Kategoria: Pomorski Przegląd Gospodarczy

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Kryzys już dotyka energetykę elektryczną, ciepłownictwo od dawna walczy z malejącym zapotrzebowaniem, a Pan chce budować elektrociepłownie.

Waldemar Dunajewski: Elektrownie, a nie elektrociepłownie, i nie nasza firma, lecz nasz największy udziałowiec – Electricité de France. Ciepłownictwo niemal w całej Polsce od 10 lat walczy o utrzymanie rynku. Jak porównuję dane sprzed 10 lat z dzisiejszymi, to ci sami odbiorcy przy podobnych zewnętrznych temperaturach zużywają około 40% mniej ciepła. To efekt opomiarowania, lepszej izolacji, generalnie bardziej energooszczędnego budownictwa. Dla gospodarki to korzystne, dla nas nie. Żeby utrzymać rentowność, musimy do tej samej infrastruktury wytwórczej i dystrybucyjnej przyłączać nowych odbiorców. Zakładamy, że 2009 będzie rokiem, w którym odbijemy się od dna. Inaczej wygląda sytuacja na rynku energii elektrycznej. Jeszcze pół roku temu można się było spodziewać, że w ciągu 3–4 lat Polsce grozi wręcz zapaść energetyczna. Wzrost gospodarczy powodował, że co roku zużycie energii elektrycznej rosło o 3%. Trzeba też wspomnieć o podeszłym wieku polskich elektrowni, prawie połowa ma ponad 35 lat. Czas ich normalnej pracy to zwykle 40 lat. Żywotność bloków energetycznych można o kilka lat przedłużyć, ale raczej należy myśleć o nowych inwestycjach.

L.S.: Jednak kryzys, podobnie jak hossa, ma swój początek i koniec. Te problemy zostały tylko odsunięte i Polska stanie przed nimi za kilka lat.

W.D.: Rzeczywiście, kryzys nieco odsunął kłopoty. W styczniu tego roku zużycie energii elektrycznej było o 5% niższe niż w styczniu 2008. Tymczasem zakładano, że będzie o 3% wyższe. Jednak procesów inwestycyjnych w polskiej elektroenergetyce nie można zatrzymywać. Od pierwszych planów, od przyjęcia koncepcji, do uruchomienia pierwszych bloków dużej mocy upływa 7 lat w elektrowniach konwencjonalnych, a w jądrowych 12 czy nawet 15 lat. Kryzys ma więcej pozytywnych stron: łatwiej i taniej się buduje. Koszt budowy bloku o mocy 900 MW, do którego się przymierzamy, wcześniej szacowaliśmy na 8 miliardów złotych. Teraz inwestycja może być tańsza o blisko 10%, czyli 800 milionów złotych. Inwestowanie w energetykę w czasie kryzysu jest również bardzo korzystne dla gospodarki, gdyż ją pobudza.

L.S.: Wróćmy do planów Electricité de France. Kiedy zaczęło się planowanie nowych elektrowni na Pomorzu?

W.D.: W 2006 roku rozpoczęto pierwsze przygotowania. W tej chwili EdF przygotowuje do uruchomienia blok dużej mocy w elektrowni w Rybniku. Ponadto analizowane są w naszym regionie dwie inwestycje. Mamy już pełnomocnictwa Electricité de France. Jedna z inwestycji ma powstać na terenie gdańskiego portu; będzie to elektrownia węglowa, korzystająca z najnowszych dostępnych na świecie technologii. Chcemy ją ulokować w porcie, ażeby można było wykorzystać instalacje portowe i swobodny dostęp do dużej ilości wody chłodzącej. Spore znaczenie ma też możliwość wyprowadzenia energii do oddalonej o 4 kilometry stacji nieopodal rafinerii Gdańsk Błonie. Na północ od Warszawy są tylko dwie elektrownie systemowe: Dolna Odra koło Szczecina oraz Ostrołęka. Nasze dwie elektrociepłownie dają 350 MW energii elektrycznej. Taka inwestycja znacząco poprawiłaby bilans energetyczny w tej części naszego kraju.

L.S.: Energa wspólnie z Grupą Lotos chcą budować elektrownię gazową, a właściciel Elektrociepłowni Wybrzeże najprawdopodobniej będzie głównym budowniczym elektrowni jądrowej – jeśli oczywiście powstanie ona w naszym regionie. To może pokrzyżować wasze plany.

W.D.: Od ponad 20 lat słyszę zapowiedzi budowy dużych elektrowni w naszym regionie. Do tej pory żadna nie została nawet rozpoczęta. Oczywiście dobrze, że są takie inicjatywy. Jednak wybudowanie tylu elektrowni wydaje mi się mało prawdopodobne.

L.S.: Chętnych przybywa. Nie tylko nad Jeziorem Żarnowieckim czy w Klempiczu może powstać taka elektrownia.

W.D.: To dobrze, bo przestajemy się bać takich inwestycji. We Francji trwają intensywne starania, żeby na terenie takiej czy innej gminy wybudować właśnie elektrownię atomową. Lista jest dłuższa niż pan wymienił, bo oprócz elektrowni jądrowej w Żarnowcu są i inne pomysły. W Opaleniu szwedzki Vattenfall chce budować elektrownię węglową. My myślimy o bloku węglowym w porcie gdańskim, a w Gdyni o bloku 100 MW o charakterze szczytowo-interwencyjnym. Grupa Lotos ma zamiar postawić niewielką elektrownię gazową, ale czy to wszystko powstanie w ciągu najbliższych 20 lat? Znam pięć miejsc, w których może powstać elektrownia jądrowa – i to nie koniec. Opalenie nie jest jedynym miejscem, gdzie Vattenfall może postawić bloki energetyczne. Nasze lokalizacje też nie są pewne, gdyż jest wielu przeciwników budowania elektrowni węglowej w porcie. Elektrownia gazowa natomiast musi mieć zapewniony gaz, a bałtyckie złoża raczej nie dają gwarancji dostaw odpowiedniej wielkości. Każda z tych inicjatyw opatrzona jest więc znakami zapytania.

L.S.: Mówi Pan wyłącznie o budowaniu elektrowni, tymczasem polityka Unii Europejskiej preferuje łączenie produkcji energii elektrycznej i cieplnej.

W.D.: Z planowanej elektrowni w gdańskim porcie można będzie pobierać ciepło, ale nie wiadomo, czy to się opłaci, gdyż wtedy spada moc elektryczna. Zazwyczaj dużych elektrowni systemowych nie obciąża się produkcją ciepła. Istniejące elektrociepłownie w Gdańsku i Gdyni są tak zlokalizowane i mają tak dużą produkcję ciepła, że zaspokaja to obecne i przyszłe potrzeby. Tym bardziej że do 2015 roku zostaną wyłączone z użytku dwa bloki węglowe, zastąpimy je jednym tzw. kombiblokiem gazowym. Reszta będzie się nadal opierała na węglu, którego ceny są bardziej przewidywalne niż gazu. Musimy jednak dążyć do dywersyfikacji, gdyż to nam zapewnia większe bezpieczeństwo.

L.S.: Za produkcją energii w procesach kogeneracyjnych przemawiają jeszcze inne argumenty, na przykład zwolnienie z opłat za emitowanie CO2.

W.D.: Tak, i dlatego istniejące bloki w naszych elektrociepłowniach będą modernizowane z myślą o takich wymogach. Jednak żeby produkować ciepło, inwestycja, którą planujemy w gdańskim porcie, musiałaby mieć odpowiedni rynek. Duże znaczenie ma też odległość przesyłu, a istniejąca już infrastruktura w postaci systemu pierścieniowego została zbudowana wokół istniejącej w Gdańsku elektrociepłowni. Żeby planowana elektrownia mogła produkować ciepło, trzeba by położyć dodatkowe rurociągi o dużych średnicach. Po drodze jest do pokonania woda, w sumie przedsięwzięcie jest nieopłacalne. Tym bardziej, że produkcja energii elektrycznej daje większe dochody.

L.S.: W dokumentach Komisji Europejskiej możemy przeczytać, że w kogeneracji jest olbrzymi potencjał, zaoszczędzi się miliony ton węgla i będzie dużo mniejsza emisja CO2.

W.D.: To wszystko prawda i my w kogeneracji produkujemy 90% energii cieplnej. Dzięki temu, mimo dużej odległości od kopalń, mamy w Trójmieście jedne z niższych cen w Polsce. Dodatkowo, zgodnie z dyrektywą Komisji Europejskiej, mamy tzw. czerwone świadectwa promujące kogenerację.

W Polsce mamy co najmniej 50 miast, w których istnieją duże systemy ciepłownicze, a nie produkuje się ciepła w kogeneracji. W naszym regionie między innymi Słupsk, Koszalin czy Wejherowo są w takiej sytuacji. Dlatego dobrze, że Unia Europejska wprowadza mechanizmy promujące rozwiązania oparte na kogeneracji.

L.S.: Czy w takim razie potencjał, jaki według Komisji Europejskiej ma spoczywać w kogeneracji, nie jest przeszacowany?

W.D.: Ten potencjał istnieje! W Polsce mamy co najmniej 50 miast, w których działają duże systemy ciepłownicze, a nie produkuje się ciepła w kogeneracji. W naszym regionie między innymi Słupsk, Koszalin czy Wejherowo są w takiej sytuacji. Dlatego dobrze, że Unia Europejska wprowadza mechanizmy promujące takie rozwiązania. Wspomniana wymiana dwóch najstarszych bloków węglowych w 2015 roku i zastąpienie ich gazowym kombiblokiem pozwoli na zwiększenie produkcji energii elektrycznej. Obecnie typowy blok ma 50 MW energii elektrycznej i 105 MW mocy termicznej. W kombibloku mamy 105 MW mocy cieplnej i 180 MW elektrycznej .

L.S.: Wspomniane rozwiązanie zmusza Elektrociepłownie Wybrzeże do zapewnienia sobie nowego źródła surowca – gazu, a planowane powstanie elektrowni węglowej oznacza zwiększenie dostaw węgla. Macie też wykorzystywać biomasę.

W.D.: W Gdańsku i w Gdyni uruchomiliśmy w ubiegłym roku instalację, dzięki której możemy wykorzystywać biomasę. Natomiast węgla w Polsce od niedawna brakuje. W 2008 roku sprowadziliśmy do naszego kraju około 10 milionów ton węgla, eksport wynosił 8 milionów węgla koksującego. W tym roku planujemy, że proporcje spalanego węgla z importu i z polskich kopalń będą równe. Węgiel sprowadzany z zagranicy często nie w pełni odpowiada potrzebom, ale nie mamy innego wyjścia. W ubiegłym roku prawie połowa elektrowni i elektrociepłowni nie mogła utrzymać odpowiedniego poziomu zapasów strategicznych.

L.S.: Jak można się przygotować do mocno zróżnicowanej jakości węgla w tak długim okresie eksploatacji kotłów?

W.D.: Właśnie chcemy dostosować projektowane elektrownie do różnych gatunków węgla. Przewidywany czas eksploatacji wynosi 40 lat, więc różne mogą być źródła zaopatrzenia. Ulokowanie elektrowni w porcie umożliwia sprawne dostarczanie węgla transportowanego drogą morską, czyli importowanego.

L.S.: Plany dotyczące energetyki elektrycznej już znamy. A czy wytworzone przez Was ciepło zostanie w Trójmieście, czy też Elektrociepłownie Wybrzeże będą szukały nowych odbiorców w innych miastach?

W.D.: Mamy 68% akcji Energetyki Toruńskiej i tam również będziemy ponosić nakłady, gdyż to rynek porównywalny do Gdyni. Będziemy tam także inwestować w kogenerację. Mamy 20% akcji w dużej systemowej elektrowni w Rybniku, ale nasza działalność podporządkowana będzie planom koncernu Electricité do France. Nasz główny udziałowiec koncentruje się na produkcji energii elektrycznej i nasze plany dostosowujemy do strategii EdF. W najbliższym czasie nie będziemy wchodzić z energetyką cieplną na nowe rynki, w innych miastach.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Przez drzwi pańskiego gabinetu dobiegają zapewne narzekania przedsiębiorców na wysokie ceny. A umowy z kopalniami zostały już podpisane przez elektrownie, od których kupujecie energię. Czyli jesteście między młotem a kowadłem.

Mirosław Bieliński: Tak mniej więcej można nazwać ten stan. Jesteśmy największym kupcem energii elektrycznej w kraju. Zakupioną energię sprzedajemy później odbiorcom przemysłowym oraz indywidualnym. Dla tych ostatnich ceny nadal są regulowane urzędowo.

L.S.: Z punktu widzenia Grupy Energa to chyba kluczowy element.

M.B.: To oczywiście bardzo cenna grupa klientów. Nie chcemy jej utracić. Jednak trudno akceptować fakt, że jesteśmy zmuszeni do sprzedaży energii elektrycznej po cenie niższej niż koszt jej zakupu i każdego dnia ponosimy wysokie straty. Mało tego, nie wiemy, jak długo ten stan będzie trwał. Konsekwencją są zmniejszone możliwości inwestycyjne.

L.S.: Czy wysoka cena dla przedsiębiorców, zwłaszcza ostatnie podwyżki, też są konsekwencją niskich cen dla odbiorców indywidualnych?

M.B.: Poziom cen wyznaczają koszty i rynek. Oczywiście, można narzekać na wysoką cenę energii, ale należy też spojrzeć na ceny u naszych sąsiadów. Na Słowacji, w Czechach, Niemczech, w całej Skandynawii ceny były i są znacznie wyższe.

L.S.: Tylko że tam, w porównaniu z Polską, były wysokie od dawna. U nas znaczący wzrost cen przypada na ostatni rok.

M.B.: Tym większy kłopot, gdyż nasi sąsiedzi mieli więcej czasu na akumulację. Mogli i mogą inaczej planować inwestycje w moce wytwórcze, w bezpieczeństwo przesyłu energii. W Polsce przez długi okres ceny były niskie, a teraz zaczęły rosnąć, i to z powodów niezależnych od dostawców. Nic dziwnego, że podwyżki te wydają się bardziej dotkliwe, mimo że nie doprowadziły do poziomu zbliżonego do cen u naszych sąsiadów.

Poziom konkurencji w Polsce nie jest niższy niż na innych rynkach, także tych uchodzących za najlepiej rozwinięte. Może być wyższy. Jednak na pewno administracyjne wyznaczanie cen sprzedaży, zwłaszcza poniżej kosztów zakupu, nie podnosi konkurencyjności.

L.S.: Wspominał pan, że rynek jest niemal wolny. Tylko że poszczególne koncerny energetyczne są monopolistami na swoim terenie i nie wchodzą na obszary sąsiednich firm. Jednocześnie Urząd Regulacji Energetyki dyktuje ceny dla odbiorców indywidualnych. Tym samym nie jesteście zmuszani przez rynek do cięcia kosztów.

M.B.: Myślę, że poziom konkurencji w Polsce nie jest niższy niż na innych rynkach, także tych uchodzących za najlepiej rozwinięte. Może być wyższy. Musimy jednak pamiętać, że administracyjne wyznaczanie cen sprzedaży, w szczególności poniżej kosztów zakupu, nie podnosi konkurencyjności .

L.S.: URE oraz rząd niepokoją podwyżki energii dla przedsiębiorstw. Dlatego proponują, by połowa zakupów miała miejsce poprzez giełdę.

M.B.: Giełda nie spowoduje zasadniczego obniżenia cen hurtowych, gdyż jej uczestników będzie za mało. Ponadto większość transakcji zostanie zawarta przez podmioty należące do tych samych grup, czyli elektrownia będzie sprzedawała prąd do spółki „obrotowej” należącej do tej samej grupy. Jeżeli nie dopuści się do sprzedaży energii pochodzącej z importu, to giełda nie wpłynie na spadek cen w stopniu, którego oczekuje rynek.

L.S.: W przypadku Grupy Energa trudno mówić o handlu na giełdzie pomiędzy poszczególnymi spółkami.

M.B.: Rzeczywiście, mamy tylko jedną dużą elektrownię. Wprowadzenie przymusowej giełdy doprowadzi do tego, że część energii będziemy kupować od siebie samych za pośrednictwem giełdy.

L.S.: Do tego należy dołączyć kolejny pomysł – Ministerstwo Skarbu chce prywatyzować koncerny energetyczne. Czy w momencie narastającego kryzysu gospodarczego i strat, jakie ponosicie, sprzedając prąd odbiorcom indywidualnym, taki krok ma sens?

M.B.: To decyzja właścicielska. Przygotowujemy się do prywatyzacji i staramy się to zrobić jak najlepiej, tak aby nasz właściciel, czyli minister skarbu, miał pełną możliwość wyboru prywatyzacyjnego wariantu. Będziemy przygotowani do wejścia na giełdę, ale też do sprzedaży strategicznemu inwestorowi. Oprócz tego pracujemy nad różnymi projektami, do których „dopraszamy” prywatnych inwestorów. Prywatyzacja niewątpliwie poszerzy nasze możliwości inwestycyjne.

L.S.: Spójrzmy na to oczami odbiorców energii elektrycznej. Jakie skutki przyniesie prywatyzacja?

M.B.: Proszę zapytać odbiorców energii mieszkających w Warszawie i na Śląsku. Wydaje mi się, że sposób działania tamtejszych firm, czyli RWE i Vattenfall, ich skuteczność w obniżaniu kosztów są dla nas dobrym przykładem. Wejście prywatnego właściciela z kapitałem i międzynarodowym doświadczeniem może być korzystne dla firmy i jej klientów.

L.S.: Wspominał Pan o małej ilości dużych źródeł energii. Czy koncern będzie dążył do ich zwiększenia, a tym samym poszerzenia swej niezależności?

M.B.: Inwestycje w energetyce trzeba podzielić na trzy części i zarazem trzy wyzwania. Pierwsze to odbudowa mocy wytwórczych. Jeżeli nie będzie nowych mocy, to nie będzie też energii. Istniejące elektrownie są zdekapitalizowane i będą systematycznie zamykane. Drugie wyzwanie jest nie mniej poważne, gdyż wytworzoną energię trzeba przesłać. Budowa nowych sieci jest równie kosztowna, co budowa mocy wytwórczych, a dodatkowo niezwykle skomplikowana z powodów prawnych oraz mentalnych. Nikt na przykład nie chce słupa na własnej działce ani na działce sąsiada, ale każdy chce energii. Ewentualne roszczenia właścicieli utrudniają szybką budowę sieci przesyłowych. Trzeci obszar inwestycji to bezpośrednia obsługa klientów. Jesteśmy daleko w tyle za branżą telekomunikacyjną czy bankową. Używamy archaicznych systemów teleinformatycznych, stosujemy mało przyjazne dla klientów procedury. Reforma obszaru obsługi klienta, w tym zmiana systemów pomiarowych, też będzie bardzo kosztowna.

Planowane przez Grupę Energa inwestycje w wytwarzanie, poza rozbudową elektrowni węglowej w Ostrołęce, to przede wszystkim inwestycje w energetykę rozproszoną. Zamierzamy budować zarówno niewielkie elektrownie gazowe, jak i małe biogazownie czy elektrownie wodne. Chcemy mieć dużo źródeł o niekoniecznie wielkiej mocy jednostkowej, ale w sumie chodzi o zwiększenie mocy z nieco ponad 1000 MW obecnie do ponad 3000 MW w 2015 roku. Zdecydowanie stawiamy na dystrybucję. Nasza strategia zakłada przeznaczenie około 9 mld zł w ciągu sześciu lat na inwestycje sieciowe, co oznacza podwojenie obecnych corocznych nakładów na ten cel. Chcemy nie tylko odtwarzać, ale i rozwijać sieć oraz ograniczać straty na przesyle. Dopóki nie rozbudujemy własnych mocy, dystrybucja będzie głównym biznesem grupy.

L.S.: Czy kolejność, w jakiej Pan wymienił te zadania, wskazuje priorytety?

M.B.: Dla Grupy Energa kolejność jest odwrotna. Najważniejsza jest obsługa klientów, później sieć dystrybucyjna, na końcu zaś – moce wytwórcze. Jak już wspomniałem, mamy mało energii własnej produkcji. W praktyce jesteśmy największym w Polsce pośrednikiem w handlu energią. Budując strategię rozwoju, musieliśmy starać się zminimalizować wpływ tej sytuacji na firmę. Dlatego kładziemy nacisk na nakłady na dystrybucję, bo tam są oszczędności i zyski. Na małe źródła mocy, bo buduje się je szybciej niż duże, bo to zwiększenie naszej samodzielności. Stawiamy też na zdalny odczyt liczników na dużą skalę, co klientom powinno pomóc w racjonalizacji zużycia energii, a nam w ocenie popytu. Wszystko to ma jeden cel – poprawę obsługi klientów i konkurencyjności naszych ofert, bo jeśli nie dzisiaj to jutro, ale ostatecznie to klient zadecyduje, od kogo kupi energię.

Więcej energii się produkuje niż zużywa wyłącznie na Śląsku. Nie sądzę, żeby możliwe było zrównoważenie we wszystkich regionach Polski. Produkcja powinna być blisko źródeł paliw i dlatego właśnie na południu Polski będzie najwięcej dużych elektrowni. Północ będzie raczej skazana na import, czy to z południa, czy też kablem ze Skandynawii.

L.S.: Polska produkuje więcej energii elektrycznej niż zużywa, Pomorze dla odmiany zużywa znacznie więcej niż wytwarza i już są zauważalne deficyty. Czy należy budować na Pomorzu elektrownie, żeby uchronić się przed brakiem prądu?

M.B.: Nadwyżka krajowa jest minimalna i na dziś pomijalna. Podobnie jest z węglem. Natomiast wewnątrz kraju więcej energii się produkuje niż zużywa wyłącznie na Śląsku. Nie sądzę, żeby możliwe było zrównoważenie we wszystkich regionach Polski. Produkcja powinna odbywać się blisko źródeł paliw i dlatego właśnie na południu Polski zawsze będzie najwięcej dużych elektrowni. Północ będzie raczej skazana na import, czy to z południa, czy też kablem ze Skandynawii .

L.S.: Jednak import już napotyka poważne bariery.

M.B.: Import wymaga odpowiednich sieci. Muszą mieć właściwą przepustowość i być bezawaryjne. PSE Operator bardzo się stara, ale potrzebne nam są nowe sieci, nowe łącza transgraniczne.

L.S.: Do końca 2008 roku zgłoszono projekty budowy elektrowni o łącznej mocy 40 tysięcy MW. Wcześniej przez wiele lat powstała tylko jedna duża elektrownia – w Pątnowie. Czym można wytłumaczyć ten wysyp zapowiedzi budowy nowych obiektów?

M.B.: Inwestycje w elektrownie wymagają cierpliwości: kilku lat przygotowań, a później kolejnych kilku lat budowy. To inwestycje bardzo kosztowne, na które należy zdobyć spore środki. Tym samym czas spłacania liczony jest w dziesiątkach lat. Utrzymywanie niskich cen energii na polskim rynku czyniło takie projekty inwestycyjne nieopłacalnymi, co spowodowało, że w ostatnich latach nie powstawały praktycznie żadne nowe elektrownie.

L.S.: Jeżeli choćby część z tych zapowiedzi zaowocuje budowami, to i tak możemy się spodziewać kilkunastu nowych elektrowni.

M.B.: Z pewnością nie wszystkie plany zostaną zrealizowane. Mnogość zapowiedzi była związana z kwestią bezpłatnych limitów dla emisji CO2. Ich otrzymanie było możliwe tylko dla elektrowni działających oraz tych, których budowa została zainicjowana do końca 2008 roku. Poza tym takie deklaracje nic nie kosztowały. Doprowadziło to do sytuacji, w której kilku różnych inwestorów zgłosiło budowę kilku elektrowni w tym samym miejscu. Kolejna weryfikacja tych projektów będzie polegała na możliwości wysyłania wyprodukowanej energii, czyli dostępności sieci przesyłowej. Jeżeli będą to elektrownie węglowe, to należy rozwiązać też sposób dostarczania paliwa. Wreszcie najważniejsze kryterium: sposób finansowania. W czasie kryzysu banki dokładnie prześwietlają każdą inwestycję. Obecnie mamy jeszcze jedną barierę dla inicjowania inwestycji: znacznie wzrosło ryzyko urzędowych regulacji na rynku. Oznacza to mniejszą zdolność pozyskiwania kredytów niż rok temu.

L.S.: Na liście inwestorów jest również Grupa Energa.

M.B.: Zgłosiliśmy budowę bloku C w Ostrołęce o mocy 1000 MW i planujemy 1000 MW w następnym etapie rozbudowy.

L.S.: A elektrownie gazowe?

M.B.: Planujmy naszą aktywność w tym zakresie. W naszej strategii zakładamy wzrost konkurencyjności gazu jako paliwa w produkcji energii elektrycznej. Jest to powiązane między innymi z regulacjami w zakresie emisji CO2., które bierzemy pod uwagę w naszych planach inwestycyjnych.

L.S.: Jedna lokalizacja jest już znana. Będzie to spółka z grupą Lotos, więc w pobliżu rafinerii.

M.B.: Potrzeby energetyczne grupy Lotos są duże, więc rzeczywiście inwestycja w elektrownię gazową ma sens w pobliżu rafinerii.

L.S.: Elektrownia gazowa często jest podawana jako dobre uzupełnienie dla siłowni wiatrowych. A takie coraz licznej powstają na północy województwa. Czy planujecie wspólne spięcie kilku źródeł energii?

M.B.: Nie została jeszcze określona moc gdańskiej elektrowni gazowej. Jeżeli zmieści się w zapotrzebowaniu rafinerii, to takie spięcie będzie mniej istotne. Budowa elektrowni wiatrowych powoduje nowe wyzwania. Trzeba do nich doprowadzić przyłącze, co jest bardzo kosztownym przedsięwzięciem. Trzeba też pamiętać, że wiatr jest kapryśnym źródłem energii. Dlatego potrzebne są źródła regulacyjne, a taką rolę najlepiej pełnią elektrownie wodne lub gazowe. Rzeki na północy Polski już są prawie całkowicie wykorzystane. Myślimy natomiast o elektrowni wodnej na Wiśle. Jej moc jednak nie będzie duża, poniżej 100 MW.

L.S.: Ma powstać kilka elektrowni gazowych. Skąd gaz i czy infrastruktura do jego przesyłania jest w naszym regionie wystarczająca?

M.B.: Będą konieczne inwestycje w sieć gazową. Ale dla takich spółek jak PGNiG lub Gaz-System powinien to być dobry biznes.

L.S.: Oprócz planów budowy elektrowni gazowej przez Grupę Energa są też inne plany związane z budową elektrowni gazowej oraz jądrowej. Jeżeli dojdą do skutku, będzie to konkurencja czy uzupełnienie?

M.B.: Nie postrzegamy tych inwestycji jako konkurencji, przeciwnie – będą dla nas korzystne. Nie mamy ambicji, by własnymi źródłami energii zaspokajać energetyczne potrzeby całej północnej Polski. Zakładamy, że w przyszłości nadal będziemy kupować energię, dlatego im więcej źródeł wytwarzania, tym lepiej. Chcemy ponadto inwestować w małe, rozproszone źródła energii, w tym w biogazownie. Ich budowa jest uzasadniona szczególnie tam, gdzie należałoby inwestować w nowe sieci przesyłowe, czyli np. w odległych od miast zakątkach. Małe, lokalne źródła wytwórcze eliminują konieczność budowania sieci przesyłowych, gdyż energia z tego źródła wykorzystywana jest na miejscu. Interesują nas biogazownie o różnej mocy, od 0,5 do 2 MW. Biogazownie będące uzupełnieniem sieci dystrybucyjnej traktujemy jako drugi filar bezpieczeństwa energetycznego na poziomie gminy. Nie mamy ambicji ich samodzielnego budowania – szukamy raczej partnerów biznesowych w tej dziedzinie.

L.S.: Jednak żeby takie elektrownie mogły działać, potrzeba surowców.

M.B.: Ziemi nie brakuje, można więc uprawiać rośliny energetyczne. Ten kierunek może liczyć na dodatkowe środki wsparcia z różnych proekologicznych funduszy, także unijnych. My oczywiście gwarantujemy odbiór takiej energii.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Licznik Geigera po powrocie z Francji był potrzebny?

Jan Kozłowski: Gdy wchodziliśmy i wychodziliśmy z elektrowni atomowej, dokonywano pomiarów. Liczniki nic nie pokazały, tak więc o żadnym napromieniowaniu nie ma mowy.

L.S.: Miano was przekonać, że elektrownia atomowa to doskonały i bezpieczny dla otoczenia pomysł?

J.K.: Nie tylko o to chodziło. Mogliśmy się na miejscu przekonać, że elektrownie atomowe są ważną częścią francuskiej gospodarki. We Francji są obecnie 54 takie elektrownie i powstają dwie nowe. Francuzi budują elektrownię jądrową w Finlandii oraz w Chinach. W wielu państwach na świecie trwa budowa lub przygotowania do budowy takich obiektów, nawet w krajach słynących z ekologicznego podejścia do gospodarki czy energetyki, takich jak Szwecja. Francja konsekwentnie rozbudowywała energetykę jądrową i dziś jest chyba najlepiej przygotowana do nowych inwestycji. Duży nacisk położono również na bezpieczeństwo. Jest w tym kraju bodajże sześć organizacji zajmujących się nadzorem nad elektrowniami jądrowymi. Największa to Komisariat ds. Energii Atomowej, który zatrudnia 15 tysięcy pracowników. Gospodarze zwracali jeszcze uwagę na konsultacje społeczne. Kontakt musi być nie tylko z ludźmi żyjącymi w najbliższym otoczeniu lub w miejscu, w którym powstanie elektrownia. Byliśmy w elektrowni w Nogent, miejscowości liczącej 6 tysięcy mieszkańców, położonej 120 kilometrów od Paryża. Mimo że produkcja energii trwa tam od 30 lat, cały czas działa tzw. lokalna komisja informacyjna złożona z mieszkańców. Na bieżąco kontroluje ona działalność elektrowni, ma dostęp do informacji o stanie bezpieczeństwa. Zaufanie społeczne jest jednym z istotniejszych elementów tego systemu.

L.S.: Pańskie wątpliwości zostały rozwiane, ale teraz musi Pan przekonać mieszkańców regionu, a szczególnie gmin, na terenie których elektrownia może powstać, że to najlepsza lokalizacja, która nie spowoduje żadnego zagrożenia.

J.K.: Zastanówmy się na początek, jakie rodzaje elektrowni należy brać pod uwagę: jądrową, konwencjonalną, czyli węglową oraz gazową, i wreszcie odnawialną. Żadna z nich nie jest idealnym rozwiązaniem. Trzeba uwzględniać różne elementy: wydajność, emisję gazów, wpływ na krajobraz. Elektrownia atomowa daje czystą energię. Owszem, jest problem z odpadami radioaktywnymi, ale w przypadku reaktora, który być może powstanie na Pomorzu, rocznie będzie to ilość mieszcząca się w pływackim basenie. Moim zdaniem nie jest to duży problem, o ile będziemy odpowiednio przygotowani. Gminy francuskie bardzo się starają, by kolejne elektrownie powstawały na ich terenie. Jest to dla nich niezwykle korzystne. Wspomniane miasteczko Nogent otrzymuje rocznie ponad 26 milionów euro do budżetu dzięki elektrowni atomowej; jest to 60% budżetu tej gminy. Rada gminy Gniewino już podjęła uchwałę akceptującą taką inwestycję na swoim terenie, gdyż wie, co może zyskać.

L.S.: Nie tylko gminy widzą korzyści, również regiony. Wielkopolska też chce u siebie taką elektrownię.

J.K.: Tak, gdyż korzyści są widoczne. To bardzo duże inwestycje, a więc kilka tysięcy miejsc pracy w czasie budowy i kilkaset w czasie eksploatacji. W Nogent pracują dwa reaktory, które obsługuje 800 osób. Wprawdzie siłownie wiatrowe też dają czystą energię, ale szpecą krajobraz, są też zagrożeniem dla ptaków. I najważniejsza rzecz: dają energię tylko wtedy, gdy wieje wiatr. Musi więc być jakaś rezerwa w postaci innej elektrowni. Dlatego chcemy, żeby w naszym regionie powstała elektrownia gazowa i węglowa. Ich budowa trwa znacznie krócej niż elektrowni jądrowej. Francuscy eksperci mówili nam, że jeżeli chcemy rozpocząć produkcję w 2020 roku, to już należy zacząć przygotowania, a najpóźniej za dwa lata złożyć zamówienie na reaktor. Budowa elektrowni węglowej trwa od 5 do 7 lat, gazowej trochę krócej, ale i w jednym, i w drugim przypadku występuje emisja gazów.

L.S.: Właśnie limity na emisję dwutlenku węgla spowodowały, że do końca ubiegłego roku potencjalni inwestorzy musieli złożyć deklarację rozpoczęcia budowy elektrowni. Wprawdzie nie jest to zbyt zobowiązujące, ale pozwala zorientować się, ile takich inwestycji może powstać w naszym regionie.

J.K.: Deklaracja jest jedna, ale potencjalnych inwestorów mamy więcej. Najpoważniejsze europejskie firmy zgłosiły chęć budowy elektrowni węglowej w Gdańsku. Najczęściej wskazują tereny portowe, gdyż tam najłatwiej dostarczyć węgiel i jest dostęp do wody chłodzącej. Dlatego między innymi zmieniamy plan zagospodarowania przestrzennego województwa czy regionalną strategię rozwoju energetyki.

L.S.: Nie jestem przekonany, czy naprawdę potrzebujemy dużych elektrowni. Może lepszym rozwiązaniem są liczne, acz niewielkie źródła energii odnawialnej?

J.K.: Takie źródła są oczywiście potrzebne. W naszym regionie są dobre warunki dla budowy małych elektrowni wodnych, wiatrowych, na biomasę i biogaz. Osiągniemy 20-procentowy poziom udziału energetyki odnawialnej określony przez unijną dyrektywę. Polska musi również zmniejszyć o 20% emisję CO2 oraz zwiększyć efektywność – a to już nie będzie takie proste.

Jeżeli dziś nie zadbamy o nowe źródła energii, to za kilka lat może jej zabraknąć. W naszym regionie powstaje jedynie 30% prądu, który zużywamy. Czyli jesteśmy importerem, a chcemy być eksporterem energii. Stąd między innymi nasze poparcie dla budowy elektrowni węglowych, gazowych oraz atomowej.

L.S.: Nasz region ma deficyt energii i musi ją sprowadzać z odległych nawet o kilkaset kilometrów elektrowni. Czy gospodarka już odczuwa ten deficyt, czy też jest to dopiero przed nami?

J.K.: Jeszcze nie ma zagrożenia, tym bardziej że kryzys zmniejszy zapotrzebowanie na energię elektryczną. Po jakimś czasie problemy się skończą, pojawią się nowi inwestorzy i zapotrzebowanie wzrośnie. Jeżeli dziś nie zadbamy o nowe źródła energii, to za kilka lat może jej zabraknąć. W naszym regionie powstaje jedynie 30% prądu, który zużywamy. Czyli jesteśmy importerem, a chcemy być eksporterem energii. Stąd między innymi nasze poparcie dla budowy elektrowni węglowych, gazowych oraz atomowej .

L.S.: Ale regiony nie muszą podchodzić do bezpieczeństwa energetycznego tak jak państwa.

J.K.: Nie. Pamiętam jednak wypowiedź premiera Jerzego Buzka, który powiedział, że bezpieczeństwo energetyczne kraju powinno się opierać na bezpieczeństwie Pomorza. Jesteśmy dobrze przygotowani do tego typu inwestycji. Wybór Żarnowca na budowę elektrowni jądrowej prawie 30 lat temu nie był przypadkowy. W czasie naszej wizyty we Francji słyszałem opinie tamtejszych ekspertów, że to najlepsza lokalizacja. Chociaż dla bezpieczeństwa energetycznego kraju elektrownie jądrowe powinny powstać i w Żarnowcu, i w Klempiczu.

L.S.: Budowa takiej elektrowni to wydatek liczony w miliardach złotych. Taniej jest zmodernizować krajowe sieci przesyłowe. Może należy zadbać o drugi kabel energetyczny ze Szwecji?

J.K.: Nie możemy się opierać na jednym źródle, musimy zadbać o dywersyfikację. To jest konieczne z punktu widzenia interesów zarówno kraju, jak i regionu. Niech więc powstanie kabel, ale też niech powstają elektrownie, o których mówiliśmy. Rozbudowa sieci przesyłowych pozwoli na eksportowanie energii poza granice województwa, ale też za granice kraju.

Mimo że Francja ma największy udział energii atomowej w ogólnym bilansie, jest nadal najbardziej atrakcyjną destynacją turystyczną na świecie. Spodziewam się więc, że nasze gminy nie stracą dochodów z turystyki, a zyskają dodatkowe inwestycje podnoszące ich turystyczną atrakcyjność.

L.S.: Wróćmy zatem do elektrowni jądrowej. Najbardziej prawdopodobną lokalizacją jest południowy brzeg Jeziora Żarnowieckiego. Na co mogą liczyć okoliczne gminy?

J.K.: Będą opłaty wprost do budżetu, choćby podatek od nieruchomości – wartość inwestycji szacuje się na 4 miliardy euro. Do tego nowe firmy i udział w podatku CIT, nowi mieszkańcy i udział w podatku PIT. Oczywiście nowe miejsca pracy w czasie budowy oraz eksploatacji. I znowu odwołam się do francuskiego przykładu, gdyż zapytałem o wpływ elektrowni na ruch turystyczny. Zdaniem naszych gospodarzy nie ma tu żadnej kolizji. Francja nadal jest najbardziej atrakcyjną destynacją turystyczną na świecie, a ma przecież największy udział energii atomowej w ogólnym bilansie. Spodziewam się więc, że nasze gminy nie stracą dochodów z turystyki, a zyskają dodatkowe inwestycje podnoszące walory okolicy. Gminy Gniewino i Krokowa chcą na przykład, aby powstał kanał dla żeglugi z Jeziora Żarnowieckiego do morza. Coś takiego bardzo zwiększyłoby atrakcyjność tamtych terenów .

L.S.: Tylko czy takie oczekiwania są realne? Budowa kanału to co najmniej 200 milionów złotych.

J.K.: Jeżeli tę kwotę porównamy z kosztem budowy całej elektrowni, okaże się, że to niewiele. Oczywiście nie przesądzam, czy uda się coś takiego osiągnąć, ale przystępując do negocjacji, gminy muszą mieć przygotowaną listę oczekiwań.

L.S.: Gminy powinny sporządzić dokument o nazwie „Założenia do planu zaopatrzenia w energię”. Ile pomorskich gmin przygotowało taki plan?

J.K.: Na 123 gminy w naszym województwie założenia przygotowało 122. Tylko jedna gmina jeszcze tego nie zrobiła. Jesteśmy chyba jedynym województwem w kraju z tak kompletną dokumentacją zaopatrzenia w energię.

L.S.: Innym problemem jest sprzeciw mieszkańców oraz samorządów gminnych wobec budowy sieci przesyłowych.

J.K.: Przy inwestycjach elektroenergetycznych powinna obowiązywać podobna zasada jak przy budowie dróg. Specustawa pozwala na wywłaszczenie za cenę rynkową właścicieli nieruchomości blokujących inwestycję. Wprawdzie w naszym województwie są to jednostkowe przypadki, ale blokują ważne dla całego regionu elementy sieci elektroenergetycznych.

L.S.: Czy budowa gazoportu jest również elementem bezpieczeństwa energetycznego Pomorza?

J.K.: Nasza inicjatywa nie jest alternatywą dla Świnoujścia. Uważamy, że mogą powstać dwa gazoporty. Wróciliśmy do tego tematu, ponieważ minęły dwa lata i nie widać dużych postępów w inwestycji na Pomorzu Zachodnim. Znaczenie ma również koszt budowy. Lokalizacja w Gdańsku byłaby dużo tańsza i to jest ważny argument przemawiający za drugą inwestycją. Podobnie jak mogą być dwie elektrownie atomowe: w Żarnowcu i Klempiczu, tak samo mogą powstać dwa gazoporty: w Świnoujściu oraz Gdańsku.

L.S.: Pozostaje tylko rozstrzygnąć jedną sprawę: skąd wziąć miliardy złotych na dwie elektrownie i dwa gazoporty?

J.K.: Można znaleźć prywatnych inwestorów. Tylko trzeba wcześniej odpowiedzieć na pytanie, czy chcemy zachować to dla państwa, czy też oddać w prywatne ręce. To drugie rozwiązanie jest tańsze.

L.S.: Dziękuję za rozmowę.

Pakiet Energetyczno-Klimatyczny jest elementem polityki energetycznej Unii Europejskiej. Priorytetowym celem tej polityki jest ochrona klimatu, a realizacji tego celu ma sprzyjać wypełnienie do roku 2020 następujących warunków:
· 20-procentowa redukcja emisji CO2,
· zwiększenie udziału energii odnawialnej do poziomu 20 procent całkowitego zużycia,
· wzrost efektywności energetycznej skutkującej 20-procentową redukcją zużycia paliw,
· wzrost zużycia biopaliw do poziomu 10 proc. wszystkich paliw napędowych.

 

Największe wyzwania

Dostosowanie się do wymogów pakietu dla krajów takich jak Polska, z energetyką zależną od węgla kamiennego, mogłoby okazać się bardzo trudne i kosztowne. Polska jest krajem, który mimo wielu podjętych działań nadal jest zapóźniony pod względem ochrony środowiska w stosunku do rozwiniętych krajów europejskich. W efekcie koszty dostosowania się do pakietu oraz skutki dla gospodarki byłyby w Polsce znacznie większe niż średnio w Unii. Do największych problemów, na jakie mogłaby natknąć się Polska, realizując cele pakietu, zaliczyć należy:
· rezygnację z krajowych planów rozdziału uprawnień emisyjnych na rzecz jednego wspólnego systemu unijnego,
· wprowadzenie obowiązku zakupu uprawnień emisyjnych na aukcji, dla elektrowni zawodowych w 100 proc. już od roku 2013, a dla pozostałych sektorów stopniowo od 20 proc. w roku 2013 do 100 proc. w roku 2020 i w latach późniejszych,
· wprowadzenie limitu emisji gazów cieplarnianych na poziomie 114 proc. emisji z roku 2005,
· obowiązek uzyskania 15-procentowego udziału energii ze źródeł odnawialnych w finalnym zużyciu energii.

Przedsiębiorstwa z sektora energetycznego – w celu ograniczenia emisji zanieczyszczeń – będą musiały ponieść ogromne wydatki na inwestycje proekologiczne. Mówiąc wprost, polskie przestarzałe elektrownie będą musiały w szybkim tempie znacznie się unowocześnić.

Analiza teoretycznych skutków gospodarczych wprowadzenia w Polsce założeń pakietu została przedstawiona w Raporcie 2030, opracowanym na zlecenie Polskiego Komitetu Energii Elektrycznej. Raport ten koncentruje się przede wszystkim na skutkach dla sektora energetycznego. Będzie on rzeczywiście pierwszym, ale nie jedynym sektorem, który odczuje ewentualne konsekwencje wprowadzenia pakietu. Polska energetyka z racji naturalnych i historycznych uwarunkowań oparta jest na węglu kamiennym, czego efektem jest duża emisja zanieczyszczeń przez elektrownie. Udział źródeł odnawialnych jest niski, a energii atomowej nie produkujemy w ogóle. Sytuacja taka w kontekście realizacji pakietu klimatycznego stwarza szereg wyzwań, które wiążą się z koniecznością podjęcia bardzo kosztownych inwestycji. Dotyczy to zwłaszcza przedsiębiorstw z sektora energetycznego, które w celu ograniczenia emisji zanieczyszczeń będą musiały ponieść ogromne wydatki na inwestycje proekologiczne. Mówiąc wprost, polskie przestarzałe elektrownie będą musiały w szybkim tempie znacznie się unowocześnić. Nie będzie to proste ze względu na krótki okres, jaki nas dzieli od roku 2013, i na bardzo wysokie koszty niezbędnych inwestycji. W efekcie równolegle z prowadzonymi inwestycjami firmy energetyczne będą musiały ponosić wydatki na zakup większych limitów zanieczyszczeń w systemie aukcyjnym .

Wysokie koszty poniesione przez sektor energetyczny będą musiały znaleźć odzwierciedlenie w cenach prądu. Szacunki odnoszące się do możliwej skali wzrostu cen energii są bardzo zróżnicowane – od kilkunastu do kilkuset procent. Trudno powiedzieć, ile rzeczywiście wyniesie ten wzrost – zweryfikuje to rzeczywistość. Koszty energii są istotną pozycją w wydatkach firm działających w innych sektorach, a ich wzrost z pewnością znajdzie odbicie w cenach dóbr i usług. Wzrost cen energii oznacza więc prawdopodobny wzrost inflacji. Szczególnie poszkodowane będą gospodarstwa domowe, które podwyżka cen prądu dotknie podwójnie – bezpośrednio w postaci wzrostu rachunków za prąd i pośrednio poprzez wzrost cen produktów i usług. Wyższa inflacja może z kolei skutkować ograniczeniem konsumpcji, co w konsekwencji mogłoby negatywnie wpłynąć na wzrost gospodarczy.

 

Konsekwencje dla przemysłu

Ewentualne skutki dostosowania Polski do wymogów Pakietu Energetyczno-Klimatycznego będą odczuwalne nie tylko w sektorze energetycznym. Inne sektory ucierpią w sposób pośredni – w efekcie wspomnianych podwyżek cen energii, ale także bezpośrednio, wskutek konieczności dostosowania się do norm ekologicznych. Dotyczy to przede wszystkim przemysłu, w którym produkcja często wiąże się z emisją zanieczyszczeń. W branżach usługowych bezpośrednie efekty będą znikome.

Ewentualne skutki dostosowania Polski do wymogów Pakietu Energetyczno- Klimatycznego będą odczuwalne nie tylko w sektorze energetycznym. Inne sektory ucierpią w sposób pośredni – w efekcie podwyżek cen energii, ale także bezpośrednio, wskutek konieczności dostosowania się do norm ekologicznych.

Wprowadzenie w Polsce postanowień pakietu będzie stanowiło poważne obciążenie finansowe dla wielu branż przemysłowych. Doskonałym przykładem jest branża cementowa, która, chociaż należy do najnowocześniejszych w Europie, może nie sprostać wymaganiom pakietu. Technologia produkcji cementu związana jest bowiem z dużą emisją dwutlenku węgla. Według szacunków Boston Consulting Group, jeśli po roku 2012 cena pozwolenia na emisję tony CO2 przekroczy 23 euro, to produkcja cementu przestanie być opłacalna w Polsce. Oznacza to w praktyce przeniesienie branży za granicę i jej zanik w naszym kraju. Prognozy mówią, że cena aukcyjna za emisję tony CO2 może wynieść od 35 do nawet 120 euro, co dla producentów cementu oznacza konieczność „ucieczki” z Polski. Podobna sytuacja może wystąpić w wielu innych sektorach przemysłu, na przykład w produkcji szkła, w przemyśle chemicznym czy stalowym.

Ewentualne ograniczenie lub całkowite zaprzestanie produkcji przez niektóre sektory polskiego przemysłu miałoby ogromne negatywne konsekwencje dla polskiej gospodarki. Wzrost gospodarczy zostałby znacząco spowolniony, zmniejszyłby się potencjał rozwojowy gospodarki, spadłaby konkurencyjność i wzrosło uzależnienie od importu. Konieczność importowania wielu produktów wytwarzanych wcześniej w Polsce pogorszyłaby znacząco sytuację w handlu zagranicznym i mogłaby stać się zagrożeniem dla bilansu płatniczego. W kraju spodziewać by się należało wzrostu bezrobocia i spadku konsumpcji w wyniku mniejszej siły nabywczej ludności. Nie można jednak rzetelnie oszacować, jaka byłaby skala przedstawionych negatywnych efektów – wpływ na to będzie miało zbyt wiele czynników i zjawisk, których istnienia w chwili obecnej nie można przewidzieć.

„Światowy system energetyczny jest na rozdrożu. Obecnych trendów produkcji i zużycia energii nie da się utrzymać ze względów środowiskowych, ekonomicznych, społecznych. Trendy te jednak można i trzeba zmienić […]. To, czego potrzeba, to w istocie rewolucja energetyczna”. Kolejny manifest Greenpeace? Nic podobnego, do rewolucji nawołuje organizacja raczej konserwatywna – Międzynarodowa Agencja Energetyczna (International Energy Agency – IEA) – w opracowaniu World Energy Outlook 2008.

Dokument powstał, zanim jeszcze na dobre rozwinął się globalny kryzys, którego skutkiem jest gwałtowne zmniejszenie popytu na energię i jej nośniki. A skoro mniejszy popyt, to także niższe ceny na światowych giełdach surowcowych. Powód do radości? Tylko pozornie. Bo tania ropa i gaz to rynkowy sygnał zniechęcający inwestorów do finansowania prac nad nowymi technologiami. Zwłaszcza że mają tyle kłopotów wynikających z bałaganu na rynku finansowym. Również przemysł stracił chęć do modernizacyjnych inwestycji, do których miał zachęcać w Europie system limitów emisji dwutlenku węgla. Jeszcze pół roku temu, gdy cementownie, huty i elektrownie pracowały pełną mocą, wiele firm musiało dokupywać dodatkowe zezwolenia na emisję na giełdzie, a cena za tonę CO2 przekraczała 30 euro. Produkcja zmalała, spadły obroty na emisyjnej giełdzie, a wraz z nimi ceny. Gdy można truć po 10 euro za tonę, chęć do szukania rozwiązań niskoemisyjnych gwałtownie maleje.

Spadki cen mają charakter chwilowy i epoka tanich surowców nigdy nie wróci. Nawet gdyby okazało się, że ropy lub gazu nie brakuje, to inwestycje w poszukiwanie i udostępnianie nowych złóż zostały tak zaniedbane, że przywrócenie potencjału wydobycia surowców kopalnych zdolnego zaspokoić niekryzysowy popyt wymaga niewiele mniejszych inwestycji niż prace nad nowymi technologiami.

Wiadomo jednak, że spadki cen mają charakter chwilowy i epoka tanich surowców nigdy nie wróci. Bo nawet gdyby okazało się, że ropy lub gazu nie brakuje, to inwestycje w poszukiwanie i udostępnianie nowych złóż zostały tak zaniedbane, że przywrócenie potencjału wydobycia surowców kopalnych zdolnego zaspokoić niekryzysowy popyt wymaga niewiele mniejszych inwestycji niż prace nad nowymi technologiami. Skoro więc i tak trzeba inwestować (IEA szacuje, że koszt rewolucji technologicznej w sektorze energii to jakieś 45 bilionów dolarów na inwestycje w skali świata do roku 2050), to lepiej w przyszłość niż w przeszłość.

 

Amoniak XXI wieku

Problem z przyszłością polega na tym, że nikt jej jeszcze nie widział. Steven Chu, fizyk noblista i szef Departamentu Energii USA w rządzie Baracka Obamy, przekonuje, że trzeba zwiększyć inwestycje na badania i rozwój tak, by uzyskać kilka przełomów technologicznych o jakości noblowskiej. Porównuje obecną sytuację do stanu, w jakim świat znajdował się sto lat temu. Energii wówczas nie brakowało, dzięki czemu przemysł rozwijał się dynamicznie, a społeczeństwa Zachodu bogaciły się błyskawicznie, dostosowując do wzrostu zamożności styl życia i konsumpcji. Pojawił się problem zaspokojenia popytu na dobra w społeczeństwie, w którym ludziom już nie wystarczała para butów i jedna koszula na cały rok. Gdy wydawało się, że zgodnie z proroctwem Marksa kapitalizm ugnie się pod ciężarem własnych sprzeczności, na ratunek przyszła rewolucja technologiczna.

Najważniejszym jej elementem był wynalazek syntezy amoniaku z azotu zawartego w powietrzu, opatentowany przez Fritza Habera. Wykorzystanie tego osiągnięcia spowodowało niemal z dnia na dzień rozwój przemysłu nawozów sztucznych i wybuch pierwszej zielonej rewolucji: rolnictwo gwałtownie zwiększyło wydajność, widmo głodu odsunęło się na daleki plan. Koledzy Habera uzupełnili puzzle, dokładając inne syntezy chemiczne, dzięki którym człowiek nauczył się produkować to, z czym zaczynała mieć kłopoty natura: barwniki, włókna syntetyczne, tworzywa sztuczne, leki.

Steven Chu wierzy, że dziś mamy szansę na podobny przełom w dziedzinie energetyki. Nie wiadomo jeszcze, które konkretnie technologie zdefiniują wiek XXI, podobnie jak synteza amoniaku Habera zdefiniowała wiek XX. Dlatego IEA w swych opracowaniach radzi, by inwestować w sposób portfelowy, rozwijając całe spektrum możliwych technologii, zarówno służących wytwarzaniu energii, jak i zwiększaniu efektywności jej zużycia.

 

Może jednak atom?

Należy jednak szczerze przyznać: technologie są niezbędnym czynnikiem zmiany, lecz wtórnym w istocie wobec kwestii politycznych, społecznych i ekonomicznych. Przecież nie od dziś lobby fizyków atomowych przekonuje, że najlepszym rozwiązaniem problemów energetycznych świata są elektrownie jądrowe: ekologicznie czyste, technologicznie najbezpieczniejsze wśród wszystkich źródeł energii, powodujące, że rynek paliw jest zdywersyfikowany i stabilny. Dlaczego więc po euforii lat 70. XX stulecia entuzjazm dla atomu wygasł i wraca nieśmiało dopiero teraz? Powodów jest wiele. Najważniejszy to polityczny. Cywilne programy jądrowe były niejako skutkiem ubocznym projektów wojskowych rozwijanych w Stanach Zjednoczonych, Związku Sowieckim, Francji i Wielkiej Brytanii. Szybko stały się podstawą, na której rozwinęły się przemysły o dużym potencjale eksportowym. Problem pojawił się, gdy w kolejce po reaktory ustawiły się takie państwa, jak Irak, Iran czy Korea Północna. To właśnie jest koszt polityczny, czyli świadomość, że upowszechnianie energetyki jądrowej w kolejnych krajach oznacza de facto utratę kontroli nad procesem atomowych zbrojeń. I to głównie z tego względu Amerykanie wstrzemięźliwie podchodzą do wznowienia programu jądrowego u siebie – wiedzą, że osłabią wówczas swoją legitymację do kontrolowania projektów rozwijanych w Pakistanie, Indiach czy Korei Południowej.

Zagrożenie wyścigiem zbrojeń to nie wszystko. Na energetykę jądrową mogą sobie pozwolić tylko sprawne lub silne państwa. Zarówno ze względu na skalę inwestycji, jak i potrzebną infrastrukturę cywilizacyjną (dostęp do kadr, bezpieczeństwo), atom wymusza centralizację władzy i koncentrację kapitału (uruchomienie 1000 MW mocy to inwestycja rzędu 3 mld euro). Widać więc wyraźnie, że to opcja dobra dla dojrzałych, sprawnie działających demokracji lub niekoniecznie sprawnych, lecz silnych dyktatur.

Coraz więcej analityków poddaje ten model krytyce. Czyż nie żyjemy w epoce internetu, który umożliwił koordynację społeczną bez konieczności tworzenia scentralizowanych, hierarchicznych instytucji? Czy w czasie, gdy internet zyskiwał popularność, nie dojrzewały nowe technologie wytwarzania energii niewymagające wielkich instalacji systemowych: mikroturbiny gazowe, biogazownie, elektrownie wiatrowe, elektrownie słoneczne, małe elektrownie wodne? Są one w stanie dostarczać energię blisko odbiorców, wymagają niewielkiego zaangażowania kapitałowego – w sam raz, by mogły je udźwignąć spółdzielnie lub lokalne spółki producenckie. Oczywiście, alternatywne źródła energii mają wady – turbiny wiatrowe i panele słoneczne charakteryzują się niską dyspozycyjnością i wymagają równoważenia przez bardziej stabilne rozwiązania, np. turbiny gazowe, które łatwo uruchamiać, by uzupełniać szczytowe zapotrzebowanie na moc.

 

Inteligentna sieć

Rozproszone źródła energii stają się jednak coraz bardziej atrakcyjne w sytuacji, gdy idea „smart grid”, czyli inteligentnej sieci przesyłowej, przestała być już tylko marzeniem futurystów. Dzięki internetowi, informatyce i najnowszym rozwiązaniom automatyki sieć energetyczna może dostarczać prąd w sposób coraz bardziej przemyślny. Wystarczyłoby zainstalować w urządzeniach domowych – lodówkach, klimatyzatorach, bojlerach – przekaźniki włączone w sieć. Gdy akurat ze względu na porę dnia wystąpi szczytowe przesilenie, urządzenia najmniej potrzebne będą samoczynnie się wyłączać na krótki czas. Nikt przecież nie zauważy krótkiej przerwy w pracy np. klimatyzatora.

To tylko pierwszy krok do sieci w pełni inteligentnej, w której dodatkowym czynnikiem regulującym ruch elektronów będzie dynamiczne określanie cen energii w zależności od chwilowego popytu. W okresach poza szczytem opłaci się wykorzystywać tani prąd np. do produkcji wodoru potrzebnego do zasilania ogniw paliwowych. Gdy w czasie szczytu ceny ruszą w górę, zgromadzony wodór można natychmiast przetworzyć na energię. W takim systemie elektrownią szczytową może być każdy dom i każdy samochód, pod warunkiem oczywiście, że spełnią się wizje gospodarki wodorowej.

Zanim jednak do tego dojdzie, już dziś widać pozytywne skutki społeczne i gospodarcze rozwoju energetyki ze źródeł rozproszonych. W Danii praca w spółdzielniach obsługujących elektrownie wiatrowe daje zatrudnienie ponad stu tysiącom ludzi żyjących w obszarach wiejskich. W Niemczech energetyka alternatywna stworzyła podstawy bytu tysiącom przedsiębiorstw i dała pracę większej liczbie ludzi niż sektor energetyki jądrowej.

 

Lekcje dla Polski

To cenne doświadczenia, z których powinna skorzystać Polska, budując swoją strategię energetyczną. Sytuacja nie jest łatwa, bo nad naszym krajem ciąży dziedzictwo energetyki węglowej. Polską racją stanu jest jak najszybsza dywersyfikacja energetycznego portfela. Na jakim modelu powinna się ona oprzeć? Czy próbować sił we wszystkich obszarach: budować elektrownie atomowe i sieć źródeł alternatywnych, jednocześnie modernizując starą bazę energetyki węglowej? Tak byłoby najbezpieczniej, skąd jednak wziąć niezbędny kapitał? Pilnie potrzebne są strategiczne decyzje uwzględniające wszystkie aspekty: dostępne technologie, które można rozwijać w Polsce, efekty ekologiczne, społeczne i polityczne.

Polska nie dysponuje nawet dobrze przygotowanym bilansem energetycznym ani analizą alternatywnych miksów energetycznych, by można było badać ewentualne zapotrzebowanie na energię w perspektywie roku 2030. Myślenie liniowe, zakładające, że popyt na energię będzie systematycznie rósł wraz z rozwojem gospodarki, jest niezwykle niebezpieczne i może doprowadzić do podobnych błędów, jak nietrafione prognozy wzrostu popytu na gaz.

Niestety, w tej chwili Polska nie dysponuje nawet dobrze przygotowanym bilansem energetycznym ani analizą alternatywnych miksów energetycznych, by można było badać ewentualne zapotrzebowanie na energię w perspektywie roku 2030. Myślenie liniowe, zakładające, że popyt na energię będzie systematycznie rósł wraz z rozwojem gospodarki, jest niezwykle niebezpieczne i może doprowadzić do podobnych błędów, jak nietrafione prognozy wzrostu popytu na gaz. Podejmując dziś decyzję o energetyce jądrowej, decydenci powinni mieć świadomość, iż nie można wykluczyć scenariusza, że w chwili uruchamiania elektrowni atomowej nie będzie popytu na jej produkcję.

Niestety, prace nad strategią energetyczną przedłużają się, a w tym czasie w teren ruszyli cudotwórcy obiecujący fantastyczne rozwiązania technologiczne, które mają zbawić Polskę. Podziemne zgazowania i spalanie węgla oraz przemiana dwutlenku węgla w paliwo to dwie polskie wundertechnologie, które nie tylko mają rozwiązać bieżące problemy, ale i zamienić nasz kraj w Kuwejt. To już nawet nie rewolucja technologiczna – to po prostu cud.

W 2009 roku energetyka na całym świecie staje wobec bodaj najbardziej dramatycznych zmian w swojej historii. Perspektyw dla globalnej, europejskiej i pomorskiej energetyki należy szukać, biorąc pod uwagę trzy punkty w czasie:

· 2020 rok – perspektywa charakterystyczna ze względu na rozwiązania unijnego Pakietu Energetyczno-Klimatycznego,

· 2030 rok – perspektywa ważna z punktu widzenia komercjalizacji czystych technologii węglowych,

· 2050 rok – perspektywa konieczna ze względu na amerykańskie/unijne deklaracje polityczne dotyczące budowy społeczeństwa wodorowego/bezemisyjnego.

Odpowiedź na pytanie o perspektywy energetyki otrzymamy już za kilka lat. Zadecydują o niej wyniki programu ratunkowego dla gospodarki amerykańskiej, w którym rozwój innowacyjnej energetyki (w tym podwojenie, w ciągu zaledwie trzech lat, produkcji energii ze źródeł odnawialnych) ma najbardziej fundamentalne znaczenie. Jest nadzieja, że energetyka (bezpieczeństwo energetyczne) przestanie być na świecie żerowiskiem dla polityków i sposobem „sprzedaży kosztów” przez korporacyjne przedsiębiorstwa.

Globalny kryzys gospodarczy (i amerykański sposób na jego pokonanie, mianowicie przeznaczenie 250 mld USD na innowacyjną/odnawialną energetykę z ogólnej wartości pakietu ratunkowego wynoszącej 787 mld USD), uruchamiający zmiany strukturalne, ma w całej historii energetyki status przypadku brzemiennego w skutki. Trafia on na grunt wytworzony przez dziesięciolecia przygotowań technologicznych, przyśpieszonych w USA i Europie w ostatnich kilkunastu latach przez reformy rynkowe w elektroenergetyce, polegające na odchodzeniu od formuły użyteczności publicznej i wprowadzaniu zasady dostępu do infrastruktury sieciowej – czyli na wyzwalaniu konkurencji.

Innowacyjność w energetyce

Sprawa powiązania ochrony środowiska naturalnego i innowacyjnej energetyki wymaga odrębnego komentarza. Konferencja Klimatyczna ONZ w Poznaniu (grudzień 2008) uwypukliła bardzo mocno spór o rzeczywisty wpływ CO2 na efekt cieplarniany. Konstruktywny wniosek z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego jest taki, że efekt cieplarniany – niezależnie od tego, czy jest, czy go nie ma – napędza innowacje w energetyce (daje społeczne przyzwolenie na koszty związane z innowacyjnością). Innowacje w energetyce są zaś dobre same w sobie (w perspektywie etyki użyteczności), zwłaszcza kiedy kurczy się przyzwolenie dla wojen stanowiących w przeszłości poligon innowacyjności.

Dotychczasowy system bezpieczeństwa, ufundowany na imporcie przez rozwinięty świat ropy naftowej i gazu ziemnego z krajów mniej rozwiniętych oraz na wielkoskalowych technologiach węglowych stanowiących jedno z największych źródeł emisji CO2, musi być zastąpiony innym.

Postawienie na innowacyjność w energetyce w istniejących uwarunkowaniach (kryzys gospodarczy, wymagania dotyczące ochrony środowiska) oznacza potrzebę zmiany doktryny bezpieczeństwa energetycznego. Dotychczasowy system bezpieczeństwa ufundowany na imporcie przez rozwinięty świat ropy naftowej i gazu ziemnego z krajów mniej rozwiniętych oraz na wielkoskalowych technologiach węglowych, stanowiących jedno z największych antropogenicznych źródeł emisji CO2, musi być zastąpiony innym systemem. W nowym systemie podstawą będą lokalne zasoby odnawialne (w Polsce głównie zasoby rolnictwa energetycznego, gdzie istnieje ogromny potencjał wzrostowy związany z biotechnologiami, w obszarze zarówno zwykłego postępu uprawowego roślin energetycznych, jak i technologii GMO). Będą to także innowacyjne technologie służące wykorzystaniu lokalnych zasobów (ich przetwarzaniu do postaci energii wykorzystywanej na trzech rynkach końcowych – energii elektrycznej, ciepła i transportu) oraz umożliwiające intensyfikację wykorzystania istniejących w energetyce systemów technicz­nych (w szczególności sieci elektroenergetycznych). Taki kierunek jest bardzo prawdo­podobny, bo jest w interesie USA, które są (potencjalnie) absolutnym liderem w innowacyjnej energetyce. Tylko na tej ścieżce Stany Zjednoczone mogą bronić swojej pozycji zagrożonej przez Chiny i Indie, a jednocześnie podciąć finansowanie terroryzmu i niedemokratycznego świata

Relokacja ryzyka

Inną ważną sprawą, która nabiera szczególnego znaczenia w świetle bieżących doświadczeń, jest relokacja ryzyka z obszaru energetyki odnawialnej (rozproszonej, innowacyjnej) na obszar tradycyjnej elektroenergetyki wielkoskalowej, wysokoemisyjnej, o niskiej efektywności wykorzystania paliw kopalnych, z charakterystycznymi wielkimi przedsiębiorstwami. W nowych uwarunkowaniach dotychczasowe duże ryzyko regulacyjne związane z energetyką odnawialną (ograniczonym dostępem technologii umożliwiających efektywne wykorzystanie tych zasobów) szybko maleje. Natomiast ryzyko regulacyjne związane z energetyką wysokoemisyjną i importem paliw węglowodorowych szybko rośnie. W odniesieniu do energetyki węglowej ryzyko to wzrasta zwłaszcza ze względu na niepewność regulacji dotyczących sposobu internalizacji kosztów zewnętrznych emisji CO2. Z kolei elektrownie atomowe są obciążone wielkim ryzykiem związanym z regulacjami dotyczącymi bezpieczeństwa atomowego („Time”, 12 stycznia 2009).

Potrzebę uwzględnienia alokacji ryzyka unaocznia kryzys gospodarczy, zmieniający wyobrażenie o finansowaniu inwestycji w energetyce. Stało się jasne, że ryzyko udzielenia kredytu wielkiemu przedsiębiorstwu może być bardzo duże, bo przedsiębiorstwo takie nie jest, przy braku pomocy państwa, wolne od ryzyka bankructwa. Sytuacja rosyjskiego Gazpromu i amerykańskich gigantów samochodowych, takich jak General Motors, Chrysler i Ford, są tu bardzo pouczające. Przypadek amerykańskich gigantów samochodowych trzeba zresztą obecnie rozpatrywać nie tylko w aspekcie nieefektywności zarządzania wielkimi przedsiębiorstwami, ale także zmian strukturalnych w energetyce w ogóle. Wiąże się to w szczególności z tym, że rząd amerykański chce wykorzystać restrukturyzację przedsiębiorstw samochodowych do modernizacji technologicznej transportu i uniwersalizacji technologii energetycznych w ogóle (nowy samochód hybrydowy/elektryczny jest jej istotną częścią).

Zintegrowany rynek, czyli czego potrzebuje Polska

W nowej sytuacji w interesie Polski jest działanie na rzecz systematycznej budowy zintegrowanego rynku podażowo-popytowego, na którym będą konkurować inwestycje w: budowę elektrowni węglowych, atomowych i odnawialnych oraz użytkowanie energii elektrycznej. Trzeba przy tym uwzględnić, że cena energii elektrycznej z elektrowni węglowych, bez instalacji CCS (separacji i magazynowania CO2) u odbiorcy końcowego, to około 150 USD/MWh (są to szacunki własne, przy koszcie uprawnień do emisji CO2 – 40 euro/tonę). Cena energii elektrycznej z elektrowni atomowych u odbiorcy końcowego to około 180 do 230 USD/MWh (dane z przywołanego czasopisma „Time”, uzupełnione o szacunki własne w zakresie kosztów sieciowych). Natomiast cena energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych u odbiorcy końcowego to około 150 USD/MWh (szacunki własne). Prognozowana w USA wycena inwestycji zapewniająca zwiększenie efektywności energetycznej użytkowania energii elektrycznej to około 10 do 30 USD/MWh („Time”).

Jak podaje „Time”, obecny potencjał redukcji amerykańskich rynków końcowych energii, związany z inwestycjami w jej użytkowanie (przy zastosowaniu już istniejących/skomercjalizowanych technologii użytkowania), wynosi 50% w przypadku rynku ciepła, 50% w przypadku rynku transportu oraz 75% w przypadku rynku energii elektrycznej. Oczywiście w Polsce nie można wykorzystać bezpośrednio amerykańskiego oszacowania potencjału redukcji rynku energii elektrycznej. Po pierwsze, zużycie energii elektrycznej (chodzi o energię zużytą przez odbiorców końcowych, a nie wyprodukowaną) na mieszkańca w USA (12 MWh/rok) jest czterokrotnie większe niż w Polsce (3 MWh/rok). Po drugie, elektrochłonność amerykańskiego PKB jest dwukrotnie mniejsza od polskiej. Uwzględniając te dwa czynniki, można uznać, że polski potencjał redukcji rynku końcowego energii elektrycznej kształtuje się na poziomie około 40%. Jak widać, jest znacznie większy niż odpowiedni cel w Pakiecie Energetyczno-Klimatycznym 3 x 20.

Budowa zintegrowanego rynku podażowo-popytowego bardzo szybko wprowadzi Polskę na ścieżkę intensyfikacji wykorzystania sieci elektroenergetycznych. Ma to krytyczne znaczenie, bo doniesienia o rewolucji technologicznej nadchodzące z USA dotyczą nie tylko wytwarzania i użytkowania energii elektrycznej. Obejmują one coraz częściej obszar, który był omijany przez dziesięciolecia przez jakościowy postęp techniczny, czyli obszar sieciowy. Spektakularnym przykładem takiego potencjalnego postępu technicznego są koncepcje przekształcania linii prądu przemiennego (na wszystkich poziomach napięciowych) w linie prądu stałego za pomocą przekształtników tyrystorowych. Trzeba jednakże podkreślić, że uzyskany za pomocą takiego przekształcenia wzrost zdolności przesyłowych linii staje się tylko jednym z wielu dodatkowych rozwiązań innowacyjnych, umożliwiających przezwyciężanie kolejnych ograniczeń w elektroenergetyce i wykorzystywanie pojawiających się nowych szans.

W świetle przedstawionych danych i światowych trendów trzeba w Polsce skoncentrować się na stworzeniu podstaw pod integrację energetyki rozproszonej (wytwórczej) z elektroenergetycznymi rozdzielczymi sieciami w kontekście budowy nowej struktury bezpieczeństwa elektroenergetycznego: lokalnego (miast, gmin wiejskich) oraz indywidualnego odbiorców końcowych (przedsiębiorców i ludności). W nowej strukturze jest na przykład miejsce na biogazownie zintegrowane technologicznie ze źródłami kogeneracyjnymi, stanowiące drugi filar bezpieczeństwa elektroenergetycznego gminy wiejskiej, a dla operatora dystrybucyjnego jednocześnie źródło usługi zastępowalności inwestycji sieciowych. To oznacza, że innowacyjna energetyka nie tylko stwarza w Polsce warunki do nowoczesnej reelektryfikacji wsi, ale ponadto umożliwia jej efektywne zarządzanie.

Bardzo spektakularnym przykładem integracji uniwersalizujących się technologii energetycznych z rozdzielczymi sieciami elektroenergetycznymi jest przyszła sytuacja indywidualnego odbiorcy posiadającego samochód elektryczny. Samochód taki, wykorzystany jako źródło awaryjnego zasilania przy braku zasilania z sieci, może stać się drugim filarem indywidualnego (odbiorcy) bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Jednakże potrzebne będzie zbudowanie sieci publicznych i indywidualnych (prywatnych) stacji ładowania samochodów elektrycznych, z wykorzystaniem do tego celu elektroenergetycznych sieci rozdzielczych. Stanie się to możliwe tylko wtedy, gdy ich wykorzystanie zostanie zintensyfikowane.

Pomorska asymetria

Przyszłość energetyczna Pomorza w dużym stopniu jest zależna od konsolidacji elektroenergetyki przeprowadzonej w Polsce w latach 2006–2007 i utrwalonej w 2008 roku. Generalnie konsolidację tę, zwłaszcza w świetle amerykańskiego programu pobudzenia gospodarki za pomocą energetyki innowacyjnej/odnawialnej, trzeba oceniać jednoznacznie negatywnie. Od początku było widoczne, że przyczyn jej wprowadzenia trzeba szukać nie gdzie indziej, jak tylko w interesach politycznych i korporacyjnych.

Teza o potrzebie stworzenia narodowego silnego przedsiębiorstwa w postaci Polskiej Grupy Energetycznej, zdolnego do konkurencji z przedsiębiorstwami unijnymi i ochrony polskiego rynku przed konkurencją, nie miała żadnego uzasadnienia. Za brakiem zasadności tej tezy przemawiają praktyczny brak transgranicznych importowych zdolności przesyłowych już około 2012 roku (poza potencjalnymi zdolnościami na przekroju wschodnim) i narastający wewnętrzny deficyt Polski w zakresie mocy wytwórczych oraz paliw dla elektroenergetyki. Natomiast bardzo szybko PGE osiągnęła dominującą pozycję na rynku krajowym, ze wszystkimi negatywnymi konsekwencjami tego faktu (wzrostem cen hurtowych energii elektrycznej).

Wielka asymetria skonsolidowanych przedsiębiorstw (duża nadwyżka zdolności wytwórczych w PGE, bardzo duży ich deficyt w Enerdze), stanowiąca w gruncie rzeczy poważny błąd metodyczny, stworzyła jakościowo nową sytuację, która oprócz negatywnych konsekwencji ma uboczną stronę pozytywną. Mianowicie, po raz pierwszy w historii polskiej elektroenergetyki korporacyjnej powstały przedsiębiorstwa o bardzo różniących się interesach. W wyniku tego pojawiło się przedsiębiorstwo (ENERGA), którego interes polega na przyspieszaniu rozwoju energetyki rozproszonej w terenie, na którym ono działa. A to oznacza dla Pomorza szansę, której dotychczas nie było.

Dwie zasygnalizowane wyżej sytuacje (biogazownia, samochód elektryczny) pokazują, że tracą na znaczeniu technologie dedykowane tylko bezpieczeństwu elektroenergetycznemu (awaryjne agregaty prądotwórcze, redundantne linie elektroenergetyczne, transformatory oraz inne urządzenia rozdzielczo-sieciowe). Zyskują technologie integrujące zdolność do pracy podstawowej z użytecznością w stanach awaryjnych. Źródło kogeneracyjne zasilane z biogazowni, mające dyspozycyjność ponad 8000 h/rok, jest pod względem niezawodności porównywalne z zasilaniem z wiejskiej sieci elektroenergetycznej nN (niskiego napięcia). Z kolei samochód elektryczny będzie dobrym źródłem zasilania w wyjątkowych sytuacjach – wtedy, gdy odbiorcy będzie to najbardziej potrzebne, np. w czasie blackout -u. Koszty takiej struktury bezpieczeństwa łatwo minimalizować na poziomie wynikającym z „przeciwbieżnych” działań.

„Złoty trójkąt” – energetyczna szansa dla regionu

To wszystko sprawia, że Pomorze musi, razem z ENERGĄ, rozpocząć (pilnie) poszukiwanie nowego paradygmatu budowy bezpieczeństwa zasilania odbiorców w energię elektryczną, konwergentnie powiązanego z systemem bezpieczeństwa energetycznego w całości. Jest już zrozumiałe, że regionalny rynek bezpieczeństwa energetycznego musi obejmować: paliwa (i zasoby energii odnawialnej), technologie wytwórcze (i ogólnie przetwórcze), sieci elektroenergetyczne, sieci gazowe, zasobniki energii (w tym energii elektrycznej), użytkowanie energii. Rynek bezpieczeństwa energetycznego musi ponadto łączyć, a nie dzielić trzy rynki końcowe: energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych.

Pomorze musi rozpocząć (pilnie) poszukiwanie nowego para dyg ma tu budowy bezpieczeństwa zasilania odbiorców w energię elektryczną, konwergentnie powiązanego z systemem bezpieczeństwa energetycznego w całości. Rynek bezpieczeństwa energetycznego musi ponadto łączyć, a nie dzielić trzy rynki końcowe: energii elektrycznej, ciepła i paliw transportowych.

Po okresie konwergencji nastąpi zapewne nowy podział rynku bezpieczeństwa energetycznego i ukształtuje się inny od dotychczasowego segment bezpieczeństwa elektroenergetycznego. Zadanie to trzeba podjąć w ramach „złotego trójkąta” (biznes, samorządy, nauka), z odpowiedzialnym (na nowo ukształtowanym) udziałem polityków i mediów. Pod tym względem Pomorze ma na pewno dużą szansę, jedną z największych w Polsce. Gminne centra energetyczne, wykorzystujące lokalne zasoby energii odnawialnej, powinny się wkrótce stać znakami firmowymi bezpieczeństwa energetycznego pomorskich gmin. Centra te należy widzieć jako sposób na aktywizację gospodarczą gmin rolniczych, zwłaszcza w okresie kryzysu (na wzór strategii amerykańskiej).

Gminne centra energetyczne, wykorzystujące lokalne zasoby energii odnawialnej, powinny się wkrótce stać znakami firmowymi bezpieczeństwa energetycznego pomorskich gmin.

Trzeba pamiętać, że w przypadku innowacyjnej energetyki i rolnictwa energetycznego 90% przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej pozostanie w regionie i przychody te są osiągalne bardzo szybko, co wynika z krótkiego okresu inwestycji. Ponadto, innowacyjna energetyka i rolnictwo energetyczne stanowią obszar najszybszego rozwoju technologicznego osiągalnego w regionie (w segmencie dóbr inwestycyjnych, biotechnologii, paliw drugiej generacji oraz zarządzania sieciowego wykorzystującego technologie internetowe). W przypadku elektrowni atomowych 80% przychodów ze sprzedaży energii elektrycznej trafi z wyprzedzeniem kilkunastoletnim poza Polskę, głównie do dostawców dóbr inwestycyjnych. Ponadto inwestycje te nie spowodują w Polsce żadnego istotnego postępu technologicznego (wywołają go w innych krajach – tych, w których są zlokalizowane przedsiębiorstwa dostarczające dobra inwestycyjne i paliwo dla elektrowni atomowych).

Pomorze ze swoją szansą na wytworzenie „złotego trójkąta” (z biznesem w postaci przedsiębiorstw takich jak: ENERGA, Pomorska Spółka Gazownictwa, a także LOTOS) może stworzyć pierwszą w Polsce regionalną infrastrukturę paliw drugiej generacji (gazowych i płynnych). W tym obszarze, szczególnie w zakresie upraw energetycznych, nauka musi pilnie i znacznie lepiej zbadać potencjał fotosyntezy. Produkcję roślin energetycznych i technologie ich przetwarzania na paliwa należy uznać za jeden z najbardziej obiecujących kierunków rozwojowych w energetyce. Na razie nawet tak podstawowe badania, jak te dotyczące wpływu liści roślin zielonych na ich zdolność do asymilacji węgla z dwutlenku węgla, są dopiero w początkowej fazie.

Proste koncepcje – dalekosiężne skutki

Z bardzo prostych koncepcji mogą wynikać dalekosiężne skutki dla Pomorza – regionu o dużym potencjale w obszarze innowacyjnej energetyki i rolnictwa energetycznego. Jedną z takich koncepcji jest potraktowanie ogniwa fotowoltaicznego i biomasy jako przetworników energii słonecznej i porównanie ich wydajności energetycznej. Jednostkową roczną energię słoneczną charakterystyczną dla Pomorza można szacować na około 9 GWh/ha; przy tym osiągalna obecnie efektywność wykorzystania tej energii za pomocą ogniw fotowoltaicznych wynosi około 10%. Z kolei osiągalna w procesie zgazowania, z wykorzystaniem fermentacji biologicznej, produkcja energii pierwotnej z roślin energetycznych (np. buraka energetycznego) wynosi około 80 MWh/ha i ma bardzo wielki potencjał wzrostowy (w kontekście zjawiska fotosyntezy). Dalej, sprawność energetyczna wykorzystania biometanu w produkcji skojarzonej (energii elektrycznej i ciepła) wynosi około 85% (35% + 50%), czyli jest 8,5 razy większa niż efektywność wykorzystania energii słonecznej za pomocą ogniw fotowoltaicznych. To dowodzi, że nauka musi w najbliższym czasie wskazać użyteczne dla praktyki gospodarczej Pomorza kierunki rozwojowe o podstawowym znaczeniu w obszarze innowacyjnej energetyki i rolnictwa energetycznego.

Pozostają jeszcze regulacje prawne, w szczególności te wychodzące poza obszar ustawy – Prawo energetyczne, potrzebne do realizacji nowych koncepcji, stymulujących zarówno budowę oddolnego bezpieczeństwa energetycznego, jak i równowagę popytowo-podażową. Jedna z takich koncepcji mogłaby polegać na wykorzystaniu formuły inwestycji pożytku publicznego występującej w ustawie – Prawo budowlane. Za pomocą tej formuły można by znacznie uprościć problemy lokalizacyjne w odniesieniu do źródeł odnawialnych, stanowiących oddolny filar bezpieczeństwa elektroenergetycznego miast i gmin wiejskich oraz umożliwiających ich indywidualny zrównoważony rozwój (w kontekście celów Pakietu 3×20 nałożonych na kraje członkowskie).

Podkreśla się, że dopiero taki rozwój energetyki odnawialnej – rozłożony w miarę równomiernie na miasta i gminy wiejskie – jest właściwy z punktu widzenia upodmiotowionego społeczeństwa (społeczeństwa wiedzy). Jest on całkowicie przeciwny do realizowanego obecnie w Polsce współspalania biomasy w wielkich elektrowniach kondensacyjnych czy też do planów budowy elektrowni atomowych, Do operacjonalizacji omawianego zastosowania formuły inwestycji pożytku publicznego można by wykorzystać benchmarking elektrochłonności/energochłonności (województw, miast i gmin wiejskich). Benchmarking taki, w powiązaniu z zasobami energii odnawialnej województw, miast i gmin wiejskich, powinien być w szczególności bazą do skonstruowania (już w 2009 roku) rządowego dokumentu, który określi zasady (model biznesowy) alokacji polskich celów Pakietu 3×20.