Gaz jako paliwo przejściowe w transformacji ciepłownictwa. Sektor przyspiesza dekarbonizację

Dekarbonizacja polskiego ciepłownictwa przebiega w dobrym tempie – oceniają przedstawiciele Polskiej Spółki Gazownictwa. Dowodem na to ma być m.in. coraz większy udział gazu ziemnego w zasilaniu elektrociepłowni w naszym kraju. Spółka podkreśla, że gaz może pełnić rolę paliwa stabilizującego i to w długiej perspektywie. Dalsza dekarbonizacja sektora będzie wymagała znaczących nakładów inwestycyjnych oraz wspierających ten proces mechanizmów finansowania.

Raport Polityki Insight „Przez gaz do OZE. Dekarbonizacja ciepłownictwa systemowego w Polsce” wskazuje, że gaz pozostanie podstawowym paliwem w procesie transformacji ciepłownictwa systemowego ze względu na jego względnie korzystne parametry ekonomiczne i środowiskowe. Zdaniem autorów raportu bez ciepłowni i elektrociepłowni gazowych dekarbonizacja sektora w perspektywie najbliższych 30 lat będzie praktycznie niemożliwa.

– Tempo transformacji ciepłownictwa oceniam bardzo dobrze. Z punktu widzenia Polskiej Spółki Gazownictwa obserwujemy bardzo wyraźną dynamikę wzrostu wniosków o przyłączenie szeroko rozumianej energetyki zawodowej. Od 2020 roku przyłączyliśmy ponad 213 podmiotów. Tylko w 2025 roku, podpisaliśmy 50 umów przyłączeniowych. Łącznie obsługujemy dzisiaj 88 umów – mówi agencji Newseria Jerzy Sitko, członek zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa.

Jak podkreśla, dzięki wykonanym w ostatnich pięciu latach przyłączeniom spółka dystrybuuje do elektrociepłowni około 600 mln m³ gazu rocznie. Realizacja już zawartych umów przyłączeniowych do 2030 roku ma zwiększyć wolumen wykorzystywanego gazu do 1 mld m³.

– Naszym zdaniem gaz nie jest już tylko paliwem stabilizującym, ale trwale stabilizującym. Dzisiaj nie widzimy szybkiego horyzontu, który miałby doprowadzić do tego, że gaz będzie paliwem wygaszanym. Rynek energetyczny spodziewa się przecież ogromnego wzrostu zużycia szeroko rozumianej energii – podkreśla członek zarządu PSG.

Zapotrzebowanie coraz większe

Polskie Sieci Elektroenergetyczne w planie rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego, jak również przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną na lata 2027–2036 szacują, że roczne zużycie netto wyniesie około 260 TWh w perspektywie 2040 roku.

– To oznacza prawie dwukrotny wzrost zapotrzebowania. Czymś trzeba będzie ten brakujący wolumen uzupełnić. Uważamy, że akurat gaz jest do tego idealnym źródłem – zaznacza Jerzy Sitko w wywiadzie podczas 43. Konferencji Energetycznej EuroPOWER & OZE POWER.

Jak wynika z danych opublikowanych przez Ministerstwo Energii, węgiel wciąż dominuje w polskim ciepłownictwie systemowym. Jednak jego znaczenie systematycznie maleje: z 61,2 proc. w 2023 roku do 57,4 proc. w 2024 roku. Od 2002 roku zużycie tego surowca w sektorze zmniejszyło się o 24,3 pp. Jednocześnie wzrósł udział gazu ziemnego do 15,2 proc. oraz odnawialnych źródeł energii do 14,7 proc.

Projekt zaktualizowanego Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu (z grudnia 2025 roku) zakłada, że ciepłownictwo będzie dekarbonizowane poprzez wzrost udziału OZE do 32–36 proc. w 2030 roku, a także 43–57 proc. w 2040 roku w zależności od przyjętego scenariusza transformacji (zrównoważonej – WEM lub przyspieszonej – WAM). W scenariuszu ambitnym do 2040 roku ma zakończyć pracę ostatnia elektrociepłownia na węgiel. Celem jest, by ciepło systemowe było produkowane w systemach o wysokim nasyceniu OZE. Wykorzystując energię elektryczną, ciepło odpadowe, jak również uzupełniającą rolę paliw gazowych. W projekcie podkreślono, że w dużych systemach wciąż potrzebne mogą być inwestycje w moce kogeneracyjne oparte na gazie ziemnym. W przyszłości ma on zostać zastąpiony przez biometan i inne gazy zdekarbonizowane.

Finansowanie transformacji

W KPEiK zapowiedziano, że opracowany zostanie plan finansowy dla transformacji ciepłownictwa. Ma on zapewnić skoordynowany i oparty na współpracy różnych instytucji model finansowania.

– Finansowanie będzie kluczowe. Krajowy Plan w dziedzinie Energii i Klimatu wpisał w swoje założenia kilka bardzo istotnych elementów. Będą one miały wpływ na ceny transformacji – wyjaśnia ekspert.

Projekt zakłada redukcję emisji do 2030 roku o 43 proc. w scenariuszu WEM  i o 53 proc. w scenariuszu WAM. Do 2040 roku poziom ten ma spaść odpowiednio o 61 i 75 proc.

– Widzimy też konieczność sfinansowania między 55 a prawie 200 euro za tonę dwutlenku węgla, czyli emisji wynikającej z wejścia w życie systemu ETS2 – podkreśla członek zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa.

Kluczowy element dekarbonizacji

Komisja Europejska wskazuje, że ETS2 ma pomóc obniżyć emisje o 42 proc. do 2030 roku względem poziomu z 2005 roku. Obejmie emisje generowane w wyniku spalania paliw kopalnych m.in. w budynkach, transporcie drogowym, a także innych sektorach, głównie w małym przemyśle nieobjętym działającym już systemem ETS1.

– W tym momencie podmioty energetyki zawodowej na pewno będą szukały finansowania, żeby ponieść nakłady inwestycyjne. Są one konieczne do tego, żeby przebudować system w dużej mierze oparty na węglu na system oparty np. na gazie, który byłby nośnikiem stabilizującym moce wytwórcze. Zwłaszcza kiedy chcemy ze sobą pogodzić czystą energię, na przykład z paneli fotowoltaicznych i wiatru, które nie pracują stabilnie w systemie – uważa Jerzy Sitko.

Zgodnie z KPEiK szczyt zużycia gazu ziemnego ma przypaść na 2030 rok. Wówczas w scenariuszu WEM ma ono wynieść 23,5 mld m³, a w scenariuszu WAM – 24,7 mld m³. Do 2040 roku jego zużycie ma ulec zmniejszeniu – do 19,3 mld m³ (WEM) i 13,6 mld m³ (WAM). Jednocześnie ma wzrosnąć znaczenie gazów zdekarbonizowanych i odnawialnych. 

Liczymy na trafione inwestycje

W kolejnych latach prowadzony będzie szereg inwestycji związanych z dekarbonizacją. Jak podkreśla ekspert, kluczowa jest ich efektywność w dłuższym terminie.

– Jako PSG bardzo krytycznie podchodzimy do majątku, który chcemy budować, pod kątem jego efektywności gospodarczej. Mamy stosowne procedury i za każdym razem badamy efektywność inwestycji. Nie dopuszczamy do tego, żeby budować infrastrukturę, która nie spełniała rygorystycznych wymogów efektywności – podkreśla członek zarządu Polskiej Spółki Gazownictwa. – Działamy również z drugiej strony, wprowadzając tzw. cyfrową mapę chłonności. Na naszych stronach internetowych opublikowaliśmy narzędzie, które pokazuje, w jakim regionie kraju i gdzie należy rozpatrywać inwestycje np. pod kątem posadowienia biogazowni, aby biometan wpuścić do naszych sieci jak najbliżej, o jak najmniejszych nakładach inwestycyjnych ze strony klienta.

Przeczytaj także: Duży potencjał branży biogazu i biometanu. Przy odpowiednim wsparciu mogłaby zapewnić 20–40 proc. krajowego zapotrzebowania na gaz

Źródło: biznes.newseria.pl

Last Updated on 14 kwietnia, 2026 by Krzysztof Kotlarski