Brak informacji.
Rozmowa z dr. ZYGMUNTEM ŁUKASZCZYKIEM, prezydentem Europejskiego Stowarzyszenia Węgla Kamiennego i Brunatnego EURACOAL
Jak ocenia Pan funkcjonowanie Eurocoal z perspektywy półrocza po objęciu prezydentury w organizacji? Czy udało się już spełnić jakieś nadzieje i postanowienia sprzed pół roku?
Euracoal reprezentuje producentów, importerów i użytkowników węgla z dwudziestu różnych krajów, z różnorodnymi uwarunkowaniami. Miałem przyjemność przewodniczyć debatom na wspólne dla nas tematy. To, co mogę powiedzieć na pewno, to że przyjaźń i koleżeństwo, tak dobrze znane w przemyśle górniczym, są również cechą Euracoal. To czyni nasze dyskusje łatwiejszymi, ale jestem również świadom, że sprawy, z którymi się borykamy, są poważne i wymagają zgodnej odpowiedzi całego przemysłu. Tak więc podczas moich pierwszych sześciu miesięcy jako przewodniczący starałem się wypracować wyraźniejsze stanowiska w ważnych sprawach i miałem szczęście móc je przedstawić w Brukseli Marošowi Ševčovičowi, wiceprzewodniczącemu Komisji Europejskiej.
Pod koniec czerwca Euracoal upomniał się po raz kolejny o godną pozycję dla węgla. Podobne apele płynęły z World Coal Assotiation. Przeciwnicy węgla próbują skompromitować te argumenty jako zwykły lobbing biznesu węglowego. Czy głosy sektora są należycie słyszalne? Czy istnieją potwierdzenia, że w światowych centrach politycznych przyjmuje się obronę węgla z uwagą i z powagą?
Euracoal w odosobnieniu nie jest w stanie wpłynąć na opinię publiczną i nie próbuje tego czynić. To, co możemy zrobić, to jasno i wyraźnie przedstawić fakty, by inni mogli zrozumieć obecną sytuację węgla. Zawsze staramy się robić to w sposób obiektywny, bez uciekania się do jawnego lobbingu. Można śmiało powiedzieć, że istnieją silne siły przeciwne węglowi – na poziomie ONZ i UE. Współpracując ze Światowym Stowarzyszeniem Węgla (WCA) i innymi, Euracoal publikuje informacje, które prezentują pozytywne strony węgla: jego duże zasoby, niską cenę i dostępność. Nie możemy liczyć na przekonanie tych, którzy są przeciwni węglowi, ale możemy wpłynąć na tych z otwartymi umysłami, by zrozumieli potrzebę zrównoważonego miksu energetycznego, którego składnikiem jest węgiel.
Sekretarz Generalny Euracoal Brian Ricketts otwarcie skrytykował niedawno Międzynarodową Agencję Energetyczną, która jego zdaniem staje się agendą na usługach przeciwników węgla. Czy tego typu oskarżenia mogą przynieść pożytek? Może nadszedł czas na stawianie problemów bez dyplomatycznych osłonek? A może to przeciwnicy węgla sami zaostrzyli ton?
Sekretarz generalny potwierdził, że Międzynarodowa Agencja Energetyczna (International Energy Agency) pozycjonuje się w kierunku bycia policjantem – stróżem działań na rzecz klimatu. Sama agencja nie jest przeciwna węglowi. Publikuje każdego roku bardzo przydatny raport na temat rynku węgla. A jak stanowczo powinniśmy stawiać czoła dobrze opłacanemu lobby antywęglowemu? Pokazują to na przykład listy, które Euracoal wysyła do posłów do Parlamentu Europejskiego. W większości przypadków kierowane są one do posłów o konkretnych zainteresowaniach, ale wysyłaliśmy również listy do wszystkich 750 posłów, by odpowiedzieć na określone akcje „zielonych” organizacji pozarządowych (NGO). Jedna z nich przekręciła na przykład w publikacjach dane statystyczne o jakości powietrza i Euracoal wystosował wtedy silną odpowiedź!
Niedawne przystąpienie Chin do inicjatywy klimatycznej w związku z konferencją paryską COP21 oceniano w komentarzach jako ciężki cios zadany węglowi. Czy Pan Przewodniczący zgadza się z obawami, że akces Chin do grona krajów redukujących emisje dwutlenku węgla na zachodnich warunkach praktycznie przesądza o globalnej dekarbonizacji?
Pod koniec czerwca Chiny zaproponowały redukcję swoich gazów cieplarnianych o 60-65 proc. w przeliczeniu na jednostkę PKB do 2030 roku w porównaniu z 2005 rokiem. Po wielu latach 10- procentowego wzrostu, rozwój ekonomiczny Chin spowolnił do 7 proc. w zeszłym roku. Obietnica „redukcji” o 60-65 proc. oznacza nadal całkowity wzrost emisji gazów cieplarnianych (GHG), chyba że wzrost gospodarczy Chin zmniejszyłby się o połowę! Poziom ambicji jest bardzo odmienny w Unii i w Chinach, ponieważ Chiny nadal się uprzemysławiają i będą nadal używać swojego węgla, by rozwinąć swoją gospodarkę. Trudno jest powiedzieć, czy proces INDC (poddawania się przez państwa dobrowolnym ograniczeniom emisji) jest uczciwy: zależy, czy dany kraj jest w efekcie wśród zwycięzców czy przegranych.
Grupa G7 uchwaliła deklarację o dekarbonizacji gospodarki globalnej do końca XXI w. Czy do opinii światowej dociera świadomość różnic między dekarbonizacją a niskoemisyjnością?
W czerwcu w Garmisch-Partenkirchen liderzy G7 uzgodnili miękkie zobowiązanie dekarbonizacji gospodarki globalnej do końca tego wieku – za 85 lat licząc od teraz. W kontekście walki z wyzwaniami zmian klimatycznych może to być widziane jako dobry rezultat. Niemniej jednak nie może być brane zbyt poważnie, ponieważ w odróżnieniu od protokołów ONZ podobne deklaracje nie mają żadnych podstaw prawnych. Tak więc ważniejsze jest, by obserwować, co uzgodnią wszystkie kraje, a nie tylko siedem bogatych. Co do dekarbonizacji i niskoemisyjności, mój przyjaciel Jerzy Buzek zawsze podkreśla, że warto bardzo uważać na różnicę między tymi dwoma pojęciami. Mamy wiele dostępnych technologii mających redukować emisję – od bardziej wydajnych elektrowni do tych z wbudowanym CCS. To może pomóc w walce ze zmianami klimatu, równocześnie pozwalając nam na korzystanie z węgla, ropy i gazu.
Przeciwnicy węgla rozpętali światową histerię przed publikacją encykliki papieskiej poświęconej ochronie środowiska. Jak środowisko Euracoal ocenia zawarte w niej treści? Czy papież naprawdę skrytykował gospodarkę opartą na węglu?
Papież Franciszek mówi w swojej encyklice „Laudato Si”, że technologia oparta na użyciu silnie zanieczyszczających paliw kopalnianych musi być stopniowo zastępowana. Ma ogromne nadzieje co do odnawialnych źródeł energii i powrotu do prostszego, pozbawionego konsumeryzmu sposobu życia. Wątpię, by ludzkość mogła zawrócić z obranej ścieżki technologicznej, powracając do jakiegoś rodzaju sielskiego stanu, który zresztą nigdy nie istniał. Głód i ubóstwo były z nami od zarania, a ustanowienie cywilizowanych społeczeństw z ich możliwościami organizacyjnymi do zarządzania produkcją wbrew kaprysom natury, pozwoliło ludzkości przetrwać – dłużej, zdrowiej i produktywniej. Wynaleźliśmy rakiety kosmiczne i najprawdopodobniej będziemy nadal czynić znaczący postęp technologiczny w najbliższych dekadach, w szybszym tempie niż kiedykolwiek, ponieważ możemy cieszyć się możliwościami lepszego komunikowania naszych pomysłów i dużo szybszego obracania ich w rzeczywistość. Papież ma swoją rolę w przewodniczeniu nam ku lepszej przyszłości, ale powinno się również dostrzec, że to oznacza, na lepsze czy na gorsze, postęp technologiczny.
Polski rynek węgla cierpi wskutek polityki cenowej niektórych jego uczestników, doprowadzającej do gwałtownego załamania się poziomu cen węgla w Polsce. Jak ocenia się tę sytuację z punktu widzenia Euracoal? Czy istnieją w wymiarze międzynarodowym zasady lub dobre praktyki, które zakazywałyby w branży działań o charakterze zbliżonym do dumpingu, psujących rynek?
Euracoal popiera transparentne rynki węglowe z jasnymi i wykonalnymi zasadami. Na szczęście Polska operuje w takim dobrze funkcjonującym rynku węglowym, gdzie jest możliwość odwołania się do odpowiednich instytucji i sądów, zajmujących się konkurencyjnością. W wielu krajach poza UE takie odwołania nie są możliwe. Polski sektor węglowy przechodzi okres zmian i rynek – dla wielu powodów – nie jest stabilny. Euracoal ma nadzieję, że znalezione zostaną rozwiązania zgodne z zasadami rynkowymi.
Jak można by streścić najgłówniejsze cele, które stoją przed Euracoal w związku ze zbliżającym się grudniowym szczytem klimatycznym w Paryżu?
W najbliższych miesiącach debata nad Unią Energetyczną będzie bardzo ważna dla Euracoal. Niemniej jednak najprawdopodobniej będzie ona dość ogólna, bez konkretnych rozwiązań prawnych. Euracoal zwróci szczególną uwagę na rewizję schematu handlu emisjami w UE (schemat ETS) oraz na to, jak wdrażana będzie w Unii nowa stabilizacyjna rezerwa rynkowa (Market Stability Reserve). Wziąwszy pod uwagę polityczne ustalenia co do limitów emisji dwutlenku węgla, nie widzimy potrzeby żadnych działań mających na celu podniesienie cen za emisje. Przeprowadzimy też przegląd pewnych aktów prawnych, które mają dla członków Euracoal duże znaczenie: chodzi o tzw. BREF (dokument referencyjny najlepszych dostępnych technik – ang. bestavailable techniques reference document) dotyczący obiektów „dużego spalania” oraz BREF dotyczący odpadów kopalnianych. W każdym z przypadków członkowie Euracoal bezpośrednio angażują się w ten proces, biorąc udział w kluczowych spotkaniach grup roboczych. Jeśli chodzi o badania i rozwój, to Euracoal doradza Komisji Europejskiej w kwestii Programu Badawczego na rzecz Węgla i Stali i poczynił znaczący wkład w kolejny strategiczny plan technologii energetycznej tzw. SET-Plan (ang. Strategic Energy Technology Plan).
Co do Paryża, Euracoal pracuje nad konferencją wysokiego szczebla, która organizowana jest we współpracy ze Światowym Stowarzyszeniem Węgla (WCA). Będzie ona być może podobna do tej, którą współorganizowaliśmy w Warszawie podczas Konferencji COP-19 w 2013 r.
Czy i czego należy się obawiać w związku ze szczytem w Paryżu? Czy paryski szczyt COP21 może stać się punktem zwrotnym w polityce energetycznej przez określenie drakońskich zobowiązań i antywęglowego systemu kontroli na przyszłość, czy będzie po raz kolejny spotkaniem o propagandowo-deklaratywnym charakterze?
Nie wydaje mi się, by konferencja paryska skutkowała w jakimkolwiek zaostrzeniu zobowiązań Unii względem działań klimatycznych. Może być wręcz odwrotnie: o ile inne kraje nie podejmą się równie silnych zobowiązań, UE powinna ponownie przyjrzeć się swojemu celowi obniżenia emisji gazów cieplarnianych o 40 proc. do 2030 r. Jednostronne działania mogłyby zniszczyć już i tak bardzo delikatną gospodarkę UE.
W kilku rozwiniętych państwach (Niemcy, USA, Francja, Australia) doszło do realnej obrony węgla przez sądy lub władze. Czy zdaniem Euracoal podobne fakty mogą zwiastować nowy pragmatyczny kierunek, który zacznie wreszcie uwzględniać koszty ponoszone na „obronę klimatu”? Przerastają one jak widać możliwości nawet najbogatszych graczy.
Rządy muszą podejmować działania, aby zapobiegać zaburzeniom. Z tym właśnie zderzyły się Niemcy: z propozycją (opłat karnych na elektrownie węglowe – przyp. red.), która zadałaby śmiertelny cios ważnemu dla kraju przemysłowi węgla brunatnego. Bez weryfikacji i balansowania przez demokratyczny rząd zawsze istnieje ryzyko, że interesy pewnych grup będą uprzywilejowane. W Niemczech przemysł węgla brunatnego zdołał zaprezentować swoje silne argumenty przeciwko proponowanej opłacie klimatycznej, ale zaakceptował konieczność przesunięcia niektórych elektrowni do tzw. rezerwy zdolności wytwórczych (capacity reserve). Nie sądzę, by to sygnalizowało jakąś dużą zmianę w kierunku obranym przez Niemcy – wszak Energiewende nadal jest wdrażana. Jednakże przykład ten pokazuje nam, że zmiany potrzebują czasu i że ten majątek, który zapewnia bezpieczeństwo energetyczne po konkurencyjnych cenach, musi być zarządzany ostrożnie. Systemy energetyczne, tak jak systemy ekonomiczne, są precyzyjnie wyważone a ich stabilność jest często pochopnie brana za pewnik, przynajmniej dopóki nie zawiodą.
Rozmawiał: Witold Gałązka
Publicysta tygodnika Trybuna Górnicza
i portalu górniczego nettg.pl
Rozmowa z HERBERTEM LEOPOLDEM GABRYSIEM, przewodniczącym Komitetu ds. Energii i Polityki Klimatycznej Krajowej Izby Gospodarczej, b. wiceministrem przemysłu i handlu
Jak wygląda zyskowność energetyki i górnictwa na tle innych branż przemysłu?
Rentowność obrotu brutto przemysłu w 2014 r. była niższa o 7 proc. niż w 2013 r. i zdecydowanie niższa niż w latach 2011 i 2010. Najwyższą wartość rentowności obrotu brutto, równą 13,5 proc. w grupie przemysł za 2014 r. miała elektroenergetyka, rozumiana jako wytwarzanie, przesył, dystrybucja i handel energią elektryczną. Sektor górnictwa, licząc łącznie wydobycie węgla kamiennego i brunatnego, zanotował w 2014 r. ujemną rentowność obrotu brutto. Panuje opinia, że energetyka ma pieniądze i jest przygotowana na poniesienie kosztów kreowanych przez politykę klimatyczną Unii Europejskiej. Warto pamiętać, że podatek dochodowy całej grupy energetyki – wytwarzanie i zaopatrzenie w energię elektryczną, gaz, parę wodną i powietrze do klimatyzacji – stanowił w 2014 r. 30,5 proc. podatku dochodowego. Jeśli dziś mówimy, że koszty pakietu klimatycznego muszą przełożyć się wcześniej czy później na koszty wytwarzania energii, to muszą przełożyć się również na wzrost cen energii i bez wątpienia przeniosą się także na budżet państwa. Trzeba mieć świadomość, że zmiany w wynikach finansowych energetyki w tej skali przeniosą się na dochody budżetu państwa!
Stopniowo zmienia się struktura wytwarzania w polskiej energetyce. Jaka jest obecnie pozycja węgla?
W strukturze Krajowego Systemu Elektroenergetycznego elektrownie i elektrociepłownie na węgiel kamienny stanowiły 50,9 proc. mocy zainstalowanej w 2014 r., a elektrownie na węgiel brunatny 24 proc. To oznacza, że ok. 75 proc. mocy w polskim systemie to źródła konwencjonalne. W takiej skali koszty, wyzwania i ogromne problemy polityki klimatycznej, którym musi sprostać energetyka oparta na węglu, przeniosą się na cały system energetyczny. Struktura produkcji wygląda jednak inaczej niż struktura mocy zainstalowanych. W 2014 r. z węgla kamiennego wyprodukowano 46,9 proc. energii a z węgla brunatnego 33,7 proc. To z kolei oznacza, że elektrownie i elektrociepłownie na węglu kamiennym są w coraz mniejszym stopniu wykorzystywane. W roku 2014 (wobec 2013 r.) nastąpił spadek produkcji energii z węgla kamiennego o 8,5 proc., co przełożyło się na zmniejsze nie zużycia węgla kamiennego energetycznego. Tak drastyczny spadek zużycia węgla musiał mieć istotne, negatywne skutki dla górnictwa. Obecnie cena węgla energetycznego z 1 GJ jest niższa niż w 2013 r. i latach wcześniejszych.
Jaki jest stan polskich elektrowni?
Niestety, systematycznie od lat spada ją nakłady na remonty jednostek wytwórczych. W 2014 r. na remonty bloków na węgiel kamienny wydano rekordowo mało, bo 476,9 mln zł, na remonty jednostek na węgiel brunatny wydano 348,8 mln zł, a na remonty w elektrociepłowniach przeznaczono 115,7 mln zł. W energetyce mamy więc w ważącej części substancję starą, zużytą, nisko sprawną, w wielu przypadkach są to bloki 120 MW lub niewiele większe. Te jednostki tracą trwale rentowność i z tych powodów powinny już być wycofane. A nie są. Te wyłączenia jednak nastąpią. Do 2020 r. z przyczyn zużycia i trwałej utraty rentowności odstawimy z krajowego systemu nieco ponad 5 tys. MW mocy z bloków najstarszych, z grupy do 200 MW. Z kolei do 2030 r. ostawionych zostanie dodatkowo 6,5 tys. MW z bloków powyżej 200 MW. Te wyłączenia dotkną przede wszystkim bloki na węglu kamiennym. Obecnie prowadzone inwestycje w energetyce stwarzają szansę na pokrycie tych ubytków do roku 2020, jednak z powodu obwarowań wynikających z regulacji unijnych mogą wystąpić problemy z zastąpieniem jednostek wycofywanych w latach 2021–2030.
Który sektor energetyki jest najbardziej zyskowny, a który najmniej?
Mówiąc o wynikach finansowych firm energetycznych warto zwrócić uwagę na dwie, dość charakterystyczne grupy: Zespół Elektrowni Pątnów–Adamów–Konin oraz Zespół Elektrociepłowni Wrocławskich Kogeneracja. Po wynikach finansowych tych dwóch grup widać, że tam gdzie nie ma segmentu obrotu i dystry bucji, tam wyniki finansowe są dużo niższe a tendencja do pogarszania wyników w ostatnich latach jest bardzo wyraźna. Wynik grup energetycznych w ostatnich latach w Polsce był tworzony przede wszystkim w segmentach obrotu i dystrybucji energii poza PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna. W grupie Tauron w 2014 r. segment dystrybucji dał blisko 67 proc. wyniku EBIT (zysk operacyjny przed opodatkowaniem), drugim w kolejności był segment sprzedaży z 31,8 proc. Grupa Tauron wykazała natomiast stratę w obszarze wytwarzania w wysokości 189,2 mln zł i jest to strata mniejsza niż w 2013 r., kiedy była na poziomie 459 mln zł. Stratę EBIT Tauron pokazał także w segmencie wydobycia, która była na poziomie 6,8 mln zł, wobec zysku 65,8 mln zł w 2013 r.
W grupie Energa dystrybucja wygenerowała ponad 58 proc. wyniku EBIT, a drugie miejsce zajmował segment wytwarzania z 38,4 proc. W grupie Enea dystrybucja dała ponad 61 proc. wyniku EBIT a wytwarzanie około 35 proc. Nieco inaczej te wskaźniki wyglądają w grupie PGE, gdzie wiodącym segmentem w tworzeniu EBIT był segment energetyki konwencjonalnej z ok. 65,5 proc. udziałem w EBIT a drugą pozycję, ze znacznie mniejszym udziałem, zajmowała dystrybucja z 25,9 proc. Stratę EBIT PGE odnotowała natomiast w segmencie obrotu detalicznego, która wyniosła 200 mln zł przy 403 mln zł zysku w 2013 r. Warto zwrócić uwagę, że grupie PGE za rok 2014 po raz pierwszy zanotowano stratę na obrocie detalicznym. To pokazuje, jak wewnętrzna gra w grupie i budowanie wyników na wyjściu odbija się na poszczególnych podsektorach. To jest groźne, ponieważ burzy zaufanie do energetyki.
Jak wygląda opłacalność sektora wytwarzania energii?
Wytwarzanie w 2009 r. miało ren towność 21 proc., która od tego czasu spadała, by w 2013 r. osiągnąć 4 proc. W roku 2014, gdyby doliczyć wyjątkowo wysokie rekompensaty z tytułu wcześniejszego rozwiązania kontraktów długoterminowych, które były jednak jednorazowe, to rentowność wytwarzania byłaby na poziomie 13 proc., ale gdyby rekompensaty pominąć, to rentowność spadłaby do poziomu 4,1 proc. I to jest odpowiedź na pytanie o sytuację polskiej generacji.
Pojawił się pomysł dalszej konsolidacji polskich grup energetycznych. Jak Pan go ocenia?
Gdyby połączyć PGE z Energą a Tauron z Eneą to aktywa powstałych w ten sposób grup byłyby istotnie mniejsze niż ak tywa największych energetycznych koncernów w Europie jak EDF, Engie (dawniej GDF Suez), E.ON, RWE czy Vattenfall. Pamiętajmy, że to nie wielkość jest najważniejsza dla konkurencyjności, lecz to, że największe europejskie koncerny funkcjonują na rynkach multienergetycznych. Zachodnie koncerny nie działają tylko w obszarach energetyki tradycyjnej, czyli wytwarzania, przesyłu i dystrybucja oraz obrotu energią. Tam jest wiele innych obszarów, które w naszych koncernach nie funkcjonują, a co gorsze polskie grupy nie lokują tam swoich nadwyżek finansowych, których w roku 2014 wobec 2013 r. przybyło. Kapitał własny polskich grup energetycznych w 2014 r. wyniósł 83,5 mld złotych i zwiększył się w stosunku do roku poprzedniego o prawie 3 proc. Z kolei aktywa polskich koncernów energetycznych na koniec 2014 r. miały wartość 137 mld zł i zwiększyły się w stosunku do 2013 r. o 8 proc. Dominującą jest grupa PGE z 66,2 proc. aktywów, a następne są Tauron z 34,6 proc. oraz Energa i Enea, które mają po 18,1 proc. aktywów.
Konsolidacja miała przyśpieszyć inwestycje w energetyce…
W 2015 r. wszystkie grupy energetyczne weszły ze sporą pulą środków finansowych. Pamiętajmy jednak, że lata 2013 i 2014 to okres, kiedy wszystkie grupy energetyczne rozpoczęły realizację programów inwestycyjnych zarówno w obszarze wytwórczym, jak i w dystrybucji. Te inwestycje w generację mają nam zabezpieczyć w roku 2020 ubytek ok. 5 tys. MW, które zostaną w tym czasie wyłączone. Jeśli koszt programów inwestycyjnych nałożyć na wyniki finansowe, to obraz energetyki jest zupełnie inny.
W inwestycjach coś się jednak ruszyło…
31 stycznia 2014 roku PGEGiEKwydała generalnemu wykonawcy polecenie rozpoczęcia prac przy budowie dwóch bloków w Elektrowni Opole po 900 MW, a pod koniec 2014 r. rozpoczęto budowę jednostek w Turowie 450 MW. Na różnym etapie zaawansowania są inne inwestycje w obszarze generacji, są to blok 843 MW w Elektrowni Jaworzno III, 1075 MW w Elektrowni Kozienice, 596 MW w elektrociepłowni Płock, 463 MW w elektrociepłowni Włocławek, 449 MW w Elektrociepłowni Stalowa Wola, 138 MW w Elektrociepłowni Gorzów, 75 MW w Elektrociepłowni Zofiówka, 58 MW w Elektrociepłowni Tychy oraz 25 MW w elektrociepłowni w Kędzierzynie-Koźlu.
Czy węgiel zniknie z polskiej energetyki?
Nikt w perspektywie najbliższych 15 lat, nawet rękami największego fantasty, nie potrafi wykreślić obrazu energetyki polskiej bez węgla brunatnego i kamiennego. Zatem co nas czeka? Prawdopodobnie będzie drogo, już od końcówki lat dwudziestych tego wieku trzeba będzie płacić drogo za energię. To przełoży się bez wątpienia na ubytki w dochodach budżetu państwa i problemy społeczne.
Rozmawiał: Dariusz Ciepiela
Publicysta miesięcznika
Nowy Przemysł i portalu wnp.pl
Rozmowa z dr.hab. MARKIEM ŚCIĄŻKO, profesorem Akademii Górniczo-Hutniczej
W programie „Śląsk 2.0” jako warty rozważenia wpisano projekt napowierzchniowego zgazowania węgla w Zakładach Azotowych w Kędzierzynie. Jak Pan ocenia ten projekt?
Pomysł napowierzchniowego zgazowania węgla jest dziś efektywny ekonomicznie, był efektywny 10 lat temu i będzie efektywny za 10 lat. To jest jedyna szansa, aby zagospodarować nadmiar polskiego węgla kamiennego. W Polsce mamy w nadmiarze ok. 10 mln t węgla kamiennego rocznie. Energetyka, z uwagi na politykę klimatyczną Unii Europejskiej, będzie ograniczała zużycie węgla. Drugą korzyścią tego projektu jest substytucja importowanego gazu ziemnego poprzez zgazowanie węgla. Zagrożeniem dla tego projektu jest natomiast kwestia emisji CO2, ale jest to obszar, który można, jak się wydaje, wynegocjować z UE. W żadnych ustaleniach formalnych z UE pomysł napowierzchniowego zgazowania węgla nie jest ograniczany.
Skoro napowierzchniowe zgazowanie węgla jest opłacalne, to dlaczego tego typu projekty nie są realizowane?
Dzieje się tak z powodu wysokiego ryzyka – istnieje ryzyko wniesienia pierwszej technologii. Dziś budowa bloku energetycznego jest wielkim ryzykiem, gdyby nie naciski polityczne i polityka państwa, to nikt w Polsce nie budowałby bloków węglowych, ponieważ się to nie opłaca. Budowa nowych jednostek się nie opłaca, ponieważ są niskie ceny energii, a koszt inwestycji bloku o mocy 900 MW to ok. 6 mld zł. Jak to dobrze się policzy, to wynik wychodzi około zera, co oznacza, że ryzyko takiej inwestycji jest zbyt duże. Podobnie jest z instalacjami zgazowania węgla – ryzyko związane z taką inwestycją jest bardzo duże i bez wsparcia nikt jej nie zrealizuje. Pojawia się kwestia wyceny ryzyka, czyli kategorii, która w normalnym liczeniu dostępnych technologii nie ma wielkiego znaczenia. Oceniam, że przy skali wartości inwestycji ok. 2–2,5 mld zł skala ryzyka wynosi 20 proc., czyli ok. 500 mln zł. Oznacza to, że w kwocie 500 mln zł powinno być wsparcie dla takiej inwestycji.
W jakiej formie to wsparcie powinno być udzielone?
To może być nisko oprocentowany kredyt na inwestycje lub dotacja na uruchomienie przedsięwzięcia o wysokim ryzyku. Takie mechanizmy UE stosuje. Dla instalacji CCS, kiedy były na topie, wymyślono mechanizm dopłaty do tzw. kosztów nadmiarowych, pokrywających koszty ryzyka biznesowego. Dziś importujemy duże ilości gazu, ale nie uwzględniamy przy tym ryzyka politycznego. Gdybyśmy wycenili ryzyko polityczne, to się okaże, że kwota 500 mln zł wsparcia dla projektu zgazowania to nie jest wielka kwota.
Czy wierzy Pan, że projekt w Kędzierzynie zostanie zrealizowany?
To nie jest kwestia wiary. Dziś powinniśmy biznesowo i politycznie realizować taki projekt.
Mówi Pan, że nie opłaca się budować bloków węglowych. Czy oznacza to, że obecnie budowane w Polsce bloki węglowe są ostatnimi, jakie powstaną?
Może się zdarzyć tak, że są to ostatnie budowane bloki węglowe. Dzieje się tak ze względu na ryzyko biznesowe przyszłych obciążeń, związanych przede wszystkim z emisją CO2. W związku z tym podejmowanie takich decyzji przekracza możliwości ryzyka biznesowego, dlatego nikt tego nie zrobi. Gdyby zagwarantować, że cena CO2 na budowany blok nie będzie wyższa niż obecnie, czyli ok. 7–8 euro za tonę, to wtedy można by rozmawiać o nowych projektach. Nie wiemy jednak, jakie będą ceny CO2 w przyszłości, żongluje się różnymi liczbami, mówi się nawet o 40 czy też 60 euro za tonę. Ryzyko jest zbyt wielkie, aby podejmować takie decyzje. Dlatego jeżeli ten parametr,politycznie i rynkowo, nie zostanie ustalony, to nie będzie więcej węglowych bloków o dużej skali.
Czy cena 15 euro jest do zaakceptowania dla nowych projektów?
To scenariusz negatywny! Cenę ok. 7–8 euro za tonę CO2 można zaakceptować, choć nowe bloki wchodzą przy niej na zero, ale jeżeli cena CO2 wrośnie powyżej 10 euro, to każdy blok węglowy, wielko- i małoskalowy, będzie nieopłacalny.
Czy budowane obecnie bloki będą opłacalne, czy też będą przynosiły straty?
Jeżeli zostaną utrzymane obecne relacje cenowe, co znaczy, że cena CO2 będzie na poziomie 7–8 euro za tonę a cena energii na poziomie minimum 170 zł za MWh, to będą zarabiały i się spłacą. Jeżeli te parametry zostaną naruszone i np. cena energii spadnie do 150 zł za MWh a cena CO2 wzrośnie powyżej 10 euro, to te bloki nie będą zarabiały.
Czyli przed energetyką węglową są raczej kiepskie perspektywy?
Energetyka węglowa, wielkoskalowa, nie ma perspektyw rozwojowych przy tych parametrach. To widać w strategiach inwestycyjnych grup energetycznych, które na rok 2020 prognozują obniżenie generacji energii z węgla o ok. 8–10 proc. W perspektywie roku 2030 prognozowane spadki produkcji energii z węgla są jeszcze większe. Wraz ze zmniejszeniem udziału węgla w generacji energii rosnąć będzie znaczenie innych źródeł – gazowych i odnawialnych. Już dziś w Polsce moc źródeł OZE wynosi ok. 6 tys. MW. W efekcie w roku 2030 z węgla będziemy produkować ok. 60–70 proc. energii w Polsce.
Czy może się zdarzyć scenariusz, że spadać będzie rola węgla kamiennego a rosnąć będzie rola węgla brunatnego?
Może tak być. Bloki na węgiel brunatny pracują w podstawie systemu, a bloki na węgiel kamienny są bardzo często odstawiane lub pracują w niepełnym obciążeniu. Pamiętajmy jednak, że dzieje się to, kiedy CO2 jest stosunkowo tanie. Jeżeli cena CO2 wzrośnie istotnie, to obciążenie jednej MWh na węglu brunatnym będzie wyższe, ponieważ przy produkcji 1 MWh z węgla brunatnego powstaje więcej CO2 niż z węgla kamiennego. Dziś jeszcze węgiel brunatny ma przewagę nad węglem kamiennym i do roku 2020 prawdopodobnie tak pozostanie.
Rozmawiał: Dariusz Ciepiela
Publicysta miesięcznika Nowy Przemysł
i portalu wnp.pl
