– Do 2028 r. sytuację mamy załatwioną. Potrzebny jest dziś proces, prowadzony pod patronatem Ministerstwa Energii, prawdopodobnie z naszym udziałem, w którym ustalimy, ile mocy dyspozycyjnej w węglu będzie nam jeszcze potrzebne w latach 2029–2031, może do 2032 r. – powiedział Grzegorz Onichimowski, prezes Polskich Sieci Elektroenergetycznych, podczas panelu „Nowa era polskiej energetyki. Sieci, regulacje i krajowy łańcuch dostaw jako warunek skutecznej transformacji” na organizowanej przez TDJ, UniCredit i Elektromontaż Lublin konferencji w Katowicach.
Powodem jest ryzyko opóźnień w budowie elektrowni gazowych. – Jeśli inwestor deklaruje oddanie bloku w roku X, przyjmujemy, że do roku X+2 tej mocy jeszcze nie ma. Rok opóźnienia to w Polsce rzecz całkowicie normalna, a do tego trzeba doliczyć rok na „choroby wieku dziecięcego” – wyjaśnił. Jego zdaniem bloki, których pracę należałoby przedłużyć, powinny być wybierane z całej floty, bez względu na to, do której spółki należą. Kluczowe będzie to, czy jednostka jest dyspozycyjna o każdej porze roku. – Blok pracujący w otwartym układzie chłodzenia ma raczej niewielkie szanse – zaznaczył.
Onichimowski nie wykluczył też, że w rezerwie pozostanie pięć nowoczesnych bloków węglowych, których kontrakty mocowe wygasają w 2035 r. – Być może to lepsze rozwiązanie niż nadmiarowe inwestowanie w gaz – ocenił.
Firmy zamykają się już dziś
Jacek Leonkiewicz, prezes TDJ S.A., zauważył, że choć „wszyscy czekamy na atom i na zieloną energetykę”, to „fakty pokazują, że to bardzo trudne do zrealizowania”. – Przeanalizowałem niedawno ostatnie projekty jądrowe w USA i w Europie. Średnie opóźnienie wyniosło siedem lat – mówił. Przypomniał kłopoty z budową autostrad w Polsce i anegdotycznie wspomniał o remoncie Sali Kongresowej, trwającym już przeszło dekadę i wciąż niezakończonym. – Zakładanie, że atom czy w ogóle cokolwiek, niezależnie od technologii, będzie gotowe dokładnie na konkretny dzień, to utopia i naiwność – stwierdził.
Według niego firmy, które przez lata utrzymywały energetykę węglową, już teraz znikają z rynku. – Nie ma remontów, nie ma decyzji inwestycyjnych. Tracimy moce wytwórcze i inżynierskie. Sami przebranżawiamy część naszych spółek, a wielu naszych poddostawców realnie upada i zamyka biznes. Jeśli ktoś w latach 2035–2037 pomyśli: „dobra, to teraz wyremontujemy blok”, to tak nie będzie – powiedział.
Podobny problem dostrzega w górnictwie, gdzie w ramach programu dobrowolnych odejść z JSW odchodzą najbardziej doświadczeni pracownicy. – Średnia wieku wśród inżynierów wydobycia i technologów ma piątkę z przodu i zbliża się do szóstki. Za dziesięć lat nie będzie miał kto wydobywać. I nie sprowadzimy kogoś z Malezji, kto będzie to umiał, bo tę wiedzę o wydobyciu z konkretnych pokładów budowaliśmy tu przez pokolenia. Jeśli kiedyś po 2030 r. zapadnie decyzja, że węgiel jednak musi zostać, bo elektrownia jądrowa lub inny projekt nie ruszy zgodnie z planem, to nie będzie czego zbierać – ostrzegał.
Zapytany, czy przekwalifikowanych pracowników da się w razie potrzeby przywrócić do branży, odpowiedział, że tak, ale za dużo większą cenę. Posłużył się przykładem z sektora obronnego. – Można kupić fabrykę, wydać mnóstwo pieniędzy, postawić linię. Ale od postawienia linii do seryjnej produkcji w odpowiedniej jakości i koszcie mijają lata. To nie jest zakup worka kartofli – mówił prezes TDJ S.A. Utrzymanie ciągłości kompetencji nazwał kosztem bezpieczeństwa energetycznego, które – według niego – jest warte dodatkowych 0,5–1 mld zł rocznie.
Leonkiewicz przypomniał też, że jeszcze rok temu gaz uchodził za tanie i pewne paliwo. – Nikt się nie spodziewał zamknięcia cieśniny Ormuz i wojny na Bliskim Wschodzie. Nagle okazuje się, że gazu może nie być albo może być bardzo drogi – mówił.
Podczas panelu zwracano uwagę, że firmy, które przez lata utrzymywały energetykę węglową, znikają z rynku, brakuje też wykwalifikowanych pracowników
Banki finansują gaz, nie węgiel
Mimo to banki chętniej finansują dziś gaz niż węgiel. Mateusz Kacprzak, dyrektor zarządzający bankowością korporacyjną i inwestycyjną w UniCredit, stwierdził, że dla banków paneuropejskich problemem jest nie tyle sam węgiel w portfelach polskich koncernów, ile brak twardej daty wyjścia z niego. UniCredit finansuje za to nowe bloki gazowe. – Patrzymy na to, co ma realistycznie zapewnione przepływy pieniężne. Jeśli projekt ma kontrakt z rynku mocy, jesteśmy pozytywnie nastawieni – mówił.
Kto zapłaci za utrzymanie rezerw? – Pan, ja, społeczeństwo – odparł Onichimowski. Rynek mocy będzie kosztował ok. 10 mld zł rocznie. – Niektórzy powiedzą, że to bardzo dużo. Ja uważam, że to tania polisa, skoro jeden dzień blackoutu to 30–40 mld zł – mówił. Prezes PSE chciałby, aby część tych kosztów nie obciążała bezpośrednio rachunków, ale Bruksela odrzuca na przykład możliwość finansowania rynku mocy z ETS. – Takie podejście to dogmat, chociaż te aktywa emisyjne są po to, żeby źródła odnawialne mogły w pełni wykorzystać swój potencjał – przekonywał.
Konrad Wojnarowski, podsekretarz stanu w Ministerstwie Energii, przyznał, że ETS to potężne obciążenie dla polskiej gospodarki. Według danych przytoczonych podczas panelu PGE, Enea, Tauron oraz Orlen z Energą zapłaciły w ubiegłym roku ponad 30 mld zł za uprawnienia do emisji, a do budżetu wpłynęło 16 mld zł. Jednocześnie wiceminister przypomniał, że według NIK w latach 2013–2023 bezpośrednio na cele klimatyczne trafiło zaledwie 1,3 proc. wpływów z ETS. – Komisja zapętliła się w regulacjach i nie dostrzega problemów konkretnych państw. To może się skończyć bardzo źle, nie tylko gospodarczo, ale i politycznie – ocenił.
Polska obudowa, chiński środek
Leonkiewicz wskazał, skąd mogłaby pochodzić część pieniędzy na te zabezpieczenia. – Skoro mówimy, że potrzebujemy środków na utrzymanie energetyki, buforów i rezerw, to musimy dbać o to, żeby PKB rosło i żeby jak najwięcej pieniędzy z inwestycji zostawało w kraju. Każdy to rozumie, a mimo to tego nie robimy – mówił. Jego zdaniem postulat local contentu na razie funkcjonuje głównie jako hasło. – Dobrze, że ten dialog się zaczął i jest dobra wola. Ale w praktyce widzimy łatwe obchodzenie tych zasad i odfajkowywanie tematu – stwierdził.
Grupa TDJ produkuje m.in. stacje transformatorowe. – Na przetargach spotykamy firmy „z teczki”, które mają produkty z polską obudową, a w środku bardzo dużo chińskich elementów. Cały czas żyjemy w paradygmacie najniższej ceny – mówił Leonkiewicz. Przywołał przykład Solarisa, który z pozycji europejskiego lidera w produkcji autobusów elektrycznych spadł poza podium i nawet w Polsce zaczyna przegrywać z Chińczykami. Bez wspierania krajowych dostawców firmy stracą, jak mówił, kompetencje i środki na badania.
– To błędne koło. Inwestycje w sieci, bloki i wytwarzanie to szansa na zbudowanie potencjału, który moglibyśmy potem eksportować. Jeśli ją przegapimy, drugiej takiej za naszego życia nie będzie – ostrzegał. Zwrócił też uwagę na wymiar geopolityczny. – Chińczycy finansują wojnę Rosji na Ukrainie. Część tego, co im płacimy, tam trafia, a jednocześnie wydajemy ogromne pieniądze, żeby bronić się przed Rosją – mówił.
– To jest absurdalne, na co my pozwalamy – ocenił Leonkiewicz. Na uwagę, że Krajowy Plan na rzecz Energii i Klimatu (KPEiK) i Program Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ) po raz pierwszy zawierają rozdziały o local contencie, odpowiedział, że „to świetny start, ale musimy szybciej doprowadzić do tego, żeby było to skutecznie wdrażane”.
Artur Kalicki, prezes należącej do grupy TDJ spółki Projekt Solartechnik (PST), zaznaczył, że całego łańcucha dostaw nie da się zbudować w kraju. – Chiny podłączają dziennie średnio 1,2 GW mocy w OZE. Nie zbudujemy skali, żeby konkurować z ceną paneli czy ogniw. Local content nie polega na tym, żeby 100 proc. łańcucha pochodziło z Polski, ale żeby jak najwięcej pieniędzy zostawało w gospodarce – mówił. Wskazał, że w kraju pozostają wydatki na serwis, utrzymanie i zarządzanie aktywami przez cały okres ich eksploatacji.
PARTNER RELACJI: TDJ
