Tauron zaczyna uciekać z węgla. Znamy strategię spółki

Jak udało nam się potwierdzić w kilku źródłach, Tauron sprzeda zakład górniczy Janina w Libiążu, który od trzech lat przynosi coraz większe straty (o sprawie jako pierwszy napisał portal wnp.pl), a także spółkę córkę Tauron Ciepło, w którą grupa w ostatnich latach zainwestowała ogromne środki i która przynosi dochody. W planach jest także sprzedaż udziałów w PGE EJ1 (spółce celowej, która ma postawić pierwszą w Polsce elektrownię jądrową) i Elektrociepłowni Stalowa Wola.

Koncern chce się skupić na nowych zadaniach. – Chcemy być w Polsce liderem w produkcji zielonej energii. Takie wyzwania stawia przed nami świat – mówi nam osoba związana ze spółką. Aż 66 proc. energii z odnawialnych źródeł energii i tylko 20 proc. z węgla – tak ma wyglądać mix energetyczny według nowej strategii spółki na lata 2025–2030. Koncern chce postawić na inwestycje w produkcję nisko- lub zeroemisyjnej energii. Jak gigantycznej zmiany chce dokonać spółka, pokazują dane: dziś w jej miksie OZE ma zaledwie 10 proc., a węgiel – aż 85 proc.

CZYTAJ TAKŻE: Tauron: Fatalne wyniki kopalń, niepewność w handlu energią

Kurs na wiatr

Tauron planuje osiągnąć wysoki próg OZE z produkcji wiatru (na lądzie – 20 proc. w 2025 r.), morzu (przy pozyskaniu inwestorów poprzez fundusz inwestycyjny – rozmowy na ten temat już ruszyły) oraz fotowoltaiki (5 proc. w 2025 r.).

Stawia sobie wysoką poprzeczkę: w 2030 r. dwie trzecie aktywów, czyli 3 MW, będą stanowić źródła nisko- i zeroemisyjne, ograniczając CO2 aż o 51 proc. Aby to osiągnąć, spółka chce wyłączyć wszystkie bloki węglowe 120 i 200 MW (ma ich osiem) – zostawić nowoczesne: Łagiszę 46 MW i nowo budowane Jaworzno 910, które ma ruszyć pełną mocą za pięć miesięcy. Nowoczesne bloki przy wygaszeniu starych zredukują emisję CO2 o 2 mln ton rocznie, pyłów o 91 proc., tlenów azotu o 82 proc. i siarki o 95 proc.

Nowa strategia spółki to odpowiedź na zmiany zachodzące w świecie, m.in. antywęglowa polityka energetyczna UE, wzrost cen uprawnień do emisji CO2, ograniczenia finansowania inwestycji dla energetyki konwencjonalnej po 2025 r., a także zmiana zachowań klienta, który coraz bardziej świadomie chce wybierać energię, która nie zatruwa środowiska.

Czarne zasoby

Tauron chce zachować w swojej grupie kopalnię Brzeszcze, reaktywowaną w 2016 r. przez rząd Beaty Szydło, i zakład Sobieski, z którego węgiel będzie potrzebny do bloku w Jaworznie. By zachować pewność dostaw dla bloków w Lagiszy i Jaworznie, spółka od podstaw buduje w kopalni Sobieski Szyb Grzegorz, który pozwoli wejść na nowe złoże Dąb – inwestycja zostanie oddana do użytku w 2023 r. (aktualny poziom prac to około 30 proc.), co da jaworznickiej kopalni perspektywę prowadzenia wydobycia przez co najmniej kolejnych 50 lat, dla budowanego bloku 910 MW w Jaworznie. Głównym atutem paliwa pochodzącego z tego zakładu jest najniższa – spośród wszystkich polskich kopalń – zawartość chloru w węglu, co ma kluczowe znaczenie z punktu widzenia spełnienia surowych norm środowiskowych.

– Zakładamy, że zapotrzebowanie na węgiel z zakładu górniczego Sobieski wyniesie ok. 2 mln ton w skali roku. Praktycznie całe wydobycie ZG Sobieski będzie można skierować do bloku 910 MW w Jaworznie – mówi nam Zdzisław Filip, prezes zarządu Tauron Wydobycie. Spółka planuje w tym roku dostarczyć do nowego bloku ok. 800 tys. ton węgla.

Niełatwo odtworzyć zakład w Brzeszczach do pełnych możliwości (plan inwestycyjny zakłada aż dziewięć lat, obecnie prace sięgają ok. 45 proc.), który trafił do Spółki Restrukturyzacji Kopalń (SRK) – dopiero w ostatnim okresie zakończono prace związane z uniezależnieniem kopalni od powiązań z SRK. Obecnie eksploatuje wysokoenergetyczny węgiel pokładu 510, ceniony w przemyśle chemicznym.

CZYTAJ TAKŻE: Orlen i Tauron chcą budować elektrociepłownię w Czechach

Inwestycje pod ziemią

Od 2021 r. w kopalni Brzeszcze zaczną też pracować dwie instalacje kogeneracyjne o mocy 2,7 MWe każda do produkcji energii elektrycznej i cieplnej z gazu pochodzącego z odmetanowania kopalni. Spółka chce nie tylko wykorzystać energię ze spalania metanu, ale również zwiększyć udział grupy w rynku mocy – zakładany przychód z instalacji to ok. 19 mln zł w 17 lat. Inwestycja ma zwiększyć bezpieczeństwo górników.