Partner serwisu
03 lutego 2015

Jacek Kaczorowski: Byłem, jestem zwolennikiem węgla, ale…

Kategoria: Artykuły z czasopisma

– Plan zagospodarowania przestrzennego województwa łódzkiego przewiduje lokalizację instalacji jądrowej w Bełchatowie. Ten zapis został wprowadzony, abyśmy mieli pełną wizję dla tej lokalizacji po zakończeniu eksploatacji węgla brunatnego – mówi Jacek Kaczorowski, prezes zarządu PGE GiEK S.A., którego zapytaliśmy m.in. o węgiel, gaz i atom.

 

Jacek Kaczorowski: Byłem, jestem zwolennikiem węgla, ale…

Węgiel kamienny i brunatny to paliwo, które daje Polsce bezpieczeństwo energetyczne. Jednak rodzime górnictwo węgla kamiennego często przegrywa z importem. Co musi się wydarzyć, by zmienić tę sytuację, by polski węgiel stał się konkurencyjny zarówno pod względem ekonomicznym, jak i ekologicznym?

Aby zahamować import węgla kamiennego, trzeba zabezpieczyć jego krajowe wydobycie na poziomie zaspokajającym potrzeby, a dzisiaj takich możliwości polskie górnictwo nie ma. Importujemy więc około 12 mln ton tego surowca w skali roku.

Jeżeli chodzi o konkurencyjność polskiego węgla kamiennego, to krótko i lapidarnie rzecz ujmując: branża wymaga sensownej restrukturyzacji. Nie robionej hasłowo, ale rzeczowo i nieustannie. Takie działania należy prowadzić ewolucyjnie, pamiętając o widocznych  trendach na rynku. Dużo łatwiej przeprowadzić bowiem optymalizację działalności, jeśli czyni się to z uwzględnieniem potencjalnych scenariuszy. Trzeba przecież pamiętać o zobowiązaniach między pracodawcą a pracownikami, ale i o zmieniających się cenach na rynkach światowych. Jeżeli restrukturyzacja nie ma permanentnego charakteru,  wówczas pojawia się kłopot z konkurencyjnością produktu.

Czy inwestycje w bloki węglowe będą kontynuowane? Wielu twierdzi, że takich elektrowni nie będzie się już budować, choćby ze względu na politykę klimatyczną UE?

Każdy ma prawo do własnych opinii. Ja twierdzę, że to nie są ostatnie inwestycje. Biorąc pod uwagę zasobność złóż zarówno węgla kamiennego, jak i brunatnego oraz możliwości, jakie dają własne zasoby w zakresie suwerenności energetycznej, gospodarczej i politycznej, trudno sobie wyobrazić, że Polska z dnia na dzień, będąc pod presją polityki klimatycznej, zechce z nich zrezygnować. Nie przewiduję takiego scenariusza.

Oczywistą sprawą jest, że bardzo duży nacisk należy położyć na czyste technologie węglowe po to, aby choć w części wywiązywać się z zaostrzonych norm emisyjnych, czyli z założeń przyjętych w polityce klimatyczno-energetycznej Komisji Europejskiej. Nie sądzę jednak, aby Polska mogła zrezygnować z zasobu, który daje jej pełną suwerenność, a zatem i konkurencyjność gospodarki.

Mówiąc o czystych technologiach, należy powiedzieć, że przygotowywana obecnie nowelizacja Polityki Energetycznej Polski do roku 2050 powinna wskazać zrównoważony miks energetyczny, a więc takie pokrycie zapotrzebowania w czasie, które w sposób jednoznaczny dookreśli jego strukturę.

Prace nad czystymi technologiami węglowymi to m.in. CCS…

Tak, ale mówmy o utylizacji CO2, czyli jego sensownym gospodarczym wykorzystaniu, a nie tylko deponowaniu. Do tej pory nie ma pomysłu na dwutlenek węgla, poza jego składowaniem w strukturach, które do tego celu mogą być desygnowane – mam tu na myśli złoża ropy naftowej czy gazu ziemnego, jak i głęboko zalegające wody zasolone. Te rozwiązania niosą jednak za sobą ryzyko rozszczelnienia i ulotnienia. Trzeba zatem myśleć o sposobie utylizacji polegającym na zastosowaniu CO2 w produkcji społecznie i gospodarczo użytecznej. Takie pomysły istnieją, natomiast ich efektywność przy dzisiejszych rozwiązaniach technologicznych nie jest jeszcze potwierdzona.

Jakie jest wydobycie węgla w odkrywce Bełchatów w tym roku?

Na poziomie porównywalnym do roku ubiegłego.

Czy w związku z tym węgiel w Bełchatowie skończy się szybciej niż zakładano?

Nie. Raczej później, niż szybciej w stosunku do przyjętych i obowiązujących planów. Pierwotne założenie mówiło o tym, że węgiel w odkrywce Bełchatów skończy się w roku 2016 lub 2017. Dzisiaj okazuje się, że będzie to rok 2020.

 Dlaczego?

Węgiel w polu Bełchatów ma najlepsze parametry. Zasoby z pola Szczerców, jako że eksploatacja obecnie odbywa się w brzeżnej partii złoża, mają te parametry na niższym poziomie, tzn. węgiel jest najbardziej zasiarczony, o najmniejszej kaloryczności, z największą zawartością popiołu. Mając do dyspozycji węgiel w polu Bełchatów możemy prowadzić homogenizację, uśrednianie, korzystając z dobrych parametrów węgla w polu Bełchatów i dzięki temu dotrzymać parametrów jakościowych węgla kierowanego do instalacji elektroenergetycznej. W polu Bełchatów zalega jeszcze ok. 100 mln ton węgla, przy 700 mln ton w polu Szczerców, dlatego też przewidujemy zakończenie eksploatacji w Bełchatowie w roku 2020, a w Szczercowie – w zależności od bieżącego zapotrzebowania w latach 2035-2037.

Co dzieje się z projektami realizowanymi przez PGE GiEK związanymi z wydobywaniem węgla brunatnego w Gubinie i Złoczewie?

Prace nad projektami trwają. Obecnie jesteśmy na etapie przygotowania wniosków koncesyjnych. Spodziewamy się uzyskania koncesji na eksploatację węgla zarówno ze złoża Złoczew jak i Gubin na przełomie 2016 i 2017 roku. Przed nami trudny czas prac koncepcyjnych, ale tych bardziej szczegółowych, pozwalających na podjęcie decyzji dotyczących sposobu zagospodarowania, wykorzystania węgla z obu złóż. W przypadku Złoczewa przedmiotem analiz  jest sposób transportu części węgla, którą będziemy mieć do dyspozycji bloku 858 MW Elektrowni Bełchatów.

W okolicach Gubina z kolei planowana jest budowa jednostek wytwórczych. Kompleksy paliwowo-energetyczne oparte o węgiel brunatny są bardzo efektywne, ponieważ wytwórczość lokalizuje się w bezpośrednim sąsiedztwie wyrobisk. To wówczas minimalizuje koszty transportu, a mając cały łańcuch wartości pod kontrolą, można tę działalność prowadzić z najwyższą rentownością. Najlepszym przykładem jest Bełchatów.

W tym roku oddaliście do użytku blok gazowy w Rzeszowie, jednak polskie ustawodawstwo nie sprzyja rozwojowi tego typu jednostek, gdyż brak jest wsparcia długofalowego. Jak według pana powinien wyglądać system wsparcia dla kogeneracji?

Myślę, że gdyby obecny system wsparcia obowiązywał jeszcze przez co najmniej 10 lat, takie instalacje byłyby realizowane. Jeśli tak się nie stanie, to przy braku pełnego zapotrzebowania na część produkcji ciepła, instalacje pozbawione wsparcia nie będą rentowne ze względu na poziom cenowy gazu.

Przypadek bloku w Elektrociepłowni Rzeszów jest szczególny z dwóch względów. Pierwszy to lokalne złoże i możliwość obniżenia ceny paliwa. Drugi, o charakterze zasadniczym, to dotacje nakładów części CAPEX-owej – zostały one pokryte w znacznej części nakładami wygenerowanymi przez narodowy i wojewódzki fundusz ochrony środowiska. Ta instalacja ma charakter pilotażowy, jest nowatorską, innowacyjną technologią, którą stosujemy w energetyce zawodowej po raz pierwszy. Są i mniejsze instalacje, wykorzystujące metan pochodzący z kopalń, ale ta rzeszowska ma charakter czysto przemysłowy. Jej moc to prawie 30 MW.

W Polsce realizowana jest budowa kilku dużych bloków węglowych. Stawiane są też gazówki, rozwija się OZE. Czy w naszym kraju jest miejsce na elektrownie jądrowe?

Odpowiem trochę przewrotnie. Otóż Polska, poza decyzją o podjęciu budowy, nie dysponuje w tym zakresie niezbędnymi zasobami, zarówno pod kątem technologii, kompetencji, technologii utylizacji, składowisk. A zasoby fi nansowe, które są tu niezbędne, będą na ograniczonym poziomie. Ostateczna decyzja dotycząca realizacji elektrowni jądrowej zapadnie po analizie ekonomicznej przedsięwzięcia. Natomiast lokalizacja i przyzwolenie społeczne wymagają precyzyjnego zbadania, aby wiedzieć, w którym miejscu istnieją najlepsze warunki do realizacji programu jądrowego, gdy przyjdzie czas na podjęcie kluczowych decyzji. 

Ale jest pan „ZA” elektrownią jądrową w Polsce?

Ze względu na budowę kompetencji jestem zwolennikiem jej budowy, ale tak jak powiedziałem, ostateczne decyzje dotyczące realizacji muszą zapaść po analizie ekonomicznej tego przedsięwzięcia.

Byłem i jestem zwolennikiem węgla, ale zdaję sobie sprawę z tego, że sektor będzie ewoluował. Wojewódzki Plan Zagospodarowania Przestrzennego przewiduje lokalizację instalacji jądrowej w Bełchatowie. Trudno sobie wyobrazić, że w Bełchatowie nie będzie wytwórczości po roku 2037, kiedy zabraknie węgla w złożu. Wówczas pracować będzie tylko blok 858 MW w Elektrowni Bełchatów, a przecież dysponujemy dzisiaj mocą 5300 MW w centralnej części systemu, mając pełne wyprowadzenie mocy, kompetencje, pełne pokrycie zapotrzebowania wodnego. To nasze zadanie, by korzystając z danego nam czasu wypracować sensowną koncepcję funkcjonalną Bełchatowa, a w ślad za tym utrzymanie miejsc pracy.

Jak ocenia pan projekt Polityki Energetycznej Polski 2050?

Polityka Energetyczna Polski jest właśnie aktualizowana. W naszej spółce widzimy celowość dalszego rozwoju energetyki opartej na węglu brunatnym. Jednakże udział poszczególnych źródeł w sektorze wytwarzania energii elektrycznej będzie w znacznej mierze zależał od poziomu cen uprawnień do emisji CO2, rozwoju energetyki jądrowej w Polsce oraz cen i dostępności gazu ziemnego. Węgiel brunatny dzisiaj to przede wszystkim bezpieczeństwo energetyczne, ale również tania energia, dlatego wiążemy naszą przyszłość z zagospodarowaniem złóż perspektywicznych w rejonie Złoczewa i Gubina. Pamiętamy także, że jednym z podstawowych celów i założeń polityki energetycznej Polski jest poprawa efektywności energetycznej, nie tylko przez odbiorców, ale także przez wytwórców energii. Elektrownie i elektrociepłownie spalające węgiel podlegają ciągłym modernizacjom, nowe bloki energetyczne powstające w miejsce bloków wycofywanych z eksploatacji charakteryzują się dużo wyższą sprawnością wytwarzania, a ich negatywne oddziaływanie na środowisko jest znacząco ograniczone. Przykładem naszych działań w tym zakresie jest rozpoczęty w 2007 roku kompleksowy program rekonstrukcji i modernizacji istniejących bloków 3-12 w Elektrowni Bełchatów, bezpośrednio związany z obowiązującą od 2016 r. dyrektywą unijną IED, która zaostrzyła normy emisyjne. Obowiązujące dziś przepisy pozwalają na emisję związków siarki i azotu na poziomie 400 mg na normalny metr sześcienny, nowe zmniejszają tę emisję o połowę. Modernizacja bloków doprowadziła do zmniejszenia emisji i poprawiła sprawność bloków.

A co sądzi pan o konkluzjach szczytu Rady Europejskiej, podczas którego podjęto decyzje o głównych kierunkach polityki energetyczno-klimatycznej do roku 2030? Czy faktycznie jest to sukces dla Polski?

Pragnę podkreślić, że zobowiązania Unii Europejskiej, nakreślone przez Radę Europejską  podczas ostatniego szczytu w sprawie ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030 przez wiele kolejnych lat, będą wyzwaniem dla polskiego górnictwa i branży energetycznej oraz zdecydują o kierunkach rozwoju obu tych powiązanych ze sobą sektorów polskiego przemysłu.

Po szczycie klimatycznym wyjściowa negocjacyjna pozycja Polski jest bardzo dobra. Wynegocjowane mechanizmy kompensacyjne, w szczególności przedłużenie derogacji, czyli puli nieodpłatnych pozwoleń do emisji, pozwoli nie tylko zminimalizować wpływ przyjęcia nowych celów emisyjnych na ceny energii, ale również przyczyni się do możliwości dalszego korzystania z węgla jako głównego surowca w polskiej energetyce. Z kolei fundusz modernizacyjny może wesprzeć inwestycje w nowoczesne, efektywne technologie wytwarzania energii.

Ważne w tym miejscu jest to, że Polska musi być w stanie wy korzystać pełną pulę przyznanych jej derogacji a pieniądze na modernizację powinny być przeznaczone na inwestycje w przedsięwzięcia wspierające rozwój polskiej gospodarki.

Rozmawiała Joanna Jaśkowska

fot. PGE GiEK

Strona używa plików cookies w celu realizacji usług i zgodnie z Polityką Plików Cookies. OK, AKCEPTUJĘ