Gaz ziemny niesie stabilność

Jesteśmy świadkami zmian zachodzących w systemie energetycznym naszego kraju. Stopniowo zastępujemy węgiel innymi źródłami energii. Zmiana, choć konieczna, niesie ze sobą różne rodzaje ryzyka – od niestabilności systemu po wahania cen i zagrożenie dla bezpieczeństwa gospodarczego. W tej złożonej układance kluczową rolę pełni gaz ziemny.

Finansowy motor transformacji

Zmiana energetyczna to nie tylko wyzwanie technologiczne, ale i ogromne obciążenie finansowe. Strategia ORLEN 2035 zakłada wykorzystanie potencjału gazu nie tylko jako stabilizatora systemu, lecz także jako źródła kapitału na rozwój zielonych projektów.

Zgodnie z założeniami strategii, segment Upstream & Supply, którego działalność opiera się na wydobyciu i dostawach gazu, ma generować aż 36 procent zysku EBITDA całej Grupy.

W perspektywie lat 2025–2035 oznacza to ponad 200 miliardów złotych z ogólnej wartości EBITDA przekraczającej 550 miliardów złotych. To właśnie te środki będą istotną częścią finansowego fundamentu inwestycji w odnawialne źródła energii – od farm wiatrowych po nowoczesne magazyny energii.

Taki model finansowania sprawia, że gaz pełni podwójną funkcję. Stabilizuje system tu i teraz, a jednocześnie daje impuls do przyspieszenia transformacji. W praktyce to w dużej mierze dzięki niemu możliwe jest prowadzenie jednego z największych programów inwestycyjnych w Europie.

Bezpieczeństwo dostaw – fundament niezależności

Aby strategia mogła działać, konieczne jest zapewnienie stabilnych i zdywersyfikowanych źródeł surowca. Prognozy wskazują, że w szczytowym momencie, w pierwszej połowie lat trzydziestych, zapotrzebowanie Polski na gaz, w zależności od połączonego popytu przemysłu, energetyki i gospodarstw domowych, może sięgnąć 27 miliardów metrów sześciennych rocznie. To znacznie więcej niż w ostatnich latach, gdy zużycie wynosiło 17-18 miliardów metrów sześciennych.

Odpowiedzią ORLEN jest plan inwestycyjny o wartości sięgającej 80 miliardów złotych w segmencie Upstream & Supply. Opiera się on na dwóch solidnych filarach.

Pierwszy to zwiększenie wydobycia własnego gazu do 12 miliardów metrów sześciennych rocznie do 2030 roku, czyli o około 40 procent w stosunku do 8,6 miliarda metrów sześciennych w 2024 roku.

Wzrost ten ma zostać osiągnięty dzięki inwestycjom w złoża krajowe, co pozwoli zwiększyć roczną produkcję do 4 miliardów metrów sześciennych w 2030 r. oraz na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, gdzie do końca obecnej dekady wydobycie ma wzrosnąć do 6 miliardów metrów sześciennych rocznie. Surowiec z Norwegii trafia do Polski gazociągiem Baltic Pipe, a to wydatnie wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne kraju.

Działalność wydobywcza przynosi także korzyści lokalnym społecznościom – tylko w 2024 roku do budżetów samorządów i Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej trafiło około 219 milionów złotych z tytułu opłat i podatków. Do tego branża gazowa, w tym Grupa Orlen pracuje nad maksymalnym wykorzystaniem potencjału polskich firm i włączeniem ich w łańcuchy dostaw. W przypadku Orlenu przykładem może być wykorzystanie polskich przedsiębiorstw, także działających w strukturach Grupy do badań geologicznych pod morskie farmy wiatrowe. Koncern wykorzystuje synergie wewnątrz grupy, ale w realizowane inwestycje angażuje wielu kontrahentów, często niewielkie lokalne przedsiębiorstwa, którym współpraca przy projektach Orlen nie tylko zapewnia stabilne przychody, ale pozwala wzmacniać rynkową pozycję i budować specjalistyczne kompetencje. A to przekłada się na ich rozwój i możliwości konkurowania o coraz większe kontrakty, także na rynkach zagranicznych.

Drugim filarem strategii jest dywersyfikacja importu. Kluczową rolę odgrywa tu skroplony gaz ziemny. Terminal LNG w Świnoujściu już dziś pokrywa około jednej trzeciej krajowego zapotrzebowania (6,4 miliarda metrów sześciennych w 2024 roku).

Po jego rozbudowie i zwiększeniu możliwości do 8,3 miliarda metrów sześciennych oraz uruchomieniu nowego terminala FSRU w Zatoce Gdańskiej w 2028 roku (6,1 miliarda metrów sześciennych) Polska będzie mogła importować drogą morską 14,4 miliarda metrów sześciennych gazu rocznie.

Niezależność i elastyczność dostaw wzmacnia także budowana flota nowoczesnych gazowców. Obecnie na usługach ORLEN pływa 6 jednostek, a w perspektywie roku będzie ich 8. Uzupełnieniem systemu są dostawy przez Baltic Pipe (ok. 6,5 miliarda metrów sześciennych w 2024 roku) oraz połączenia transgraniczne z krajami sąsiednimi.

Gazowy most do zielonej energii

Transformacja energetyczna nie dzieje się z dnia na dzień. Przejście z systemu opartego na węglu, który w 2024 roku odpowiadał za 57,1 procent produkcji prądu, na energię z wiatru i słońca wymaga wiele uwagi, a kluczowym elementem jest stabilizacja sieci elektroenergetycznej.

Dużo wnosi tutaj gaz ziemny. Według prognoz Polskich Sieci Energetycznych zużycie gazu w produkcji energii elektrycznej w Polsce może wzrosnąć kilkukrotnie – z 2,1 miliarda metrów sześciennych w 2023 roku do nawet 10,5 miliarda w roku 2034.

Oznacza to konieczność podwojenia zainstalowanych mocy w elektrowniach gazowych z obecnych około 6 do nawet 12 gigawatów. Taki proces już trwa – Orlen buduje elektrownie gazowe. Ich moc w perspektywie dekady wyniesie 4,3 GW. Jednostki zasilane gazem budują też inne koncerny energetyczne. W krajowym systemie działają już i powstają kolejne nowoczesne bloki gazowo-parowe, które stanowią ważne uzupełnienie i zabezpieczenie nowej generacji źródeł energii.

Dlatego gaz nie powinien być uznawany za zamiennik węgla w tym znaczeniu, że jednostki węglowe w całości zastąpione będą gazowymi. Jego rola jest inna. To gwarancja stabilności w systemie, który coraz bardziej opiera się na źródłach odnawialnych. Energetyka wiatrowa i słoneczna są z natury zależne od pogody.

W bezwietrzne lub pochmurne dni, a więc w okresach deficytu mocy odnawialnych w systemie, do akcji włączają się elastyczne elektrownie gazowe, które mogą uruchomić bądź zwiększyć produkcję niemal natychmiast, bez długiego rozruchu. To one bilansują niedobory i utrzymują ciągłość dostaw energii.

Od gazu do zielonej przyszłości

Strategia ORLEN 2035 to nie tylko plan na najbliższe lata. To wizja przyszłości, w której stabilność finansowa i technologiczna staje się podstawą rozwoju zielonej energii.

Koncern planuje dynamiczny wzrost mocy w odnawialnych źródłach energii – z 1,3 gigawata dziś do 9 gigawatów w 2030 roku i 12,8 gigawata do 2035 roku. Obecnie flagowym projektem jest morska farma wiatrowa Baltic Power o mocy 1,2 gigawata, która już w 2026 roku zasili ponad półtora miliona gospodarstw domowych.

ORLEN posiada też koncesje na kolejne projekty o łącznym potencjale przekraczającym 5,2 gigawata, a do 2035 roku planuje budowę magazynów energii o mocy 1,4 gigawata.

Transformacja obejmuje również rozwój sektora niskoemisyjnych gazów. Do 2030 roku ORLEN chce osiągnąć produkcję 1 miliarda metrów sześciennych biogazu rocznie, który po przetworzeniu w biometan może być wtłaczany do krajowej sieci.

Równolegle realizowane są projekty wodorowe, m.in. Green H2 i Hydrogen Eagle, wspierane kwotą 1,7 miliarda złotych z Krajowego Planu Odbudowy. Ich celem jest produkcja "zielonego" wodoru z odnawialnych źródeł i odpadów komunalnych.

To wszystko pokazuje, że gaz ziemny jest dziś nie tylko paliwem przejściowym. To punkt startu dla przyszłości opartej na biometanie, wodorze i nowoczesnych technologiach, które będą definiować gospodarkę neutralną klimatycznie.

Gaz a rolnictwo – cichy sprzymierzeniec nowoczesnych upraw

Krajobraz współczesnego polskiego rolnictwa to coraz częściej nowoczesne technologie i automatyzacja produkcji. Gleby są wspierane wysokiej jakości nawozami, w szklarniach panują idealne warunki dla roślin, a nowoczesne suszarnie chronią plony przed stratami. Wymaga to jednak odpowiednich surowców dla przemysłu i energii zasilającej liczne urządzenia.

Zacznijmy od czegoś, co poza gronem osób zatrudnionych w rolnictwie nie jest wiedzą powszechną. Otóż podstawą wysokich plonów we współczesnym rolnictwie są nawozy azotowe. Choć azot stanowi główny składnik atmosfery, to rośliny muszą pobierać go z gleby. Bez niego dają niższe plony. Produkcja nawozów azotowych w ogromnym stopniu zależy od gazu ziemnego. Dlaczego? Kluczowym składnikiem tych nawozów jest amoniak, wytwarzany z wodoru, a jego najbardziej efektywnym źródłem wciąż pozostaje metan, czyli, a jakżeby inaczej, główny składnik… gazu ziemnego.

Widać więc jak na dłoni, że zależność między gazem a nawozami jest ogromna. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) gaz ziemny stanowi podstawowy surowiec do produkcji amoniaku i metanolu, która to produkcja odpowiada za 75 proc. przemysłowego wykorzystania gazu poza sektorem energetycznym. Idźmy jednak dalej. Międzynarodowe Stowarzyszenie Nawozowe (IFA) szacuje, że 60–70 proc. światowej produkcji nawozów azotowych opiera się na gazie.

W Polsce ten łańcuch wartości uzupełniają zakłady azotowe, m.in. we Włocławku, należące do ANWIL – spółki Grupy ORLEN, jednego z krajowych producentów nawozów. To tam gaz ziemny z krajowego wydobycia i importu realnie przekłada się na dostępność nawozów dla rolników.

Gaz w sercu gospodarstwa

Rola gazu nie kończy się jednak na nawozach. W gospodarstwach, zarówno dużych, jak i tych rodzinnych, gaz ziemny – a w miejscach pozbawionych sieci jego płynna forma LNG – jest źródłem stabilnej energii. Gaz tam po prostu wszystko zasila i wprawia w ruch.

Najlepszym przykładem są szklarnie i tunele foliowe. Systemy ogrzewania gazowego pozwalają precyzyjnie kontrolować temperaturę, dzięki czemu polscy ogrodnicy mogą uprawiać bardziej wymagające gatunki i wydłużać sezony wegetacyjne. W najbardziej zaawansowanych instalacjach wykorzystuje się kogenerację (CHP) – technologię, w której silnik gazowy jednocześnie produkuje energię elektryczną i ciepło. Mało tego, oczyszczone spaliny zawierające dwutlenek węgla są kierowane do wnętrza szklarni, gdzie przyspieszają fotosyntezę.

Gaz znajduje też zastosowanie w suszarniach zbóż i kukurydzy. Cóż to takiego? W dużym skrócie: to instalacja służąca do kontrolowanego obniżania wilgotności ziarna po zbiorach. Jej głównym zadaniem jest usunięcie nadmiaru wody z ziarna w taki sposób, aby mogło być ono bezpiecznie przechowywane, transportowane i przetwarzane bez ryzyka rozwoju pleśni, grzybów czy procesów fermentacyjnych.

Od odpadów do paliwa

Nowoczesne rolnictwo coraz częściej patrzy w stronę gospodarki o obiegu zamkniętym. To model gospodarczy, w którym produkty, surowce i materiały pozostają w użyciu możliwie jak najdłużej. W praktyce oznacza to minimalizowanie ilości odpadów, ponowne wykorzystanie surowców i odzyskiwanie energii z procesów, które w tradycyjnej gospodarce kończyłyby się stratą zasobów.

Gaz i technologie z nim związane oraz istniejąca już infrastruktura odgrywają tu istotną rolę, ponieważ otwierają drogę do zastosowania właśnie obiegu zamkniętego. Dobrym przykładem są biometanownie. To instalacje, które przetwarzają odpady rolnicze – obornik, gnojowicę, resztki pożniwne – w biogaz, a następnie oczyszczają go do postaci biometanu. Ten z kolei może być skroplony do formy bioLNG i wykorzystany jako paliwo. Biometanownie mogą być również przyłączane do istniejącej sieci dystrybucyjnej, a biometan w mieszance z gazem ziemnym zasilać urządzenia odbiorców. W ten sposób to, co było problemem, może stać się źródłem energii. Jest to kierunek transformacji energetycznej, który rozwija także ORLEN. Koncern z Płocka realizuje strategię rozwoju wytwarzania biometanu, budując biometanownię z modułem produkcji bioLNG w Głąbowie.

Stabilny fundament dla innowacji

Wszystkie powyżej opisane rozwiązania wymagają dużych inwestycji i długofalowego planowania. Z tego powodu dla polskich rolników i gospodarstw kluczowa jest dostępność energii, ciągłość dostaw i przewidywalność kosztów. Bo polski rolnik-przedsiębiorca inwestuje dziś z myślą o dekadach, a nie wyłącznie nadchodzących żniwach.

Strategia ORLEN, oparta na dywersyfikacji źródeł (własne wydobycie, Baltic Pipe, terminale LNG), daje podażową odpowiedź na rosnące zapotrzebowanie na gaz w Polsce, które może osiągnąć poziom nawet 27 mld m³ rocznie. Stabilna podaż gazu stanowi zaplecze nie tylko dla energetyki, lecz także dla przemysłu nawozowego i całego sektora rolno-spożywczego.

Gaz nie znika, kompetencje zostają. Upstream fundamentem transformacji

Grudniowa aktualizacja Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu oraz ostatnie rozstrzygnięcia rynku mocy potwierdzają, że gaz pozostaje jednym z kluczowych elementów stabilności systemu w okresie transformacji energetycznej. Wokół wydobycia i magazynowania gazu ziemnego i ropy naftowej przez lata powstały doświadczenia i kompetencje, które umożliwiają prowadzenie tej zmiany w sposób uporządkowany i przewidywalny.

Aktualizacja KPEiK porządkuje jej ramy i wpisuje gaz w architekturę systemu na okres przejściowy. Zamówienia nowych mocy w perspektywie wieloletniej, w tym ostatnie rozstrzygnięcia rynku mocy, potwierdzają rolę bloków gazowych jako źródeł elastycznych, szybko reagujących i zdolnych do współpracy z OZE. Podobnie w ciepłownictwie, w okresie przejściowym, gaz pozostaje jedyną technologią pozwalającą na zastępowanie węgla w skali systemowej bez ryzyka przerw w dostawach.

Własne zasoby oraz rozwinięta infrastruktura pozostają istotnym filarem bezpieczeństwa energetycznego i jednym z najbardziej konkurencyjnych ekonomicznie nośników energii. Poszukiwanie, eksploatacja i magazynowanie gazu ziemnego pozwalają także zdobywać wiedzę i doświadczenie potrzebne w dalszych etapach transformacji. To doświadczenie operacyjne, kadry inżynieryjne oraz zdolność realizacji złożonych projektów infrastrukturalnych. Kompetencje te nie znikają, przeciwnie, stanowią podstawę przygotowania do dalszej ewolucji. ORLEN wpisuje się tym samym w model zmiany opartej na ciągłości i rozwoju umiejętności, a nie na gwałtownej rewolucji.

Trwałość popytu na gaz

To co potwierdzają dokumenty strategiczne Państwa, to fakt, że zapotrzebowanie na gaz w Polsce nie zniknie wraz z rozwojem odnawialnych źródeł energii. Wręcz przeciwnie i w horyzoncie najbliższej dekady może ono wzrosnąć nawet do około 27 mld m³/rok w 2030 r. Ta zmiana nie jest sama w sobie efektem cofania się transformacji, lecz jej konsekwencją: odejścia od węgla, rozwoju elastycznych źródeł mocy, modernizacji ciepłownictwa i zapewnienia konkurencyjnych warunków dla energochłonnych gałęzi gospodarki.

Elektrownie i ciepłownie gazowe projektowane są jako jednostki długiego życia, zdolne w przyszłości do pracy z paliwami zdekarbonizowanymi. Infrastruktura gazowa nie jest traktowana jako koszt przejściowy, lecz jako platforma technologiczna, która będzie wykorzystywana także w kolejnych etapach transformacji, tj. dla biometanu, wodoru czy mieszanek gazowych. To istotna zmiana akcentów dla całego sektora. Gaz nie pełni roli wyłącznie paliwa pomostowego, lecz stabilnego filaru okresu transformacji, z jasno określoną funkcją systemową.

Własny gaz jako gwarancja ciągłości

Transformacja energetyczna w takim ujęciu nie polega na zastępowaniu jednego paliwa innym, lecz na przebudowie systemu w oparciu o zdolności, które już istnieją. Gaz i upstream nie są więc elementami wygaszanymi, lecz narzędziami umożliwiającymi przejście do kolejnego etapu, bez utraty kontroli nad bezpieczeństwem, kosztami i ciągłością funkcjonowania gospodarki.

Własne wydobycie gazu, zarówno w Polsce, jak i na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zapewnia przewidywalność dostaw w systemie, który w coraz większym stopniu opiera się na źródłach elastycznych i zmiennych. Stabilny wolumen gazu wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne państwa, a jednocześnie daje odbiorcom przemysłowym pewność, że transformacja nie oznacza przerw w produkcji ani trudnych do absorpcji skoków kosztowych.

Dziś działalność segmentu upstream & supply przekłada się na stabilne wyniki finansowe Grupy ORLEN, tworząc fundamenty umożliwiające konsekwentne reinwestowanie środków w projekty transformacji energetycznej, ale też na rozwój kompetencji technicznych i inżynieryjnych.

Znaczenie magazynowania dla transformacji energetycznej

Magazynowanie gazu ziemnego w złożach to ważny element bezpieczeństwa energetycznego kraju. Gdy gaz jest tani i mniej potrzebny – można zatłoczyć go pod ziemię, gdzie czeka na czas, gdy jest intensywnie wykorzystywany. To rozwiązanie stosowane do wielu dziesięcioleci, a takie poziemne magazyny gazu są w Polsce ciągle rozbudowywane.

Jednak w posobny sposób można magazynować także dwutlenek węgla, czy też wodór. Nie zawsze gazy te muszą być wpompowywane do dawnych złóż gazu ziemnego. Wykorzystywać można do tego inne, odpowiednio ułożone formacje podziemne, a nawet kawerny solne, czyli przestrzenie w miejscach po soli kamiennej. Wszystkie te metody są odpowiednio zabezpieczone, z dbałością o mieszkańców i przyrodę, a miejsc odpowiednich do magazynowania wodoru czy dwutlenku węgla jest w Polsce wiele.

By znaleźć odpowiednie miejsca i zrealizować prace, a także zabezpieczyć instalacje, trzeba mieć jednak olbrzymie doświadczenie w pracach związanych z geologią, geofizyką i wiertnictwem. Przykładem może być Geofizyka Toruń, firma z grupy kapitałowej ORLEN, która bada podziemne struktury skalne. Realizuje projekty w tak odległych miejscach jak Kolumbia czy Angola, konkuruje z najlepszymi w swojej branży.

Także ORLEN Petrobaltic, spółka prowadząca wydobycie gazu i ropy naftowej na Bałtyku rozwija swoje możliwości w zakresie wspierania morskiej energetyki wiatrowej, bazując na dotychczasowych doświadczeniach.

Pokazuje to, że umiejętności i wiedza, które do niedawna znajdowały zastosowanie przede wszystkimi w projektach związanych z poszukiwaniem i wydobyciem gazu i ropy naftowej znajdują zastosowanie w wielu innych obszarach transformującej się energetyki.