Gaz ziemny od lat stanowi jeden z kluczowych filarów globalnego sektora paliw kopalnych, lecz dopiero rosnąca presja dekarbonizacyjna sprawiła, że coraz częściej postrzegany jest jako potencjalne paliwo przejściowe w procesie transformacji energetycznej. Wraz z dynamicznym rozwojem technologii odnawialnych oraz rosnącą konkurencyjnością energetyki słonecznej i wiatrowej, pojawia się pytanie, jaką rolę gaz ziemny ma pełnić w miksie energetycznym nadchodzących dekad. Dyskusja ta nie jest wyłącznie akademicka; przekłada się bezpośrednio na strategie inwestycyjne koncernów energetycznych, politykę klimatyczną państw oraz bezpieczeństwo dostaw energii dla przemysłu i gospodarstw domowych.

Charakterystyka gazu ziemnego jako paliwa i jego miejsce w miksie energetycznym

Gaz ziemny to kopalne paliwo energetyczne, którego głównym składnikiem jest metan (CH₄). W porównaniu z innymi paliwami kopalnymi, takimi jak węgiel kamienny czy ropa naftowa, charakteryzuje się wyższą wartością opałową oraz niższą emisją dwutlenku węgla na jednostkę wyprodukowanej energii. Podczas spalania gazu ziemnego powstaje relatywnie niewiele pyłów zawieszonych, tlenków siarki i metali ciężkich, co sprawia, że jest on postrzegany jako paliwo czystsze środowiskowo. Z tego względu w wielu krajach promuje się zastępowanie węgla gazem, zarówno w elektroenergetyce, jak i w ciepłownictwie.

W światowym miksie energetycznym udział gazu ziemnego systematycznie rósł przez ostatnie dekady, szczególnie w krajach OECD oraz w gospodarkach rozwijających się, takich jak Chiny czy Indie. Dla przemysłu energetycznego kluczowa jest możliwość szybkiej regulacji mocy w elektrowniach gazowych, co pozwala bilansować niestabilną produkcję z odnawialnych źródeł energii, zwłaszcza wiatru i słońca. Elektrownie gazowo-parowe oraz bloków kogeneracyjnych (CHP – Combined Heat and Power) używa się zatem jako elastycznego zaplecza mocy, a niekiedy również jako źródeł podstawowego obciążenia, szczególnie w regionach o wysokiej dostępności surowca.

Istotnym elementem oceny roli gazu ziemnego jako paliwa przejściowego jest jego wpływ na emisje gazów cieplarnianych. Z jednej strony, przy spalaniu w nowoczesnych blokach gazowo-parowych emisje CO₂ na jednostkę energii elektrycznej są znacznie niższe niż w blokach węglowych. Z drugiej strony, w całym łańcuchu wartości gazu – od wydobycia, poprzez przesył, skraplanie i regazyfikację, aż po końcowe spalanie – może dochodzić do ucieczek metanu. Metan jest gazem cieplarnianym o znacznie wyższym potencjale ocieplającym niż CO₂ w krótkim horyzoncie czasowym. Dlatego kwestia ograniczenia emisji niezorganizowanych, monitorowania infrastruktury oraz wdrażania technologii wykrywania wycieków staje się jednym z kluczowych zagadnień dla przemysłu gazowego.

Gaz ziemny występuje zarówno w złożach konwencjonalnych, jak i niekonwencjonalnych, takich jak łupki gazonośne, pokłady węgla czy formacje o niskiej przepuszczalności. Rozwój technologii szczelinowania hydraulicznego oraz horyzontalnego wiercenia znacząco zwiększył dostępność zasobów, zwłaszcza w Ameryce Północnej. Z punktu widzenia transformacji energetycznej ma to dwojaki efekt: z jednej strony obniża ceny gazu i ułatwia zastępowanie nim węgla, z drugiej zaś może prowadzić do tzw. efektu zamknięcia, czyli utrwalenia uzależnienia gospodarki od paliw kopalnych na dłużej, niż jest to zgodne z celami klimatycznymi.

Dla wielu państw gaz ziemny stał się ważnym narzędziem polityki bezpieczeństwa energetycznego. Dywersyfikacja dostawców, rozbudowa terminali LNG i połączeń międzysystemowych oraz możliwość szybkiego reagowania na wahania popytu sprawiają, że surowiec ten odgrywa rolę stabilizatora w okresach niestabilności geopolitycznej. Jednocześnie rosnące znaczenie gazu w systemach energetycznych rodzi obawy o nowe formy zależności, szczególnie w regionach, gdzie dominującą pozycję na rynku mają nieliczni eksporterzy.

Gaz ziemny w elektroenergetyce i ciepłownictwie – elastyczność, sprawność i wyzwania infrastrukturalne

Elektrownie gazowe w ostatnich latach stały się jednym z kluczowych elementów strategii dekarbonizacji sektora elektroenergetycznego. Wysoka sprawność bloków gazowo-parowych, sięgająca w najnowszych jednostkach ponad 60%, czyni je atrakcyjną alternatywą dla tradycyjnych bloków węglowych, których sprawność często nie przekracza 40%. Połączenie turbiny gazowej i parowej w układzie kombinowanym pozwala na wykorzystanie ciepła spalin do wytworzenia dodatkowej energii elektrycznej, co zwiększa efektywność całego procesu. W połączeniu z technologią kogeneracji, umożliwiającą jednoczesną produkcję energii elektrycznej i ciepła użytkowego, gazowe jednostki CHP osiągają bardzo wysokie łączne wykorzystanie energii chemicznej paliwa.

Jednym z kluczowych atutów gazu ziemnego w przemyśle energetycznym jest elastyczność pracy jednostek wytwórczych. Turbiny gazowe mogą stosunkowo szybko zwiększać i zmniejszać moc, co ma ogromne znaczenie w systemach elektroenergetycznych o rosnącym udziale niestabilnych źródeł odnawialnych. Produkcja energii z wiatru i słońca charakteryzuje się wysoką zmiennością w czasie, zależną od warunków pogodowych i pory dnia. W takich warunkach elektrownie gazowe pełnią funkcję jednostek regulacyjnych, kompensując niedobory mocy, gdy OZE produkują mniej, oraz ograniczając pracę, gdy produkcja z wiatru i fotowoltaiki jest wysoka.

Dla operatorów systemów przesyłowych oraz spółek energetycznych elastyczność gazu przekłada się na możliwość bardziej efektywnego zarządzania bilansowaniem systemu, ograniczania kosztów utrzymywania rezerw mocy oraz lepszego reagowania na nagłe zdarzenia, takie jak awarie dużych jednostek wytwórczych lub skokowe zmiany zapotrzebowania. Dlatego w wielu krajach planowane inwestycje w nowe elektrownie gazowe są ściśle powiązane z równoczesnym zwiększaniem mocy zainstalowanej w OZE. Gaz postrzegany jest tam jako swoisty „partner przejściowy” dla energetyki odnawialnej, zapewniający stabilność systemu w okresie, gdy technologie magazynowania energii na skalę sieciową nie są jeszcze powszechnie dostępne za rozsądną cenę.

W sektorze ciepłownictwa i ogrzewania gaz ziemny ma wyjątkowo silną pozycję, zwłaszcza w krajach, które rozbudowały sieci dystrybucyjne dla odbiorców komunalnych i przemysłowych. Kotły gazowe, zarówno przemysłowe, jak i domowe, cechują się wysoką sprawnością, stosunkowo niskimi emisjami i łatwością obsługi. W ciepłowniach systemowych wykorzystujących kogenerację, gaz ziemny pozwala osiągnąć znaczące redukcje emisji w porównaniu z ciepłowniami węglowymi. W wyniku polityk klimatycznych oraz regulacji dotyczących jakości powietrza w aglomeracjach miejskich, wiele miast promuje wymianę lokalnych kotłowni węglowych i pieców na instalacje gazowe, co przynosi wymierne korzyści w postaci redukcji smogu i pyłów PM.

Rozwój infrastruktury gazowej – obejmującej sieci przesyłowe, magazyny gazu, terminale LNG oraz stacje redukcyjno-pomiarowe – stanowi jednak istotne wyzwanie inwestycyjne. Budowa lub modernizacja infrastruktury jest kapitałochłonna i wymaga długiego okresu eksploatacji, aby koszty mogły się zwrócić. W kontekście transformacji energetycznej oraz planowanego odchodzenia od paliw kopalnych rodzi to pytanie o ryzyko powstania tzw. aktywów osieroconych, czyli instalacji, które z przyczyn regulacyjnych lub rynkowych przestają być opłacalne, zanim zakończy się ich ekonomiczny okres życia. Operatorzy systemów gazowych oraz koncerny energetyczne muszą zatem uwzględniać długoterminowe scenariusze klimatyczne i regulacyjne przy planowaniu nowych inwestycji.

W obszarze przesyłu i dystrybucji infrastruktura gazowa może w przyszłości pełnić funkcje wykraczające poza tradycyjne dostawy gazu ziemnego. Coraz częściej mówi się o możliwości wprowadzania do sieci mieszanin gazu ziemnego z wodorem oraz z biometanem, co może stopniowo zmieniać charakter tej infrastruktury w kierunku nośnika energii nisko- i zeroemisyjnej. Wymaga to jednak szeregu analiz technicznych, modernizacji niektórych odcinków sieci i urządzeń, a także dostosowania norm materiałowych oraz przepisów bezpieczeństwa. Dla sektora gazowego oznacza to szansę na utrzymanie znaczenia w gospodarce neutralnej klimatycznie, pod warunkiem skutecznego i bezpiecznego przeprowadzenia tego procesu.

Wyzwania dla gazu w elektroenergetyce i ciepłownictwie nie ograniczają się do kwestii technicznych i infrastrukturalnych. Rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ w ramach systemu EU ETS oraz możliwe wprowadzenie analogicznych mechanizmów w innych regionach świata stopniowo pogarszają konkurencyjność paliw kopalnych, w tym gazu ziemnego, względem OZE. Nawet jeśli emisje z jednostek gazowych są niższe niż z węglowych, to w dłuższym horyzoncie czasowym i przy ambicjach neutralności klimatycznej do połowy wieku, udział gazu w miksie energetycznym będzie musiał się kurczyć lub wymagać zastosowania technologii wychwytywania i składowania dwutlenku węgla (CCS/CCU). Wdrożenie takich technologii na szeroką skalę wciąż napotyka jednak bariery ekonomiczne i społeczne, co dodatkowo komplikuje rolę gazu jako paliwa przejściowego.

Gaz ziemny jako paliwo przejściowe – perspektywy, ryzyka i powiązania z technologiami niskoemisyjnymi

Pojęcie paliwa przejściowego odnosi się do surowca, który ma ułatwić stopniowe odchodzenie od wysokoemisyjnych paliw kopalnych, jednocześnie zapewniając stabilność dostaw energii i ograniczając koszty transformacji. Gaz ziemny idealnie wpisuje się w tę definicję pod kilkoma względami: jest relatywnie czysty w porównaniu z węglem, zapewnia elastyczność pracy systemu, a jego wykorzystanie bazuje na już istniejącej i stale rozwijanej infrastrukturze. Z punktu widzenia polityki klimatycznej kluczowe jest jednak, aby rola ta miała charakter czasowy, a nie prowadziła do utrwalenia struktury energetycznej opartej na paliwach kopalnych.

Jednym z głównych argumentów zwolenników gazu jako paliwa przejściowego jest możliwość szybkiej redukcji emisji w sektorach, gdzie zastąpienie paliw innymi niż gaz jest w krótkim okresie trudne. Przykładem są systemy ciepłownicze bazujące na starych źródłach węglowych, przemysł ciężki wymagający wysokotemperaturowego ciepła procesowego oraz regiony o ograniczonym potencjale rozwoju energetyki odnawialnej. Przejście z węgla na gaz w takich sektorach może znacząco obniżyć emisje przy stosunkowo niskim nakładzie inwestycyjnym, szczególnie jeśli istnieje już dostęp do sieci gazowych. Dodatkowo, w połączeniu z poprawą efektywności energetycznej, gaz może przyspieszyć realizację krótkoterminowych celów klimatycznych, co ma znaczenie w kontekście ograniczania skumulowanej emisji w najbliższych dekadach.

Z drugiej strony, krytycy wskazują, że inwestycje w nowe moce gazowe i infrastrukturę przesyłową mogą prowadzić do tzw. efektu blokady technologicznej. Raz wybudowane elektrownie, gazociągi czy terminale LNG mają żywotność liczona w dziesięcioleciach, a podmioty odpowiedzialne za ich finansowanie będą dążyć do jak najdłuższego okresu eksploatacji, by odzyskać zainwestowany kapitał. Może to spowolnić rozwój odnawialnych źródeł energii, magazynowania energii oraz technologii wodorowych, jeśli regulacje i mechanizmy rynkowe nie zostaną odpowiednio zaprojektowane. Ryzyko to jest szczególnie istotne w krajach, gdzie polityka energetyczna nie ma stabilnego i długoterminowego charakteru, a decyzje inwestycyjne są w dużej mierze uzależnione od krótkookresowych bodźców cenowych.

Istotnym elementem dyskusji o gazie jako paliwie przejściowym jest też kwestia emisji metanu na całej długości łańcucha dostaw. Wycieki metanu podczas wydobycia, obróbki i transportu surowca mogą znacząco podważyć jego przewagę klimatyczną nad węglem, jeśli nie zostaną skutecznie ograniczone. Dlatego w ostatnich latach rośnie znaczenie inicjatyw monitorowania emisji metanu przy użyciu satelitów, dronów oraz czujników naziemnych, a także programów dobrowolnych i regulacyjnych, zachęcających przedsiębiorstwa do ich redukcji. Dla przemysłu energetycznego oznacza to konieczność inwestowania nie tylko w nowe moce wytwórcze, ale również w technologie pomiarowe, systemy zarządzania emisjami oraz raportowanie środowiskowe.

Gaz ziemny łączy się coraz częściej z innymi technologiami niskoemisyjnymi, stając się elementem bardziej złożonych systemów energetycznych. Jednym z kierunków jest integracja gazu z technologiami wychwytywania i wykorzystania lub składowania dwutlenku węgla. Teoretycznie połączenie wysokoefektywnej elektrowni gazowej z instalacją CCS mogłoby zapewnić źródło energii o bardzo niskim śladzie węglowym, przy zachowaniu elastyczności i stabilności produkcji. W praktyce jednak technologie CCS nadal borykają się z wysokimi kosztami, ograniczoną dostępnością odpowiednich formacji geologicznych oraz wątpliwościami społecznymi związanymi z bezpieczeństwem długoterminowego składowania CO₂. Mimo to w wielu scenariuszach rozwoju energetyki do połowy XXI wieku zakłada się istotny udział gazu z CCS, zwłaszcza w sektorach trudnych do elektryfikacji.

Równolegle rozwija się koncepcja wykorzystania istniejącej infrastruktury gazowej do przesyłu paliw alternatywnych, takich jak biometan i wodór. Biometan, produkowany z odpadów organicznych, odchodów zwierzęcych czy frakcji biodegradowalnych odpadów komunalnych, ma właściwości energetyczne zbliżone do gazu ziemnego i może być wtłaczany do sieci po odpowiednim oczyszczeniu. Umożliwia to stopniowe obniżanie emisyjności całego systemu bez konieczności natychmiastowej wymiany infrastruktury końcowej. Z kolei wodór, w zależności od sposobu produkcji, może być nośnikiem energii nisko- lub zeroemisyjnej. Mieszanki wodoru z gazem ziemnym, a w dalszej perspektywie dedykowane sieci wodorowe, są postrzegane jako jeden z filarów przyszłej gospodarki energetycznej. Dla sektora gazowego może to oznaczać ewolucję w kierunku operatora sieci dla różnych rodzajów gazów, nie zaś wyłącznie dla gazu kopalnego.

Rola gazu ziemnego jako paliwa przejściowego jest ściśle powiązana z dynamiką rozwoju odnawialnych źródeł energii i technologii magazynowania. Im szybciej spadają koszty energii wiatrowej, fotowoltaiki, baterii wielkoskalowych czy magazynów cieplnych, tym mniejsza może być potrzebna liczba nowych inwestycji gazowych. Jednocześnie systemy elektroenergetyczne o bardzo wysokim udziale OZE wymagają rozbudowanych mechanizmów zapewniania rezerw i elastyczności – i tu gaz może jeszcze długo odgrywać istotną rolę. Należy przy tym podkreślić, że w miarę rozwoju rynków elastyczności, usług systemowych i odpłatnych mechanizmów mocy, rosnąć będzie konkurencja pomiędzy gazem, magazynami energii, elastycznym popytem (Demand Side Response) i innymi technologiami.

W perspektywie najbliższych dwóch–trzech dekad przemysł energetyczny stoi przed koniecznością pogodzenia trzech priorytetów: bezpieczeństwa dostaw, konkurencyjności gospodarki oraz głębokiej dekarbonizacji. Gaz ziemny, jako paliwo przejściowe, może wspierać dwa pierwsze cele, o ile jego wykorzystanie będzie ściśle podporządkowane ścieżkom redukcji emisji zgodnym z porozumieniem paryskim. Oznacza to potrzebę wyznaczania jasnych horyzontów czasowych dla eksploatacji nowych jednostek gazowych, projektowania regulacji ograniczających emisje metanu, wspierania rozwoju biometanu i wodoru oraz integrowania gazu z technologiami wychwytywania CO₂ tam, gdzie jest to uzasadnione ekonomicznie.

Przyszła rola gazu ziemnego w transformacji energetycznej nie jest dana raz na zawsze i zależy od szeregu czynników: tempa postępu technologicznego, kierunków polityki klimatycznej, rozwoju rynków finansowych i preferencji społecznych. Niezależnie od scenariusza, jedno wydaje się pewne – gaz ziemny przestaje być postrzegany wyłącznie jako tradycyjne paliwo kopalne, a coraz częściej jako element złożonego ekosystemu energetycznego, w którym istotne stają się takie pojęcia jak efektywność energetyczna, bezpieczeństwo energetyczne, elastyczność systemu, dekarbonizacja i integracja z odnawialnymi źródłami energii. Z tej perspektywy pytanie nie brzmi już, czy gaz ma przyszłość, lecz na jakich zasadach i w jakiej skali będzie on wykorzystywany w gospodarce dążącej do neutralności klimatycznej.