Energetyka nie może wstrzymać inwestycji

- Mamy do czynienia z zachwianiem rynków energetycznych. W kraju spadki zapotrzebowania w skali dobowej wyniosły 10-15 proc., tymczasem na innych rynkach było to nawet kilkadziesiąt procent, na co wpływ miała m.in. sytuacja w przemyśle ciężkim -  szacuje Andrzej Modzelewski, członek zarządu Innogy Polska.

Mimo to spółki energetyczne nie zamierzają rezygnować z projektów rozwojowych. - Ważne jest, by nie zwalniać inwestycji, inwestować w rozwój elektroenergetyki, ciepłownictwa, bo nomy emisyjne i transformacja energetyki nas nie ominą. Musimy wręcz przyspieszyć i wykorzystać szanse, które przynosi pandemia - mówił Modzelewski na konferencji ECONSEC 2020.

Tym bardziej, że Unia Europejska podkreśla, że kierunek, jakim jest zielona energetyka, jest wciąż aktualny, a inwestycje w ten sektor mają być jednocześnie kołem zamachowym europejskiej gospodarki.

Również Andrzej Kojro, prezes Enei Operator, podkreśla, że pandemia nie wpływa na plany rozwoju firmy. - Choć oczywiście statystyka nie kłamie, zużycie energii elektrycznej w 2020 ulegnie zmniejszeniu. Nie wiemy, jaka będzie druga połowa roku, ale w kwietniu i maju odnotowaliśmy spadki sprzedaży naszych usług do 10 proc. - informuje.

- Nasze wydatki inwestycyjne dawno przekroczyły 1 mld zł w skali roku. I wciąż rosną. Jednak w 2020 roku wszystkie spółki doświadczają tych samych trudności. Nieznacznie redukuje się plany inwestycyjne, od kilku do 10 proc., by zachować płynność finansową - mówi Kojro.

Enea Operator planuje oszczędności na poziomie 100-150 mln zł. Ogranicza wydatki, które mogą poczekać, zbędne zakupy, szkolenia. Prezes podkreśla, że spółka stara się nie występować o pomoc państwową. - To nie jest czas na roszczenia - uważa.

Natomiast trendy światowe się nie zmieniły - redukcja emisji w wytwarzaniu, odchodzenie od paliw kopalnych i rozwój OZE wciąż są kluczowe z punktu widzenia europejskiej polityki energetycznej. - Odnawialne źródła mniejszej skali, klastrowe, muszą być przyłączane do sieci spółek dystrybucyjnych. To jest wyzwanie dla nas. Spółka dystrybucyjna musi bez zwłoki zapewnić odbiór, zainstalować dwustronny licznik. Realizujemy działania wyprzedzające, by zrealizować plan - mówi Kojro.

Piotr Górnik, dyrektor ds. energetyki cieplnej, Fortum Power and Heat Polska, podkreśla, że Fortum od lat kładzie duży nacisk na zrównoważony rozwój, produkcję energii i ciepła z jak najmniejszą emisją. - Dziewięćdziesiąt parę procent naszej energii w części europejskiej jest wolna od emisji CO2. Wspieramy neutralność klimatyczną, walkę ze zmianami klimatu, ograniczanie emisji - mówi.

Do 2025 firma zrezygnuje z używania węgla do produkcji ciepła. W Polsce poszerza udział paliw pochodzących z odpadów. I tak np. elektrociepłownia w Zabrzu zużywa do 40 proc. paliwa pochodzącego z odpadów. - Zamierzamy iść w tym kierunku - zapewnia Górnik.

Rynkowi gracze są zgodni - w okresie przejściowym bardzo ważna będzie rola gazu. Jednostki energetyczne opalane błękitnym paliwem będą gwarancją stabilnych dostaw, o akceptowanych przez UE parametrach emisyjnych.

Małgorzata Jarosińska-Jedynak, minister funduszy i polityki regionalnej, podkreśla, że dobrym sygnałem jest złagodzenie retoryki klimatycznej Komisji Europejskiej, która odchodzi od bezkompromisowego stanowiska zakładającego odejście od technologii pomostowej, jaką jest gaz.

- Cieszy nas zwrot wiceszefa Komisji Europejskiej Fransa Timmermansa, który ostatnio oświadczył, że gaz będzie odgrywał rolę w transformacji energetycznej. Unia powinna przyjmować rozwiązania szyte na miarę, adekwatne do konkretnego państwa członkowskiego - poinformowała Małgorzata Jarosińska-Jedynak, minister funduszy i polityki regionalnej.

Przekonywała, że Polska będzie dochodzić do neutralności klimatycznej, ale potrzebuje swojego tempa i swojego czasu, ale także środków. - Pojawiają się one w ramach funduszy sprawiedliwej transformacji. Polska będzie jednym z większych beneficjentów funduszu, to cieszy. Na dziś mówimy o 2 mld euro, ale ta kwota zostanie zwiększona. Nie możemy mówić o ile, ale wiemy, że będzie wyższa - poinformowała.

Symbolicznym zwrotem jest ostatnia decyzja Orlenu, który zapowiedział, że zaangażuje się w budowę Elektrowni Ostrołęka pod warunkiem zamiany paliwa z węglowego na gaz. W projekcie Ostrołęka C inwestorami byli, pół na pół, Enea i Energa. Spółki wydatkowały już ok. 1 mld zł na budowę bloku, jednak trudno było dopiąć finansowanie, tym bardziej, że banki odchodzą od finansowania brudnej energetyki.

Orlen pod koniec kwietnia tego roku formalnie przejął Energę. We wtorek płocki koncern, Energa i Enea podpisały porozumienie dotyczące warunków budowy bloku gazowego w Ostrołęce. PKN wyraził wolę uczestniczenia w inwestycji i w jej finansowaniu. 

Były minister energii Krzysztof Tchórzewski, który był zwolennikiem budowy bloku na węgiel w Ostrołęce, nadal wydaje się być przekonany do poprzedniego projektu. - Wychodzenie z propozycją, by zamienić ten blok z pewnymi stratami finansowymi na blok gazowy, jest bardzo odważną decyzją z punktu widzenia możliwości czasowych, biorąc pod uwagę potrzeby energetyczne Polski - poinformował Tchórzewski, przekonując, że emisja CO2 z nowoczesnych bloków węglowych jest "tylko kilkanaście procent wyższa niż z gazu".

Szacuje on, że koszt budowy 1 GW to 1,5-2 mld euro. A takich elektrowni w Polsce potrzeba kilku. - Tego typu inwestycje ponieważ są kapitało- i czasochłonne. Powinny być rozpoczynane jak najszybciej. Nie ma czasu na dyskusje - ocenia. Wskazuje, że do 2025 roku Polska musi zamknąć najstarsze elektrownie węglowe, co oznacza ubytek produkcji energii rzędu 9-12 GW.

Tomasz Heryszek, prezes Węglokoksu,  zwraca uwagę, że pandemia przyspiesza proces transformacji. Wskazują na to zdecydowane działania Unii Europejskiej. - Myślę, że koronawirus i megatrendy, które obserwujemy, przyczynią się do tego, by zmniejszyć produkcję węgla w kraju i dopasowywać do zapotrzebowania na energię przy zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego - mówi. Na zwałach w tej chwili leży około 7 mln ton węgla.

Informuje jednocześnie, że sektor wydobywczy w Polsce mierzy się z poważnymi problemami. Przekonuje, że firmy nie są w stanie zejść z kosztem produkcji tony węgla energetycznego do takiego poziomu cenowego, jakiego można oczekiwać w perspektywie 24 miesięcy w portach ARA. - Na końcu zawsze jest Excel. Ekonomii nikt nie będzie w stanie pokonać - podkreśla. - Jeśli węgiel importowany jest tańszy niż krajowy, trudno się dziwić właścicielom źródeł ciepła, że wybierają tańszy surowiec - dodaje.

Jednak, jak zapewnia, węgiel jeszcze przez dwie dekady pozostanie istotną częścią krajowego miksu energetycznego; w perspektywie prawdopodobnie ok. 20-25 lat będzie to mniej więcej 40 proc.

Monika Borkowska