Groźny import ze Wschodu

Jeśli UE dopnie swego, to energia z węgla brunatnego stanie się bardzo droga w produkcji. Elektrownie na węgiel kamienny będą miały niewiele lepiej – mówi członek zarządu Erbudu i szef rady nadzorczej Forum Energii.

Rz: Jaką przyszłość mają technologie węglowe w energetyce?

Paweł Smoleń: Są one bazą naszej energetyki i jeszcze na długo nią pozostaną, bo nie ma jak ich szybko zastąpić. Pytanie natomiast, jaki będą miały udział w miksie energetycznym oraz czy przed nimi jest rozwój, stagnacja czy regres. Mają one sens, dopóki będą oparte na polskim węglu, stabilizując lokalne bezpieczeństwo dostaw. Branża obawia się jednak scenariusza, w którym wybudujemy wiele instalacji energetycznych, do których krajowego węgla zabraknie. Importowany węgiel płynąłby wtedy głównie z Rosji czy Kazachstanu, które są w stanie zaoferować tani, dobrej jakości surowiec. Tym samym jeszcze bardziej uzależnilibyśmy się od importu surowców ze Wschodu. Gdyby wystąpiła taka sytuacja, z oczywistych względów każdy rząd zmieniłby strategię energetyczną na „mniej węglową”.

A wierzy pan w przyszłość polskiego węgla?

Wierzę, ale pod warunkiem, że będzie konkurencyjny cenowo i czysto spalany. Węgiel w cenach dużo wyższych niż światowe to oczywisty kłopot dla gospodarki. Natomiast węgiel spalany w domach bez oczyszczania spalin i wysokich kominów, a więc powodujący smog, nie ma długiej przyszłości. Może być jednak zamiast tego wciąż używany w nowoczesnych, profesjonalnych ciepłowniach oraz elektrociepłowniach i to jest szansa dla krajowego węgla i całej energetyki. Problemem może być jednak podaż tego surowca. Z analiz Forum Energii wynika, że jeśli nie będzie nowych kopalń, to po 2030 r. udział krajowego węgla kamiennego i brunatnego w polskiej energetyce może spaść z obecnych ok. 80 proc. nawet do 30 proc. Może tak się stać, bo na Śląsku coraz trudniej wydobywa się węgiel po koszcie, który byłby akceptowalny dla energetyki, a obecnie eksploatowane złoża węgla brunatnego w większości się wyczerpują. O projektach budowy kopalń się mówi, ale nowych zakładów na razie nie widać.

Budowa nowych odkrywek idzie jak po grudzie.

I dzieje się tak nie tylko w Polsce. Także w Niemczech, które są przecież potęgą w wydobyciu węgla brunatnego, inwestorzy mają gigantyczne kłopoty z uzyskaniem koncesji na nowe obszary wydobycia. Problemem nie jest jedynie niesłychanie skuteczny opór lokalnych społeczności. Węgiel brunatny emituje niekiedy nawet półtora raza więcej CO2 niż kamienny i trzy razy tyle co gaz. Jeżeli Unia Europejska dopnie swego i ceny pozwoleń na emisję będą kosztowały 30–50 euro za tonę CO2, to energia z węgla brunatnego, która dziś jest najtańsza, stanie się bardzo droga w produkcji. Elektrownie opalane węglem kamiennym będą miały niewiele lepiej. To istotny czynnik ryzyka inwestycyjnego.

Co więc z nowymi blokami węglowymi?

Bloki energetyczne, podobnie jak wszystkie maszyny produkcyjne, aby były rentowne, muszą działać na pełnych mocach w odpowiednio długim czasie. Jeśli więc budujemy maszynę i będzie ona działała tylko 30–50 proc. czasu rocznie, to ona się nie zwróci. A takie zagrożenie w systemie elektroenergetycznym istnieje. Część inwestycji już została rozpoczęta, bo jest potrzebna do bilansowania mocy – bez nich w okresach szczytowych zwyczajnie zabrakłoby prądu – ale nie do końca wiadomo, jaki będzie ich średni czas wykorzystania. To pytanie jest ważne także w kontekście ekonomiki kolejnych planowanych bloków. Jako krytycznie ważna jawi się dzisiaj również kwestia elastyczności nowych bloków, a więc ich zdolności do szybkich zmian obciążenia oraz odstawień i załączeń w reakcji na wahania produkcji źródeł zależnych od pogody.

Jednak musimy inwestować, by nie zabrakło nam prądu. Co pan proponuje?

Chociażby budowę wielu instalacji małej i średniej wielkości o wysokiej sprawności i elastyczności. Przemysł czy branża rolnicza już dawno odkryły, że warto inwestować we własne źródła elektryczności i ciepła, idąc w kierunku częściowego uniezależnienia się od dostaw z sieci i ich cen. Tym bardziej że chodzi tu nie tylko o ryzyko ewentualnego blackoutu czy „20. stopnia zasilania”, ale też o stabilną jakość energii, bo jej zakłócenia negatywnie wpływają na pracę maszyn. Elektrownie przemysłowe często wykorzystują rozmaitego rodzaju energię odpadową, ale z powodzeniem mogą spalać także węgiel – byłyby wielopaliwowe. Jeśli do nich dodamy np. panele fotowoltaiczne budowane na dachach domów, biogazownie rolnicze czy sieć lokalnych elektrociepłowni, to tworzy nam się spora ilość małych i czystych źródeł energii o niezłej ekonomice. Małe źródła, np. na biomasę czy biogaz, połączone ze źródłami zależnymi od pogody to świetny konglomerat dający stabilne zasilanie. Możliwości jest wiele.

Rynek mocy nie załatwiłby problemu z ewentualną nieopłacalnością inwestycji w duże elektrownie systemowe?

Oczywiście, ale pieniądze, które popłyną na ten cel, nie wezmą się znikąd, tylko z podwyżek cen energii. Obecnie w Europie mamy paradoks: częste ryzyko zagrożenia dostaw energii, czyli jej niedobór w szczytach letnich i zimowych, przy jednoczesnym braku opłacalności inwestycji w nowe źródła bez wsparcia, gdyż ceny hurtowe często nie pokrywają nawet kosztów paliwa. To duży dylemat, który ma nie tylko nasz kraj. Rynek mocy może uzupełnić bieżące niedobory płynnościowe producentów energii, którzy zmuszeni zostali do dużych inwestycji, ale czy zapewni zwrot z tych inwestycji? To nie jest pewne, bo zależy od skali rynku mocy oraz jego stabilności w czasie.

A do tego mamy duży problem z wykonaniem na czas inwestycji energetycznych.

Dzieje się tak, bo w energetyce w wielu projektach termin zakończenia inwestycji wyznaczają wchodzące w życie normy emisyjne, a termin rozpoczęcia odwleka się, bo trwają procedury przetargowe i odwoławcze. Wykonawcy zostaje coraz mniej czasu. W pozostałych branżach kontrakty przewidują zazwyczaj, ile miesięcy ma wykonawca na realizację zlecenia od momentu wejścia na plac budowy.

Zlecenia dla branży energetycznej przestały być atrakcyjne dla wykonawców?

Aż tak źle nie jest. Na szczęście w Polsce wciąż dużo się dzieje, jeśli chodzi o roboty dla energetyki. Wiele zleceń wiąże się z dostosowaniem instalacji energetycznych do nowych wymogów emisyjnych. Jednocześnie jest też bardzo duża konkurencja wśród wykonawców, co jest dobre dla klientów, ale oczywiście negatywnie odbija się na marżach. Aby przetrwać na tym trudnym rynku, trzeba pilnować kosztów i bardzo uważać na terminy.   —rozmawiała: Barbara Oksińska

CV

Paweł Smoleń jest członkiem zarządu Erbudu ds. energetyki i przemysłu. Jest również przewodniczącym rady nadzorczej Forum Energii. Wcześniej stał na czele europejskiego stowarzyszenia Euracoal. Pełnił też funkcję wiceprezesa Polskiej Grupy Energetycznej, a także związany był z grupą Vatenfall.