Brak spisu treści.
Rynek mocy jest mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych.
Rynek mocy ma być dodatkowym źródłem wynagrodzenia dla koncernów energetycznych w zamian za gotowość do zaoferowania, w razie potrzeby, określonych mocy elektrowni. Zgodnie z planami resortu energii nowe przepisy miałyby zacząć obowiązywać od stycznia 2018 r.
Obecnie trwa uchwalanie ustawy o rynku mocy przez parlament. Zgłaszane poprawki wprowadziły do projektu m.in. efekty uzgodnień z Komisją Europejską. Przy okazji debaty nad ustawą wiceminister energii Andrzej Piotrowski ujawnił, że zasady finansowania projektu jądrowego nie będą się opierały o rynek mocy.
Węgiel wciąż podstawą
Rynek mocy to coś, o czym w ostatnich latach wiele się mówiło. Generalnie rzecz biorąc, jest w założeniu mechanizmem wsparcia dla elektrowni i firm energetycznych. Krajowa elektroenergetyka bazuje obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym i brunatnym, który jeszcze długo pozostanie wiodącym nośnikiem w naszym miksie energetycznym. Jednak sektor energetyczny potrzebuje środków na inwestycje. Obecne ceny energii na rynku hurtowym są na tyle niskie, że nie pozwalają zarobić na spłatę kredytu na budowę nowej elektrowni – praktycznie w każdej technologii. Ponieważ inwestycje w nowe, konwencjonalne jednostki wytwórcze są nieopłacalne, wraz z zamykaniem najstarszych źródeł pojawia się groźba, że w ich miejsce nic nie powstanie i energii zabraknie.
Rynek mocy wprowadza zatem wsparcie w postaci dodatkowego wynagrodzenia – płatności mocowych – dla źródeł wytwórczych za to, że przez określony w kontrakcie czas, w razie potrzeby, np. niedoboru energii, będą dysponować odpowiednią mocą. A więc będą mogły dostarczyć potrzebną energię.
Pieniądze na nowe bloki
Rząd liczy, że firmy energetyczne dysponując takim dodatkowym źródłem dochodów będą w stanie sfinansować modernizację, albo budowę nowych bloków. Oferty na wysokość oczekiwanego wynagrodzenia za moc będą wyłaniane w specjalnych aukcjach, które zgodnie z projektem rozpoczną się w grudniu 2018 r. Wyjątkowo odbędą się wtedy trzy aukcje – na moc w latach 2021, 2022, 2023. Od 2019 r. odbywać się będzie jedna aukcja na moc pięć lat w przód.
Aukcje będą wygrywać najtańsze oferty przy maksymalnym uwzględnieniu oczekiwanej przez KE neutralności technologicznej. Na podobnych zasadach trzeba więc będzie rozpatrywać oferty krajowych elektrowni, ale również w określonej wysokości zagranicznych źródeł, a także usługi DSR, czyli ograniczanie zużycia energii i pobieranej mocy na żądanie.
Krajowa elektroenergetyka bazuje obecnie przede wszystkim na węglu kamiennym i brunatnym, który jeszcze długo pozostanie wiodącym nośnikiem w naszym miksie energetycznym.
Jak już pokazały pierwsze szacunki, rynek mocy miałby kosztować ok. 4 mld zł rocznie, jednak – jak podkreślał ministerenergii Krzysztof Tchórzewski – ostateczny rachunek będzie zależeć od wyników aukcji i wysokości zwycięskich ofert. Według resortu energii przeciętne gospodarstwo domowe zapłaci sporo poniżej 10 zł miesięcznie w zamian za gwarancję nieprzerwanych dostaw energii.
Projekt ustawy nie precyzuje do kogo konkretnie popłyną te pieniądze. Przewiduje jedynie, że im większa inwestycja, tym dłuższy kontrakt. Maksymalne wsparcie przewidziano na 15 lat. Dłuższymi kontraktami premiowane będą jednostki o niskiej emisji dwutlenku węgla oraz dostarczające odpowiednio dużo ciepła do systemów komunalnych. Zgodnie z regulacjami UE rynek mocy jest uznawany za pomoc publiczną i wymaga zgody Komisji. Rząd prenotyfikował projekt i wprowadził już do niego zapisy, których oczekiwała KE.
– Nasze działania w kierunku, aby to było jednoczesne z dalszym wykorzystaniem węgla, są przyjęte ze zrozumieniem – z punktu widzenia naszych możliwości. Dlatego też myślę, że ustawa o rynku mocy wejdzie w życie od 1 stycznia 2018 r. Mam taką nadzieję, ale początek grudnia, okres przedświąteczny nie będzie łatwy – powiedział minister energii Krzysztof Tchórzewski, wskazując na rozmowy z Brukselą dotyczące kwestii rynku mocy.
Energetyka przed ogromnymi wyzwaniami
Eksperci podkreślają, że niezwykle istotna pozostaje właśnie kwestia negocjacji z Komisją Europejską zgodności naszej ustawy o rynku mocy z rozwiązaniami zawartymi w tzw. pakiecie zimowym. Polska ma problemy w elektroenergetyce z zabezpieczeniem potrzebnej mocy przez najbliższe kilkanaście lat. Inwestuje się w tym sektorze, ale niewystarczająco szybko i dużo. Tak więc rynek mocy, jako jedno z narzędzi wsparcia inwestycji, jawi się jako racjonalne rozwiązanie, jednak kosztowne.
Oceny skutków regulacji wskazują, że łączne koszty rynku mocy w ciągu pobierania opłaty przez 10 lat od wejścia w życie zmian wyniosą prawie 26,9 mld zł. Z tego dla odbiorców przemysłowych wyniosą 2,1 mld zł, dla sektora mikro, małych i średnich przedsiębiorstw oraz dużych przedsiębiorstw niebędących odbiorcami przemysłowymi niemal 15 mld zł, natomiast dla gospodarstw domowych prawie 7 mld zł. Dotąd płaciło się za energię, a trzeba też będzie płacić za moc.
Do 2020 r. w polskim miksie energetycznym 15 proc. energii ma pochodzić z OZE. To z kolei oznacza zwiększenie mocy w OZE wymagające docelowo kompensacji energetyką gazową. Ostrołęka ma bowiem być ostatnim blokiem opartym na węglu.
Projekt ustawy o rynku mocy zakłada wprowadzenie tzw. dwutowarowego rynku, na którym towarem będzie tzw. moc dyspozycyjna netto (będą ją mogli oferować wytwórcy) i zarządzanie popytem energii. Wprowadzenie tego mechanizmu ma zapewnić bezpieczeństwo dostaw energii w horyzoncie średnio i długoterminowym. Zgodnie z projektem ustawy w 2021 r. ma już w Polsce funkcjonować rynek mocy z płatnościami za moc, a pierwsza aukcja odbędzie się w trzecim roku przed okresem dostaw. Autorzy projektu wskazują, że funkcjonujący u nas jednotowarowy rynek energii nie zapewnia przesłanek ekonomicznych do kontynuowania udziału w rynku, bądź też podejmowania decyzji o wejściu na ten rynek z nowymi inwestycjami.
Jerzy Dudała Publicysta czasopisma Nowy Przemysł
i portalu wnp.pl
Rosnący import do Polski oznacza wzmożone zapotrzebowanie na węgiel w ogóle, w tym również ten z polskich kopalń.
Podczas mojej pierwszej wyprawy na tatrzański Zawrat w połowie drogi dopadła nas straszliwa mgła. Wycieczka wystartowała z Zakopanego chwilę po śniadaniu, więc dosyć późno jak na dwutysięcznik. Dlatego kiedy dotarło do nas, że za chwilę się ściemni i Dolinę Pięciu Stawów będziemy zwiedzać po ciemku, ogarnęło nas lekkie przerażenie, a dość wspomnieć, że jako totalni amatorzy na wyposażeniu nie mieliśmy nawet latarek.
Obecność mgły była dla nas o tyle problematyczna, że nie widząc szczytu, ciężko nam było oszacować, kiedy go w końcu zdobędziemy i zaczniemy kierować się w dół ku schronisku, które miało nam zapewnić dach nad głową tej nocy. Bardzo podobne odczucia mam śledząc wahania cen węgla i nie mogąc ocenić, czy już osiągnęliśmy szczyt tego sezonu, czy przyjdzie nam nań jeszcze chwilę poczekać.
W ekonomii behawioralnej Richarda H.Talera, tegorocznego laureata Nagrody Nobla, wyróżnia się wiele typów nieracjonalnych zachowań konsumentów. W odniesieniu do cen węgla i decyzji o zakupie podejmowanych przez odbiorców, najciekawszym kazusem tego roku może być przypadek magicznej granicy 100 dolarów, do której zbliżają się przez większość ostatnich dwóch miesięcy indeksy na rynku Atlantyku. Doświadczeni traderzy (i dodatkowo dobrze zakontraktowani lub zaopatrzeni) doskonale wiedzą, jaka będzie reakcja odbiorców i tylko na to czekają. Przekroczenie linii 100 dolarów za tonę węgla na ARA i RB wymusi na odbiorcach gwałtowny i olbrzymi wzrost popytu, zaniepokojonych faktem, że ceny te mogą wzrosnąć jeszcze bardziej (pomimo że z czysto ekonomicznego punktu widzenia mogą równie dobrze spaść).
Nakręcanie rynku
W tym przypadku na nic nie zda się długoletnia praktyka, śledzenie i analiza cyklicznych wahań cen surowców (przede wszystkim ropy naftowej). Tutaj główne skrzypce zagra psychologia, która napędzi popyt, zwiększy deficyt (nie zapowiada się na nagłe zwiększenie podaży na głównych rynkach) i w konsekwencji podbije ceny jeszcze bardziej, niejako udowadniając obawy konsumentów na zasadzie samospełniającej się przepowiedni. Już teraz część producentów i traderów tylko czeka na taki scenariusz i odpowiednio podkręca atmosferę, chociaż właściwszym byłoby określenie, że „nakręcają rynek”. Na początku listopada chińska Narodowa Komisja Rozwoju i Reform (organ wyznaczający gospodarce kierunki i egzekwujący ich realizację) ogłosiła, że zajmie się problemem „złowrogiego gromadzenia” zasobów węgla i budowania monopoli cenowych.
Urzędników Komisji niepokoi utrzymujący się od września ub.r. wysoki poziom cen ponad pożądanym tzw. zielonym pasem, który mieści się w granicach 500–570 juanów (75–85 dolarów) za tonę. Od sierpnia br. ceny węgla w Chinach nie spadają poniżej 600 juanów za tonę. Utrzymujące się na poziomie poniżej 400 juanów za tonę na początku 2016 r. ceny węgla wystrzeliły w połowie ub.r., pikując w listopadzie do poziomu 700 juanów za tonę. Od tego czasu konsekwentnie spadały. W czerwcu br. nawet na moment zahaczyły o „zielony pas”, ale od lipca obserwujemy delikatny wzrost, będący konsekwencją właśnie m.in. ograniczonej podaży węgla na rynku wewnętrznym, przy jednoczesnym wzroście zapotrzebowania. Ograniczona podaż jest przez urzędników tłumaczona właśnie nierynkowymi praktykami producentów.
Trudności eksporterów
W przeciągu 9 pierwszych miesięcy br. produkcja energii elektrycznej z węgla wzrosła w Chinach o 6,3 proc. względem analogicznego okresu ub.r., wymuszając na chińskich spółkach energetycznych zwiększenie importu paliwa. Naturalni dostawcy na ten rynek – Australia, Indonezja i RPA – przeżywają jednak własne trudności i zapowiadają, że do końca roku nie będą w stanie znacząco zwiększyć eksportu: RPA wcale, Australia o marne 1,8 mln t, a Indonezja wbrew wcześniejszym zapowiedziom o dodatkowych 20 mln t obecnie weryfikuje swoją ofertę. Nawet zwiększony import ze Stanów Zjednoczonych i Rosji może przy tegorocznym popycie okazać się niewystarczający. Dlatego to od krajowego górnictwa chińska energetyka domaga się zaspokojenia swoich potrzeb dodatkowymi dostawami węgla, to jednak zarzeka się, że nie będzie w stanie pomóc.
Choć zasadniczo węgiel z importu był dla chińskich odbiorców trudno dostępny w październiku, to jeśli udało się go dostać jego ceny były wyjątkowo kuszące. Aktualnie różnica pomiędzy cenami węgla z zagranicy a węgla wydobywanego w kraju wynosi ok. 20 proc., co z uwagi na fakt, że nie zdarza się zbyt często, mogło sugerować rekordowe zainteresowanie ze strony chińskich nabywców. Ci jednak postanowili grać na zwłokę, a realizowane były głównie dostawy spotowe. Wcześniej konsekwentnie rosnące od wiosny, ceny węgla eksportowanego do Chin z Indonezji i Australii przyhamowały w październiku, żeby w listopadzie zacząć spadać. Na koniec miesiąca ceny wróciły do poziomów z połowy września, tj. ok. 83–84 dolarów za tonę, a jeśli Chińczycy dalej będą się wstrzymywać z większymi zakupami, konkurencja pomiędzy Indonezją a Australią znacznie zdołuje ceny.
Rozpaczliwe zakupy
Część chińskiej bierności należy tłumaczyć przy tym przerwą świąteczną, która miała miejsce również w Korei Południowej. W Indiach tymczasem odbiorcy kupowali głównie niskokaloryczny węgiel z Indonezji (4,200 kcal/kg) lub z USA, a hinduski popyt można było wyraźnie zanotować po rozpaczliwych wręcz zakupach „czegokolwiek skądkolwiek”. Winę za ten stan rzeczy ponoszą przede wszystkim niskie zapasy w elektrowniach, najniższe od trzech lat. 112 elektrowni węglowych zaraportowały stan zapasów na poziomie odpowiadającym sześciu dniom zużycia, co wołało nie tylko o pomstę do nieba, ale wręcz o wprowadzenie stanu nadzwyczajnego zagrożenia blackoutem i paraliżu państwa. Zwiększony import szedł w parze ze zwiększoną produkcją Coal India. We wrześniu wydobycie w Indiach wzrosło o 10 proc. względem poprzedniego miesiąca (najwięcej od 2013 r.).
Na ceny w obszarze Pacyfiku bardzo wpłynęły również nieustające protesty w Australii, gdzie przez ostatnie pół roku w zasadzie nie było miesiąca bez większych lub mniejszych strajków w otoczeniu górnictwa lub handlu węglem. Najbardziej „cenotwórczy” był październikowy strajk pracowników kolei Pacific National. O ile protest pojedynczej kopalni to dla traderów tylko żółte światło, o tyle paraliż na torach to już czerwona fala (o tym, jak ważnym ogniwem w łańcuchu jest transport, przekonaliśmy się w tym roku również w Polsce). W Australii sama tylko groźba strajku podbiła ceny o kilka dolarów, ale poważny skok nastąpił po 48godzinnym proteście, który wyłączył z ruchu 90 pociągów. Sama kopalnia Hunter Valley ogłosiła, że z powodu strajku kolejarzy do portu w Newcastle nie dojechało ponad 700 tys. t węgla.
W związku z ograniczeniem podaży, ceny węgla w Australii urosły na koniec października do 97,50 dolara za tonę, a w pierwszych dniach listopada otarły się o granicę 100 dolarów za tonę, później jednak nastąpił znaczący spadek, aż do 90 dolarowego dołka na początku drugiej połowy miesiąca. Obecnie węgiel australijski sprzedawany jest po cenach bardzo zbliżonych do cen w Europie, co po raz ostatni miało miejsce na dłużej w drugim kwartale 2015 r., a dosłownie na chwilę w połowie roku ubiegłego. Część analityków wróży, że ceny australijskiego surowca wzrosną w kontraktach długoterminowych na pierwsze trzy kwartały przyszłego roku – wszystko zależeć będzie od podaży i występowania kolejnych problemów logistycznych w postaci strajków pracowniczych.
Strajk podbija indeks
Strajki górników okazały się być również bardzo niebezpieczne dla cen w RPA. We wrześniu najgoręcej było w porcie Richards Bay, do którego dojeżdżało mniej węgla z dwóch kopalń notowanej na londyńskiej giełdzie firmy Exxaro. Strajk pracowników podbił indeks FOB RB do najwyższego poziomu od listopada 2016 r. (o cenach na poziomie 95 dolarów za tonę dawno już zapomniano). Ograniczona podaż i rekordowe w tym roku ceny zmusiły Indie, dla których RPA była głównym dostawcą węgla, do szukania nowych partnerów (lukę po południowoafrykańskim węglu zapełniał m.in. surowiec ze Stanów Zjednoczonych). Niedługo później, w drugiej połowie listopada Narodowy Związek Górników (NUM) ogłosił, że planuje generalny strajk pracowników w dwóch kopalniach Exxaro: Limpopo i Mpumalanga.
Najbardziej obawiano się, że protest rozleje się na zakłady innych producentów, ponieważ do NUM należy aż 70 proc. pracowników zatrudnionych w Exxaro, Anglo Coal, Glencore i Demas Coal (łącznie 14 tys. osób, czyli 1/5 wszystkich zatrudnionych w górnictwie w RPA). Gdyby do tego doszło, można byłoby spodziewać się nie tylko deficytów węgla na eksport do Azji i Europy oraz drastycznej podwyżki cen na początku sezonu grzewczego, ale jak wieścili analitycy, tak duży strajk stanowiłby poważne zagrożenie dla krajowej – opartej na węglu – energetyki. Na szczęście protestów udało się uniknąć, a ceny w ślad za tym zaczęły lecieć na łeb, na szyję. Kiedy jeszcze na początku listopada za tonę węgla z RPA płacono 95 dolarów, tak na koniec miesiąca poziom indeksów spadł już do ledwie 91 dolarów. Aktualna tendencja przypomina tę wrześniową, kiedy odnotowano trzymiesięczny dołek.
W Europie wyglądało to nieco inaczej. Trudno mówić o stabilności, ale na tle cen w Południowej Afryce ceny w portach ARA przynajmniej odbijają się jak sprężyna zamiast tylko spadać – tak było zarówno przez cały październik jak i listopad. Wprawdzie w liczonym przez global-COAL indeksie, opartym na transakcjach zawieranych za pomocą tej platformy, względem września październik wiązał się jedynie z 40 centowym wzrostem, to w listopadzie wzrost powinien wynieść jakieś 1–3 dolarów za tonę. Jednym z głównych czynników napędzających spadki był spadek produkcji prądu z węgla w Niemczech, na rzecz zwiększenia produkcji z wiatru. Z drugiej strony, w związku z remontem 19 reaktorów atomowych Francja zmuszona jest importować energię zza kanału La Manche, m.in. z węglowej elektrowni Ratcliffe, której bloki pracowały pełną parą, ratując Francję przed blackoutem.
Kiedy magiczna setka?
Akurat te doniesienia zbiegły się z zakończeniem szczytu klimatycznego w Bonn, co dla wielu obecnych tam proklimatycznych polityków i lobbystów musiało zabrzmieć jak najgorszy koszmar. Właśnie w tygodniu kończącym COP23 węgiel w Europie notował swój najwyższy wzrost, z 92 do 95 dolarów za tonę, po raz kolejny osiągając rekordowy poziom w tym roku, ostatni raz widziany przez analityków w sierpniu 2012 r. (nawet podczas ubiegłorocznych wzrostów nie widziano tony węgla droższej niż 91–92 dolary). Dlatego właśnie kiedy tylko pojawiły się takie ceny, wśród traderów odżyła dyskusja na temat tego, kiedy w końcu indeks ARA przeskoczy „magiczną setkę” (ostatni raz miało to miejsce na koniec pierwszego kwartału 2012 r.), tak jakby „kiedy” było tu jedynym pytaniem, bo odpowiedź na „czy w ogóle?” stała się dla niektórych oczywistością.
Odrębna wyspa – Polska
Polska pozostaje jak zawsze nieco odrębną wyspą, swoistą Japonią XVIII w. na węglowej mapie świata. Samo górnictwo zanotowało w ujęciu całego 2017 r. całkiem niezłe wyniki. W pierwszych trzech kwartałach kopalnie wydobyły łącznie prawie 49 mln t węgla, i choć oznacza to spadek o 6 proc. w stosunku do analogicznego okresu roku poprzedniego, to jednak trzeba pamiętać o zapóźnieniach inwestycyjnych. Prawie 39,4 mln t stanowił węgiel energetyczny, a niecałe 10 mln t węgiel koksujący. Do końca września spółki węglowe sprzedały 49,3 mln t węgla, jak co roku najwięcej do energetyki zawodowej, która zakupiła 23,3 mln t miałów, co oznacza jednak spadek o 1,1 mln t rdr. O niemal 46 proc. wzrosła za to sprzedaż do energetyki przemysłowej, i wyniosła 1,6 mln t.
Rosnący import oznacza wzmożone zapotrzebowanie na węgiel
W kraju sprzedano 44,3 mln t, natomiast wywóz węgla do Unii Europejskiej i eksport poza granice Wspólnoty wyniósł 5 mln t (spadek o 25 proc. w porównaniu do ub.r.). Nową tendencją jest tutaj fakt, że połowa eksportu była realizowana nie przez Węglokoks, a bezpośrednio przez same kopalnie. Według danych z urzędów celnych import za 8 miesięcy tymczasem wyniósł 7,3 mln t, co oznacza, że raptem po roku przerwy znowu stajemy się importerem netto. Władze lubelskiej Bogdanki próbują ten fakt obrócić w korzyść, tłumacząc, że rosnący import oznacza wzmożone zapotrzebowanie na węgiel w ogóle, w tym również ten z polskich kopalń. Poprzednie zagadnienia dotyczą miałów, jeśli zaś chodzi o sprzedaż sortymentów grubych, to wyniosła ona 3,4 mln t i była wyższa o 3,2 proc. w stosunku do analogicznego okresu ub.r.
Jeśli chodzi o ceny, wrzesień przyniósł odwrócenie zjawisk obserwowanych w okresie wakacyjnym. Tym razem rósł indeks PSCMI1 (energetyka zawodowa) – do 206,17 zł, a indeks PSCMI2 (ciepłownie) uległ obniżeniu do 237,66 zł za tonę. Średnia cena zbytu ogółem (energetycznego i koksującego) ukształtowała się w okresie styczeń-wrzesień 2017 r. na poziomie 309,87 zł za tonę, a więc prawie o 33 proc. więcej niż w pierwszych dziewięciu miesiącach ub.r. (231,34 zł). Miał w tym wszystkim największy udział oczywiście węgiel koksujący, ponieważ należy pamiętać o tym, że średnia cena węgla energetycznego za trzy pierwsze kwartały2017 r. osiągnęła poziom 235,57 zł i była wyższa o 22,47 zł od ubiegłorocznej, natomiast cena węgla koksowego sięgnęła obecnie 633,91 złote za tonę, a więc 200 proc. więcej niż w 2016 r.
Dawid Salamądry
Założyciel serwisu polishcoaldaily.com
Z zalet nowoczesnych rozwiązań doskonale zdają sobie sprawę producenci węgla oraz maszyn i urządzeń dla górnictwa.
Rewolucja technologiczna od dawna ma miejsce w sektorze węglowym oraz branży okołogórniczej. Doktryna przemysłu 4.0 na dobre ulokowała się w polskim i światowym górnictwie.
Ukierunkowana jest ona głównie na wzrost efektywności, poprawę bezpieczeństwa pracy w kopalniach oraz redukcję kosztów. Z jej zalet doskonale zdają sobie sprawę producenci węgla, a także polscy producenci maszyn i urządzeń dedykowanych szeroko rozumianej branży wydobywczej.
Ekspansja zagraniczna
Celem przemysłu 4.0 w górnictwie jest wszystko to, co ma zapewnić tej branży możliwość rentownego funkcjonowania w dłuższej perspektywie czasowej. U jego podstaw leży konsolidacja systemów i integracja ludzi ze sterowanymi cyfrowo maszynami szeroko wykorzystującymi sieć bezprzewodową oraz technologie informacyjne i komunikacyjne. Oznacza integrację urządzeń ze światem wirtualnym. Daje to przedsiębiorstwom stosującym rozwiązania przemysłu 4.0 pełną kontrolę nad procesem produkcyjnym, pozwalając na identyfikację wąskich gardeł i ich eliminację, a w konsekwencji umożliwia zwiększenie przewagi nad konkurencją.
Właśnie tego chcą teraz zagraniczni klienci. Wiedzą o tym m.in. w Famurze, który stał się – po przejęciu Kopeksu – potentatem i niekwestionowanym liderem na polskim rynku. Innowacyjna myśl techniczna, szeroko rozwinięty dział Badań i Rozwoju oraz zespół doświadczonych pracowników, to tylko niektóre czynniki pozwalające Famurowi być wiodącym uczestnikiem procesu unowocześniania krajowego i światowego górnictwa. Dzięki temu firma wspiera równocześnie transformację tradycyjnej polskiej gospodarki – opartej głównie na przemyśle ciężkim – w kierunku zdywersyfikowanego, zaawansowanego technologicznie przemysłu 4.0. Po tym jak Famur przejął Kopex, jego potencjał znacząco się zwiększył. W procesie integracji możliwości Famuru i Kopeksu upatrywane są szanse zdecydowanego przyspieszenia realizacji programu ekspansji Go Global i w konsekwencji na osiągnięcie w najbliższych pięciu latach poziomu 50 proc. przychodów pochodzących z eksportu. Chodzi o zbudowanie w ramach Grupy Famur dobrze zorganizowanego, w pełni zrestrukturyzowanego podmiotu, który dzięki kompleksowemu portfolio oferowanych maszyn, urządzeń i usług będzie mógł zaprezentować na rynkach zagranicznych kompletne systemy wydobywcze oraz całościową obsługę projektów inwestycyjnych dla przemysłu.
– Famur to przykład na przemyślaną politykę inwestycyjną oraz na sprawnie przeprowadzone akwizycje, pozwalające poszerzać asortyment i wchodzić na nowe rynki – ocenił prof. Andrzej Barczak z katowickiego Uniwersytetu Ekonomicznego.
Producenci maszyn i technologii dla przemysłu wydobywczego oferują coraz bardziej zaawansowane produkty spełniające nie tylko wymagania użytkowników, ale również wykorzystujące najnowsze osiągnięcia w zakresie informatyki, automatyki, komunikacji czy robotyki.
Famur należący do czołówki światowych producentów maszyn i systemów stosowanych w przemyśle wydobywczym jest również dostawcą zaawansowanych technologii, takich jak system e-kopalnia, nowoczesne kombajny czy systemy zdalnego sterowania maszynami znajdującymi się pod ziemią.
Rynek oczekuje ofert kompleksowych
Spółka Famur dąży do standardu kopalni 4.0. System e-kopalnia wdrażany do sterowania i monitoringu maszyn to zestaw rozwiązań informatycznych oraz sprzętowych, który odpowiada za m.in. zdalne i lokalne sterowanie maszyn, agregację i transmisję danych, wizualizację, archiwizację, analizę danych wraz z generowaniem szczegółowych raportów oraz integrację z układami innych producentów. Głównym narzędziem dla dozoru jest oprogramowanie SCADA, łączące wiele maszyn i autonomicznych układów w spójny, wysokowydajny i niezawodny system wydobywczy.
E-kopalnia stanowi także część projektu, który Famur realizuje wraz z Centralnym Ośrodkiem Informatyki Górnictwa, wykorzystując stworzony przez nią system SZYK2. Projekt ten po raz pierwszy zaprezentowano podczas odbywających się we wrześniu br. w Katowicach Międzynarodowych Targów Górnictwa, Przemysłu Energetycznego i Hutniczego Katowice 2017.
Podczas targów zadebiutował również nowej generacji kombajn ścianowy Famuru – FS 800. Maszyna ta powstała w wyniku połączenia doświadczenia, zaawansowanych rozwiązań technicznych, nowoczesnych technologii i najwyższej klasy materiałów.
– Jedną z funkcjonalności, jakie posiadają produkty oferowane przez Famur, jest system zdalnego sterowania maszyną, która znajduje się w kopalni – tłumaczył Mirosław Bendzera, prezes zarządu Famuru. Podkreślił, że rozwiązanie to stanowi efekt wielu miesięcy prac. Celem było stworzenie rozwiązania, które pozwala na minimalne zaangażowanie załóg górniczych w obsługę kombajnu, przy jednoczesnym zapewnieniu wysokiej niezawodności i precyzji jego działania. Układ ten przede wszystkim zwiększa bezpieczeństwo pracy, ponieważ pracownicy sterujący maszyną zostają oddaleni od strefy niebezpiecznej. Zachowana została jednak dotychczasowa prostota użytkowania.
Dla przykładu operator kombajnu chodnikowego obserwuje z oddalonego stanowiska sterowania wirtualny model maszyny, dzięki któremu zna jej dokładne położenie, widzi aktualną pozycję głowicy urabiającej oraz ma do dyspozycji obraz z kamer wizyjnych. System ma również za zadanie odpowiednio wcześnie informować o zbliżającej się kolizji z elementami obudowy chodnikowej.
– Dzięki stałemu rozwijaniu nowoczesnych technologii, dostarczamy innowacyjne rozwiązania dla klientów na całym świecie – wyjaśniał Mirosław Bendzera. Famur to nie tylko górnictwo, to także energetyka. Podobną drogę obrały też inne firmy, które z powodzeniem wchodzą w nowe obszary. Przykładem na takie działanie prowadzone konsekwentnie od lat jest Grupa Powen-Wafapomp.
Górnictwo – tak, ale nie tylko
– Nie odpuszczamy w górnictwie. Ale zamierzamy uczestniczyć w polskim programie rozwoju energetyki jądrowej. Szukamy szans wszędzie tam, gdzie rozwijają się projekty energetyczne – przyznał Piotr Kańtoch, wiceprezes Grupy Powen-Wafapomp SA.
Spółka przeznacza duże nakłady na badania i rozwój. Realizuje ona kolejny etap budowy Centrum Badawczo-Rozwojowego Pomp współfinansowany przez Unię Europejską. Łączna wartość tej inwestycji przekroczy 21,5 mln zł. Pod względem niskiej energochłonności urządzenia Grupy Powen-Wafapomp znajdują się w ścisłej światowej czołówce. Stacja Prób Pomp w Centrum Badawczo-Rozwojowym umożliwi grupie wejście do światowej pierwszej ligi.
– Nasze ambicje sięgają daleko poza rodzimy rynek. Rozwijamy urządzenia m.in. dla petrochemii i energetyki – podkreślił Kańtoch.
Jak zaakcentowano, Grupa Powen-Wafapomp zamierza też uczestniczyć w polskim programie rozwoju energetyki jądrowej. Stację Prób Pomp buduje także z myślą o tym, by spełniała wymagania tych, którzy będą implementować technologię jądrową w Polsce. Firma szuka swoich szans wszędzie tam, gdzie rozwijają się projekty energetyczne m.in. w Indonezji. Perspektywiczne rynki to dla niej także Turcja i Bałkany.
Zaawansowana elektronika króluje
Dzięki zaawansowanej elektronice można redukować koszty, a także odciągać ludzi od miejsc szczególnie niebezpiecznych. Ważne też, by potentaci rynku, jak Famur pociągnęli za sobą inne podmioty. Są dobre perspektywy ekspansji polskich firm zaplecza górniczego na rynkach zagranicznych. Sukces będzie jednak zależny od łączenia kompetencji oraz scalania projektów do tej pory niezależnych.
– Przy realizacji ambitnych projektów eksportowych polscy producenci maszyn i urządzeń górniczych potrzebują odpowiedniego wsparcia finansowego – podkreślił Henryk Stabla, prezes zarządu spółki Carboautomatyka. – Z techniką sobie radzą, gorzej jest w zakresie finansowania dużych, poważnych projektów.
Krajowi producenci maszyn i urządzeń oraz technologii dedykowanych przemysłowi wydobywczemu oferują coraz bardziej zaawansowane produkty, a przy tym bazujące na najnowszych osiągnięciach w zakresie informatyki, technologii komunikacyjnych, robotyki i automatyki. Potencjał naukowy oraz przemysłowy zbudowany wokół węgla w Polsce jest znaczący. Niektórzy wizjonerzy mówią o inteligentnych kopalniach, w których będzie się wydobywać węgiel bez ludzi.
Największą bolączką polskich producentów jest to, że nie mamy znaczących doświadczeń w świecie. Wielcy producenci węgla, światowi potentaci, wymagają referencji. Natomiast polscy wytwórcy maszyn i urządzeń nie dopracowali się referencji wiążących dla tych największych koncernów wydobywczych. Famur, prowadząc konsekwentną politykę zagranicznej ekspansji, może takie referencje zdobyć i zbudować markę. Jak we wszystkich branżach chodzi przede wszystkim o niezawodność i wysokowydajną pracę oferowanych maszyn, o ich pracę praktycznie bez przestojów.
Jerzy Dudała
Publicysta magazynu Nowy Przemysł
i portalu wnp.pl
