„Gazówki” mają początkowo zastąpić wysłużone bloki węglowe, przejmując od nich pracę w tzw. podstawie, a docelowo stanowić rezerwy uruchamiane w okresach największego zapotrzebowania (tzw. peakery). Obecnie w KSE pracują bloki gazowe o łącznej mocy ok. 6 GW, a w planach jest budowa kolejnych 10 GW (m.in. PGE, Enea, Tauron, Orlen, ZE PAK).
Krajowe wydobycie gazu jest stabilne i wynosi ok. 3 mld m3 rocznie, zaspokajając bieżące potrzeby w ok. 15 proc. Pozostała część jest importowana. Rosnące zapotrzebowanie w przyszłości (które też będzie podlegać dużym wahaniom w ślad za zmianami miksu produkcji energii) oznacza konieczność zwiększenia importu.
Dotychczas głównym dostawcą gazu był Orlen, poprzez „ramię” gazowe przejęte wraz z PGNiG. Dział gazowy jest kluczowym obszarem biznesu odpowiadającym w Orlenie za ok. 40 proc. EBITDA. Spodziewany wzrost popytu wynikający z rozwoju energetyki gazowej dawał nadzieję na dynamiczny wzrost wyników tego segmentu w kolejnych latach. Tymczasem koncerny energetyczne postanowiły zwiększyć dywersyfikację źródeł dostaw paliwa do „gazówek” i tym samym ograniczyć uzależnienie od potentata. W tym celu wykupiły od Gaz-Systemu usługę regazyfikacji LNG w planowanym do uruchomienia w 2030 r. nowym terminalu FSRU, który ma powstać w Zatoce Gdańskiej. W konsekwencji będą mogły niezależnie kupować gaz (w postaci ciekłej – LNG) i importować go z pominięciem Orlenu. Ruch jak najbardziej racjonalny dla firm energetycznych, ale czy korzystny dla Orlenu?
