe wydobycie.
Po trzecie, dywersyfikacja horyzontu czasowego kontraktów. Oczywiście w tym wypadku bezpieczeństwo należy rozumieć w kategoriach stabilizacji cen nie zaś gwarancji ciągłości dostaw. Optymalny model powinien łączyć różne horyzonty. Miks kontraktów długoterminowych, średnioterminowych oraz zakupy spotowe, zapewniające stabilność ceny oraz zwiększające elastyczność wolumenową. Taka struktura pozwala ograniczać ryzyko gwałtownych wahań cen i sprawniej reagować na nieprzewidywalne zdarzenia rynkowe, tzw. „czarne łabędzie”.
Podsumowując, optymalny model zabezpieczenia gazowego to model oparty na szeroko rozumianej dywersyfikacji – źródeł, kierunków dostaw, lokalizacji oraz czasu trwania kontraktów.
Podczas zakończonego niedawno X Kongresu Polskiego Przemysłu Gazowniczego pojawiła się teza, że gaz jest dziś w najlepszym momencie swojej historii, ale jego rola będzie stopniowo maleć, zwłaszcza po 2035 r. Czy Pana zdaniem znaczenie gazu w energetyce rzeczywiście zacznie spadać, i czy dotyczy to wszystkich jego rodzajów?
Uważam, że rok 2035 nie powinien być traktowany jako sztywna granica, po której nastąpi gwałtowne ograniczenie roli gazu w miksie energetycznym. Nawet jeśli takie daty pojawiają się w dokumentach regulacyjnych, rzeczywistość gospodarcza, geopolityczna i technologiczna jest na tyle złożona, że trudno zakładać radykalne „wyłączenie” jednego ze źródeł energii w tak krótkim czasie.
Raczej należy spodziewać się stabilizacji – czyli zatrzymania wzrostu znaczenia gazu, a nie jego gwałtownego spadku. Możliwe jest również ograniczenie zapotrzebowania na nowe moce przesyłowe, przy jednoczesnym wykorzystaniu istniejącej infrastruktury.
Polska wciąż rozwija sieć gazową w odpowiedzi na realne zapotrzebowanie, co odróżnia nas od niektórych krajów Europy Zachodniej. Dodatkowo ambicje związane z budową regionalnego hubu gazowego sugerują, że rola gazu w Polsce nie będzie gwałtownie ograniczana.
Jeśli chodzi o gazy zdekarbonizowane – takie jak wodór, amoniak czy biogaz – obecnie szczególnie istotny wydaje się potencjał biometanu. Polska posiada w tym obszarze relatywnie dobre warunki rozwoju, a poziom zaawansowania technologicznego jest wyższy niż w przypadku wodoru.
Biometan nie zastąpi w pełni gazu ziemnego, ale może pokryć istotną część zapotrzebowania – nawet w wymiarze kilkunastu procent. Co więcej, jego produkcja ma charakter rozproszony, co wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne i pozwala budować lokalne, bardziej niezależne systemy energetyczne.
Aby jednak ten potencjał realnie wykorzystać, konieczne jest dokończenie prac regulacyjnych – zwłaszcza w szczególności w zakresie systemów wsparcia dla instalacji powyżej 1 MW oraz zasad taryfowania i rozwoju sieci dystrybucyjnych.
Podsumowując: gaz – w tym także jego zdekarbonizowane formy – pozostanie ważnym elementem polskiego miksu energetycznego, choć jego rola będzie się stopniowo zmieniać.
Branża biogazowa coraz częściej wskazuje, że regulacje nie nadążają za tempem jej rozwoju – sektor jest gotowy do inwestycji, ale brakuje odpowiednich mechanizmów wsparcia. Czy zmiany legislacyjne mogłyby realnie przyspieszyć rozwój rynku biogazu i biometanu?
Zdecydowanie tak — i warto to jasno podkreślić. Obecnie jednym z głównych hamulców rozwoju branży jest brak systemu wsparcia dla instalacji o mocy powyżej 1 MW, w szczególności brak mechanizmu aukcyjnego. To właśnie ten element w dużej mierze ogranicza skalę nowych inwestycji i tempo rozwoju rynku.
Z perspektywy biznesowej trudno wskazać inne czynniki o równie dużym znaczeniu. Branża jest przygotowana do realizacji projektów, jednak bez stabilnych i przewidywalnych ram regulacyjnych inwestorzy nie podejmują decyzji w oczekiwanym tempie.
W dłuższej perspektywie pojawią się także kolejne wyzwania — zwłaszcza związane z przepustowością sieci. Wraz ze wzrostem liczby instalacji biometanowych konieczne będzie zwiększanie tzw. chłonności sieci, co wiąże się z dodatkowymi nakładami inwestycyjnymi.
To z kolei rodzi istotne pytania dotyczące podziału kosztów rozwoju infrastruktury. Obecny model zakłada w dużej mierze ich socjalizację na wszystkich użytkowników sieci. Tymczasem doświadczenia z innych rynków europejskich pokazują, że stosowane są bardziej zróżnicowane podejścia — część kosztów bywa przypisywana bezpośrednio inwestorom, np. właścicielom biometanowni.
To ważny obszar przyszłej debaty regulacyjnej. Jednak na dziś podstawową barierą pozostaje brak systemów wsparcia — i to właśnie ich wprowadzenie mogłoby w największym stopniu przyspieszyć rozwój sektora.
Jak Pan ocenia przyszłość rynku biometanu w Polsce i w Europie? Czy będzie to istotny kierunek rozwoju, czy raczej pozostanie niszowym segmentem? Jak to wygląda z perspektywy firmy Elenger?
Zdecydowanie tak, będzie znaczącym obszarem rozwoju rynku gazu w Polsce i Europie, choć jak wcześniej mówiłem nie należy oczekiwać, że biometanownie będą jedynymi źródłami gazu. Zakładamy także że szybko uporamy się z barierami rozwoju tego segmentu. Dostępne technologie, jak i dotychczasowe doświadczenia rynkowe jasno pokazują, jakie inwestycje są potrzebne i w jaki sposób je realizować. Chciałbym w tym miejscu poruszyć ważny aspekt, który często bywa niedoceniany, a mianowicie model biznesowy całego sektora. W przypadku biometanu – szczególnie pochodzenia rolniczego – fundamentem jest dostęp do stabilnego substratu. Oznacza to konieczność budowania trwałych relacji z gospodarstwami rolnymi oraz producentami zwierzęcymi. Doświadczenia, które zdobyliśmy jako Elenger na innych rynkach, gdzie prowadzimy produkcję biometanu, wskazują, że biometanownie powinny powstawać w ścisłym powiązaniu z lokalnym rynkiem rolnym. Pozwala to zapewnić ciągłość produkcji oraz trwałość tych instalacji jako elementu lokalnego bilansu gazowego, a szerzej również bilansu energetycznego. Dlatego rozwój rynku biometanu to nie tylko kwestia infrastruktury, ale również transformacji modelu biznesowego i integracja sektora energetycznego z rolnictwem. To właśnie ten element może mieć istotne znaczenie dla dalszego wzrostu branży.
Jednym z głównych kierunków obecności firmy Elenger na polskim rynku jest określenie jej roli w segmencie produkcji biometanu pochodzenia rolniczego. Spółka planuje również rozwój infrastruktury umożliwiającej instalacjom biometanowym wprowadzanie gazu do sieci za pośrednictwem punktów zatłaczania. Są to działania, które – według naszych szacunków – mogą istotnie przyczynić się do naszego wzrostu w perspektywie najbliższych pięciu lat.
Jakie znaczenie w tym kontekście mają wyzwania związane z infrastrukturą krytyczną?
Jest to jeden z podstawowych elementów, który należy brać pod uwagę przy planowaniu rozwoju tego sektora. W przypadku infrastruktury gazowej – zarówno dystrybucyjnej, jak i przesyłowej – funkcjonujące już rozwiązania w dużej mierze odpowiadają na potrzeby rynku. Przykładem są modele oparte na sprężaniu biometanu i jego transporcie drogowym do punktów zatłaczania do sieci. To rozwiązanie szczególnie dobrze sprawdza się w regionach o słabiej rozwiniętej infrastrukturze gazowej. Równolegle można spodziewać się stopniowego rozwoju sieci – przez nowe inwestycje oraz rozbudowę istniejących gazociągów – co pozwoli zwiększać ich przepustowość i efektywność. W mojej ocenie nie są to obszary wymagające przełomowych innowacji – raczej konsekwentnej realizacji już znanych i sprawdzonych rozwiązań. Dodatkowo, rozwój infrastruktury umożliwiającej wprowadzanie biometanu do sieci – w szczególności punktów zatłaczania – będzie jednym z czynników, które w najbliższych latach mogą istotnie przyspieszyć rozwój tego rynku, zarówno w Polsce, jak i w Europie.
Dziękujemy za rozmowę.
