Energetyczny gamechanger, czyli rewolucja w polskiej energetyce. Raport

Transformacja energetyczna
Transformacja energetyczna, fot. Shutterstock
Po inwazji Rosji na Ukrainę Unia Europejska przyspieszyła działania na rzecz zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego. Także w Polsce trwa prawdziwa energetyczna rewolucja, w której kluczową rolę mają odegrać alternatywne źródła energii. „My Company Polska” sprawdza, na jakim jest ona etapie.
ARTYKUŁ BEZPŁATNY

z miesięcznika „My Company Polska”, wydanie 9/2022 (84)

Zyskaj dostęp do bazy artykułów z „My Company Polska” Zamów teraz!

Partnerzy:

Na początek ciekawostka: w niedzielę 19 czerwca w Polsce padł ważny rekord. Panele fotowoltaiczne, turbiny wiatrowe i pozostałe źródła energii odnawialnej pokryły tego dnia aż 67 proc. zapotrzebowania całego kraju na moc. Jak wyliczył portal WysokieNapięcie.pl, tylko tego jednego dnia OZE pozwoliły uniknąć spalenia tysiąca wagonów z węglem!

Rzecz jasna tak efektownemu rekordowi sprzyjało wiele okoliczności. Świetnemu nasłonecznieniu towarzyszyły dobre warunki wietrzności, co sprawiło, że zarówno instalacje fotowoltaiczne, jak i wiatrowe, pracowały pełną parą. W dodatku był weekend, nie działały fabryki i biura, w związku z czym zapotrzebowanie na energię było stosunkowo małe. Nie zmienia to faktu, że mamy powody do zadowolenia. Nie byłoby tego sukcesu, gdyby nie inwestycje ostatnich lat, zwłaszcza w fotowoltaikę. A dzięki możliwości eksportu i magazynowania energii, system poradził sobie z tym wyzwaniem nadspodziewanie dobrze.

Taki wynik powinien nas zachęcić do dalszych działań na rzecz neutralności klimatycznej, czyli stanu, w którym gospodarka emituje co najwyżej tyle gazów cieplarnianych, ile zdolne jest pochłaniać jej środowisko. Od lat dąży do tego Unia Europejska. Wyrazem tego jest polityka klimatyczna realizowana w strategiach Fit for 55, „Od pola do stołu” (mająca zmienić obecny unijny system żywnościowy w model zrównoważony) oraz w założeniach Europejskiego Zielonego Ładu. 

Nie tylko ekologia

Do tej pory we wszystkich tych strategiach i dokumentach na pierwszy plan wysuwała się troska o przyszłość planety. Wojna w Ukrainie sprawiła jednak, że kwestia ta przestała już dotyczyć wyłącznie kwestii ekologicznych i zrównoważonego rozwoju, stała się bowiem także, a właściwie przede wszystkim, sprawą bezpieczeństwa. I nie w jakiejś odległej przyszłości, ale „tu i teraz”. Rosyjska agresja podważyła bowiem fundamenty polityki energetycznej wielu państw UE. 

Filarami unijnej polityki energetycznej były do tej pory: bezpieczeństwo dostaw, konkurencyjność cenowa oraz troska o klimat. Z punktu widzenia Polski proporcje między tymi elementami były zachwiane „na korzyść” klimatu. Szczególnie trzeci wierzchołek energetycznego trójkąta – bezpieczeństwo energetyczne – był traktowany w Unii po macoszemu. Teraz – jak się wydaje – Zachód w znacznej mierze przejrzał na oczy. Trudno zresztą, żeby było inaczej. W wyniku działań Władimira Putina nie tylko Polacy, ale wszyscy Europejczycy boją się zimy. 

W tej sytuacji zarówno w Polsce, jak i w innych krajach kontynentu, pojawiły się głosy, że trzeba wrócić do energetyki węglowej. Czy słusznie? Owszem, harmonogram wygaszania kopalń musi się zmienić. Jeszcze przez jakiś czas będziemy potrzebować źródeł energii wykorzystujących paliwa kopalne, niezbędne do zbilansowania systemu – czy też bardziej obrazowo – do wypełniania tych luk, które powstają, kiedy niewystarczająco świeci słońce czy za słabo wieje wiatr. Jednak nie ma wątpliwości, że powrotu do węgla nie będzie i być nie może. Choćby z powodu realizacji celów klimatycznych, ekologicznych, a także coraz wyższych kosztów uprawnień do emisji. Bezpieczeństwo energetyczne wymaga zatem prawdziwej rewolucji energetycznej. Polega ona na całym kompleksie działań obejmujących m.in. zastąpienie gazu rosyjskiego dostawami z innych kierunków, rozwój energetyki jądrowej, a także otwarcie się na odnawialne źródła energii.

Bez węglowego balastu

Ponieważ rzecz dotyczy narodowego bezpieczeństwa, w tę rewolucję mocno angażują się spółki skarbu państwa. 27 września odbędzie się oficjalne otwarcie gazociągu Baltic Pipe. W uroczystości udział wezmą przedstawiciele rządów Danii i Norwegii, a także prezydent i premier Polski. To ważne dla naszego kraju przedsięwzięcie jest kluczowym elementem systemu dywersyfikacji kierunków i źródeł dostaw,  stanowiącego alternatywę dla importu surowców energetycznych z Rosji.  Oczywiście, sam gazociąg to nie wszystko. Potrzebny jest jeszcze gaz, który będzie nim płynął.  

Jak poinformowało w sierpniu PGNiG, wypełnienie Baltic Pipe gazem to w tej chwili dla tej spółki skarbu państwa absolutny priorytet. Dostawy mają być zabezpieczone miksem własnej produkcji ze złóż Norwegii oraz gazu zakontraktowanego od producentów surowca na Norweskim i Duńskim Szelfie Kontynentalnym. – W tym roku wykorzystamy całą zarezerwowaną przepustowość Baltic Pipe. W ostatnim czasie pozyskaliśmy kontrakty, m.in. z Total, które łącznie z gazem m.in. z własnego wydobycia  są wystarczające do wypełnienia  w 100 procentach zarezerwowanych przez PGNiG mocy w Baltic Pipe do końca 2022 roku. Aktualny bilans gazu zabezpiecza nadchodzący sezon grzewczy – zapewniał wiceprezes PGNiG Przemysław Wacławski podczas prezentacji wyników spółki za I półrocze 2022 roku. W tej chwili trwają z nimi negocjacje. Nieoficjalnie wiadomo, że polska strona zachęca Norwegów do sprzedania naszemu krajowi gazu, m.in. kusząc możliwością inwestycji w uczestniczenia w inwestycjach wiatrowych na polskiej części Bałtyku.  – Rozmawiamy z kilkoma znaczącymi producentami gazu działającymi na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Nie komentujemy jednak  przebiegu tych negocjacji. Podjęcie, na tym etapie, merytorycznej dyskusji, oznaczałoby konieczność ujawnienia danych wrażliwych – tłumaczył Wacławski. Zdaniem spółki głównym źródłem gazu do Baltic Pipe będzie jednak wydobycie własne prowadzone na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. GK PGNiG konsekwentnie dąży do zwiększenia wolumenów produkcji własnej gazu ziemnego w Norwegii. Służą temu akwizycje i inwestycje w zagospodarowanie już posiadanych złóż.  O dynamice tych działań świadczą dane produkcyjne: GK PGNiG wydobyła w Norwegii w 2020 r. 0,48 mld m sześc. gazu ziemnego, w 2021 r. 1,42 mld n sześc. (+195 proc.) a w 2022 r. wydobycie szacowane jest na 3 mld m sześc. (+112 proc.) Zgodnie z założeniami wydobycie własne GK PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ma sięgnąć w 2027 r. 4 mld m sześciennych.

Równocześnie trwają prace nad stworzeniem państwowego koncernu multienergetycznego. Na przełomie października i listopada, PKN Orlen, który połączył się z Grupą Lotos, planuje przejęcie Grupy Kapitałowej PGNiG. Opozycja krytykuje te plany, ale szefostwo Orlenu tłumaczy, że taka strategia jest w trudnych czasach niezbędna. – Musimy mieć odpowiednią wielkość, by rozmawiać z innymi koncernami narodowymi, choćby wydobywczymi – wyjaśniał na początku sierpnia podczas konferencji prasowej prezes Orlenu Daniel Obajtek. Wedle jego słów, połączony koncern postawi na transformację energetyczną i na pewno będzie realizował wspólną politykę zakupu węglowodorów, co zdecydowanie wzmocni bezpieczeństwo energetyczne Polski. 

Ważnym elementem transformacji sektora elektroenergetycznego ma też być utworzenie Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE). Stworzą ją kopalnie węglowe wydzielone z kontrolowanych przez państwo spółek. Dzięki temu rozwiązaniu koncerny energetyczne z udziałem Skarbu Państwa będą się mogły skupić na działalności nisko- i zeroemisyjnej. Dla takich przedsiębiorstw, jak PGE, Enea, Tauron czy Energa, kopalnie węglowe to w tej chwili obciążenie ograniczające ich potencjał inwestycyjny. Spowalnia ono tempo transformacji energetycznej kraju. W myśl rządowych założeń, spółki te – uwolnione od węglowego balastu – będą miały też rozwiązane ręce w pozyskiwaniu finansowania swoich przedsięwzięć biznesowych związanych z odnawialnymi źródłami energii. Wiadomo bowiem, że zarówno Unia Europejska, jak i banki, nieprzychylnie patrzą na podmioty związane z węglem. Według rządowych założeń, NABE nie będzie budować nowych kopalń, a jedynie modernizować dotychczasowe tak, by zapewniały one bezpieczeństwo państwa.

Energia z wiatru. Wreszcie zielone światło!

Zawirowania na rynkach surowcowych w wyniku wojny, a właściwie, nazywając rzeczy po imieniu, głęboka zapaść na tych rynkach, oznaczają – paradoksalnie – świetne czasy dla branży OZE. Wspomniany rekord produkcji energii z OZE, który padł w naszym kraju 19 czerwca, to w pierwszym rzędzie zasługa fotowoltaiki. Ale zaraz po niej w miksie energetycznym uplasowała się energia wiatrowa.

Zdaniem ekspertów Polska musi mocno postawić na lądową energetykę wiatrową, zwłaszcza że efekty można uzyskać stosunkowo szybko i bez ogromnych inwestycji. Do tego niezbędna jest jednak nowelizacja prawa, a zwłaszcza zmiana tzw. ustawy odległościowej. Rzuciła ona kłody pod nogi rozwojowi energii wiatrowej w Polsce. Trzeba odejść m.in. od reguły 10H, a tym samym zwiększyć możliwość budowy turbin. Na czym polega ta reguła? I czy rzeczywiście stanowi ona przeszkodę w rozwoju energetyki wiatrowej w Polsce?

Obecnie turbinę można wybudować tylko w takim miejscu, w którym od najbliższych zabudowań będzie dzielić ją dziesięciokrotność jej wysokości. To ogromnie uciążliwe ograniczenie niemające w zasadzie racjonalnego uzasadnienia. W praktyce oznacza, że aby wybudować nową instalację, należy ją umieścić w odległości nie mniejszej niż 2 km od jakiegokolwiek budynku. Tymczasem, według ośrodka badawczego Instrat wymogi takie spełnia zaledwie 0,3 proc. powierzchni Polski! W rezultacie instalacje byli w stanie wybudować głównie ci, którzy uzyskali pozwolenie przed 2016 r., kiedy ustawa odległościowa jeszcze nie obowiązywała. Reszta potencjalnych inwestorów została na lodzie. Z tego powodu polska lądowa energetyka wiatrowa ma sporo do nadrobienia, ale ma ogromny potencjał rozwoju. Na szczęście wydaje się, że rząd dojrzał do tego, by zmienić swoje sceptyczne dotąd podejście do energii z wiatru. Odpowiednie przepisy forsowane są m.in. przez resort klimatu i środowiska. 

Na początku lipca Rada Ministrów przyjęła projekt zmiany ustawy o inwestycjach w zakresie elektrowni wiatrowych. Celem wprowadzenia nowych przepisów ma być liberalizacja obowiązującej od 2016 r. zasady 10H. Wiatraki znowu mają więc wrócić do łask. W myśl planowanej nowelizacji dosyć łatwo będzie odejść od drakońskiego wymogu 10H, byle by zachować minimalną odległość od budynków wynoszącą 500 m. 

Czy proponowane rozwiązania istotnie wpłyną na powstanie nowych mocy energetycznych? Według resortu klimatu i środowiska – tak. Szacunki mówią o powstaniu nowych instalacji wiatrowych o łącznej mocy nawet 6–10 GW. – Biorąc pod uwagę procedurę legislacyjną, nowe przepisy zaczną obowiązywać za kilka miesięcy – zapowiada minister klimatu Anna Moskwa.

Morskie farmy wiatrowe. Wielki potencjał Bałtyku

W Unii Europejskiej błyskawicznie zyskuje na znaczeniu morska energetyka wiatrowa. W ocenie Komisji Europejskiej ma się ona stać kluczowym elementem miksu energetycznego i w 2050 r. zaspokoić nawet 30 proc. popytu na energię elektryczną na naszym kontynencie. Obecnie aż 77 proc. mocy uzyskiwanej z tego źródła energii pochodzi z obiektów położonych na Morzu Północnym. Bałtyk daje zaledwie 10 proc. Jednak potencjał energetyczny naszego morza jest nawet kilkadziesiąt razy większy niż obecnie. W dodatku aż 30 proc. z tej wartości przypada na polską część akwenu.

Nic dziwnego, że polskie koncerny energetyczne poczuły – nomen omen – wiatr w żaglach. Już za półtora roku Grupa Orlen, jako pierwsza spółka Skarbu Państwa, rozpocznie budowę farmy wiatrowej na Bałtyku. Jak niedawno zapewnił prezes spółki Daniel Obajtek, proces przygotowawczy został zakończony i obecnie trwa kontraktowanie wykonawców inwestycji. Chrapkę na morskie wiatraki na Bałtyku ma też Polska Grupa Energetyczna, która pod koniec ubiegłego roku podpisała ze spółkami Tauron i Enea warunkowe umowy sprzedaży udziałów w czterech spółkach projektowych. Ich zadaniem będzie pozyskanie pozwoleń lokalizacyjnych na budowę farm offshore w Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim. Plany krajowych spółek mają błogosławieństwo polskiego rządu. – Morski wiatr napędzi polską energetykę zeroemisyjną – przekonywał niedawno Jacek Sasin, minister aktywów państwowych. Co ciekawe, nasze spółki nie chcą się ograniczać tylko do polskiej strefy ekonomicznej i rozważają inwestycje na sąsiednich wodach, m.in. Litwy.

Ogromną zaletą morskich elektrowni jest to, że dzięki znacznemu oddaleniu od skupisk ludzkich, nie szpecą one krajobrazu i nie są uciążliwe dla mieszkańców. W dodatku występujące w rejonach przybrzeżnych i morskich silne wiatry wydają się niewyczerpane. Według wyliczeń firmy konsultingowej McKinsey cały sektor związany farmami wiatrowymi może do 2030 r. zwiększyć polskie PKB o 60 mld zł, przyczynić się do powstania 77 tys. nowych miejsc pracy i zasilić budżet państwa oraz samorządów kwotą 15 mld zł. Niewątpliwie jest więc o co walczyć! 

Biogazownie. Świetlana przyszłość zielonego gazu

Na kilkanaście miliardów metrów sześciennych rocznie szacowana jest z kolei potencjalna produkcja polskiego biogazu. To wielkość porównywalna z możliwościami Niemiec.  Możemy się zatem stać biogazową potęgą. 

O przyszłości naszej branży biogazowej pisaliśmy w „My Company Polska” (3/2022) w artykule pod tytułem „Betonowa krowa”. Skąd takie określenie? Otóż właśnie w ten sposób w branży określa się biogazownie. Dlaczego? Bo owszem, składa się na nie skomplikowana infrastruktura instalacyjna, ale ich sercem są żywe organizmy. A dokładnie fauna bakterii fermentacyjnych. Bez nich stworzona przez człowieka technologia byłaby bezużyteczna.

Lista surowców, z których można produkować biogaz, jest imponująca. To m.in. odpady organiczne z przemysłu spożywczego, odchody zwierzęce, osad biologiczny ze ścieków, odpady z ubojni, odpady piekarnicze, przeterminowana żywność, jak również biomasa pochodzenia roślinnego. A więc np. słoma, siano, poplony, a także zepsute warzywa i owoce. Ich fermentacja kończy się powstaniem mieszaniny metanu, dwutlenku węgla, związków azotu, pary wodnej i innych gazów. 

Problem w tym, że biogaz uzyskany w procesie fermentacji nie nadaje się bezpośrednio do zastosowań użytkowych. Żeby osiągnąć znaczne korzyści, musimy go produkować w tzw. biometanowniach. Uzyskany w nich produkt to już co innego, może być np. bezpośrednio tłoczony do sieci gazowej.

Tyle że w Polsce nie działa jeszcze ani jedna biometanownia. Na szczęście prawdopodobnie się to zmieni. Do akcji wkroczyły bowiem Grupa Orlen i PGNIG, które – łącząc siły – chcą inwestować w zielony gaz. 

– W perspektywie lat 30. XXI w. biometanownie muszą pojawić się w Polsce – zapowiadał kilka tygodni temu w rozmowie z DGP Arkadiusz Sekściński, wiceprezes zarządu ds. rozwoju PGNiG. Tak zapewne będzie, zwłaszcza że rozwojowi branży zielonego gazu w Polsce sprzyjają zmiany wprowadzane przez Unię Europejską. 

Elektrownie jądrowe. Polacy dali się wreszcie przekonać

Polska jest jedynym krajem Europy Środkowo-Wschodniej, który nie dysponuje jeszcze energią atomową. Przyczyniła się do tego trauma związana z katastrofą w Czarnobylu w 1986 r. Od tego czasu Polacy konsekwentnie byli przeciwni budowaniu w naszym kraju reaktorów. Obecna sytuacja geopolityczna oraz wzrost cen energii pochodzącej z tradycyjnych źródeł sprawiają jednak, że staliśmy się bardziej przychylni tej formie pozyskiwania energii niż kiedykolwiek w historii. Według badań Ministerstwa Klimatu i Środowiska aż 74 proc. Polaków chce budowy elektrowni atomowej. „Za” są nawet mieszkańcy wsi typowanych na miejsce inwestycji!

Dlatego od atomu nie ma odwrotu. Zaletą energetyki jądrowej jest jej wydajność, stosunkowo niski koszt pozyskiwania energii, uniezależnienie od warunków atmosferycznych, ale też dostępność paliwa, jakim jest uran. Można go pozyskiwać z wielu źródeł, m.in. z Austrii, Kanady, Kazachstanu czy Namibii, co umożliwia uniezależnienie się od Rosji. 

Do 2050 r. aż jedna piąta udziału w miksie energetycznym Polski ma stanowić energetyka jądrowa. Zgodnie z Programem Polskiej Energetyki Jądrowej (PPEJ), mają to być przede wszystkim nowoczesne, sprawdzone i duże reaktory. Pierwszy blok polskiej elektrowni jądrowej (w sumie będzie ich sześć) ma być uruchomiony w 2033 r., kolejne zaś będą dołączać co dwa, trzy lata. Budową elektrowni w naszym kraju zainteresowani są Koreańczycy, Francuzi i Amerykanie. Na rzecz tych ostatnich lobbuje aktywnie ambasador USA w Polsce Mark Brzeziński, a temat osobiście poruszał podczas niedawnej wizyty nad Wisłą prezydent Joe Biden. Polski rząd chce zbudować dwie lub trzy duże elektrownie jądrowe. Pierwsza z nich powstanie prawdopodobnie na Kaszubach, niedaleko wsi Lubiatowo i Kopalina. 

Ale pierwszymi elektrowniami jądrowymi, które realnie zaczną działać w Polsce, będą prawdopodobnie reaktory zbudowane przez KGHM. Pierwsze mają ruszyć już w 2029 r., a więc cztery lata przed „dużą” elektrownią. (więcej piszemy o tym na str. 121) Małe reaktory modułowe (SMR, Small Modular Reactors) charakteryzują się tym, że mają moc elektryczną poniżej 300 MW, łatwiej je więc zbudować. Globalny rynek SMR rozwija się błyskawicznie – w 2020 r. wyceniany był na 3,5 mld dol., w 2030 r. ma osiągnąć poziom 20 mld. Niewielkie reaktory mają ponadto tę zaletę, że nie wzbudzają protestów okolicznych mieszkańców. Przypominają raczej niewielki barak niż „groźną” elektrownię, jakiej wielu z nas się boi po katastrofach w Czarnobylu czy Fukuyamie. 

Technologią SMR zainteresowany jest też Tauron, który razem z KGHM będzie prowadzić w tej dziedzinie prace badawcze i analizy prawne, a także Orlen, który w tej kwestii współpracuje od jakiegoś czasu z należącą do Michała Sołowowa Grupą Synthos. Bo „małym atomem” zainteresowane są też podmioty prywatne. Analizy biznesowe pod tym kątem prowadzi należąca do Sebastiana Kulczyka grupa Ciech, a także Zespół Elektrowni Pątnów-Adamów-Konin SA (ZE PAK), którą kontroluje Zygmunt Solorz-Żak. 

Kluczowa dekada

Nie ma wątpliwości, że zmniejszenie produkcji prądu z paliw kopalnych to dziś coś więcej niż kwestia ochrony klimatu. Rozwój alternatywnych źródeł energii to, po pierwsze, większa niezależność energetyczna od Rosji, a po drugie, osłabienie niszczycielskiego potencjału Kremla w relacjach międzynarodowych. Eksperci nie mają bowiem wątpliwości, że gdyby w przeszłości Unia Europejska szybciej i ambitniej realizowała politykę klimatyczną, przychody Rosji ze sprzedaży paliw, z której finansuje wojnę w Ukrainie, byłyby dziś dużo mniejsze.

Dla OZE nie ma więc alternatywy. W Polsce źródła odnawialne są dziś w stanie zaspokoić kilkanaście procent zapotrzebowania na prąd. Ta wielkość będzie się jednak co roku zwiększać. W marcu, a więc po kilku tygodniach od wybuchu wojny w Ukrainie, rząd ogłosił, że zielona energetyka będzie się nad Wisłą rozwijała szybciej, niż dotąd planowano. Już za 10 lat połowa naszego prądu ma pochodzić ze źródeł odnawialnych. Plan jest więc ambitny, ale możliwy, a nawet konieczny do zrealizowania.

------------------------------------------------------

Rola magazynów energii będzie wzrastać

Ireneusz Kulka, Country Manager EDP Energia Polska

Magazyny energii to w Polsce ciągle rzadkość. Eksperci nie mają jednak wątpliwości, że z każdym rokiem będzie ich przybywać. Zresztą trend magazynowania energii nabiera dziś znaczenia w coraz większej liczbie krajów Europy. Celem jest głównie stabilizacja sieci energetycznej. Fotowoltaika ma bowiem to do siebie, że najwięcej energii wytwarza latem i w okolicach południa. Tymczasem odbiorcy najwięcej energii zużywają zimą, szczególnie rano i wieczorem. Żeby to wyrównać, energię trzeba zmagazynować, gdy mamy jej nadmiar, i dostarczyć do sieci w momencie, kiedy jest jej za mało. 

Przejęta przez nas niedawno spółka Soon Energy zawarła kontrakt z firmą z branży wydobywczej obejmujący budowę instalacji PV o mocy 3 MWp wraz z magazynem energii o mocy 1 MW i pojemności 1 MWh. 

Będzie to jeden z pierwszych projektów komercyjnych w Polsce z wykorzystaniem tak dużego magazynu energii na potrzeby własne przedsiębiorstwa. Obiekt, który powstanie w ramach kontraktu, będzie nie tylko magazynował nadwyżkę produkcji energii, lecz także pozwoli klientowi na skorzystanie z arbitrażu cenowego energii elektrycznej podczas całorocznego planu zarządzania przepływem. 

Cieszę się, że Soon Energy rozwija się na rynku i rozpoczyna inwestycje, które przyczyniają się do zielonej transformacji naszego kraju.

------------------------------------------------------

Maciej Misiejuk, dyrektor Biura Finansowania Projektów Inwestycyjnych MŚP Bank Pekao S.A.

Szybkie tempo rozwoju fotowoltaiki pokazało, że rynek OZE może być atrakcyjny dla inwestorów. Czy to samo dotyczy innych odnawialnych źródeł energii?

Pozostałe obszary są co najmniej równie atrakcyjne finansowo, jak inwestycje w farmy wiatrowe czy fotowoltaiczne. Należy jednak mieć na uwadze, że od strony technicznej projekty te są zdecydowanie bardziej skomplikowane, wymagają również dużo większego zaangażowania w fazie operacyjnej. Aby biogazownia mogła funkcjonować w sposób optymalny, proces biochemiczny musi być stale kontrolowany, a w razie potrzeby należy szybko reagować. Brak doświadczenia może spowodować duży spadek produktywności, a w skrajnym wypadku zatrzymanie procesu, co wiąże się z kilkutygodniowym przestojem. Innym przykładem mogą być małe elektrownie wodne. Tu problemem jest złożony i długotrwały proces administracyjny. Przygotowanie projektu do fazy, w której jest gotowy do budowy, trwa minimum pięć lat. Złożoność tych projektów ma bezpośredni wpływ na ich popularność.

------------------------------------------------------

Mariusz Matejuk, specjalista ds. finansowania Projektów Inwestycyjnych MŚP Bank Pekao S.A.

Wiadomo, że rynek OZE charakteryzuje się dużą dynamiką. Jaki to ma wpływ na produkty kredytowe oferowane przez bank?

Dynamika w sektorze OZE jest rzeczywiście duża. Jakiś czas temu wszystkie projekty OZE finansowane przez Pekao były wspierane systemem aukcyjnym lub systemem wsparcia opartym na zielonych certyfikatach. Gwałtowny wzrost kosztów spowodował, że ceny możliwe do uzyskania w ramach aukcji stały się niekonkurencyjne i większość inwestycji dzisiaj realizowanych nie korzysta z systemów wsparcia. To wymaga zmiany podejścia banków do finansowania i akceptacji ryzyka zmian cen w przyszłości. Dlatego nasze produkty są „szyte na miarę” – chodzi o dostosowanie warunków kredytowania do specyfiki danego projektu, uwzględnienie w okresie finansowania jego żywotności, wydatków odtworzeniowych, dostosowania harmonogramu spłat do sezonowości, która ma miejsce w wielu przypadkach.

------------------------------------------------------

Czas wyzwań

Można wskazać co najmniej kilka wyzwań, które stoją przed branżą energetyczną w perspektywie połowy stulecia. Są to przede wszystkim: bezpieczeństwo energetyczne, dekarbonizacja i elektryfikacja. 

Pierwszym wyzwaniem, które wskazaliśmy, jest bezpieczeństwo energetyczne. To filar transformacji energetycznej i filar bezpieczeństwa państwa. Europa od grudnia 2019 r., kiedy został wydany Europejski Zielony Ład, zrozumiała, że cele klimatyczne, które musimy zrealizować wymagają pilnego działania, a w związku z tym stają się priorytetowe. Chwilę później, kiedy świat zmierzył się z wyzwaniem pandemii, a potem wojny okazało się, że osiągnięcie neutralności klimatycznej to nie jedyne wyzwanie i trzeba cele klimatyczne zintegrować z planem odpowiedzi na bieżące problemy, czyli kryzysem gospodarczym, migracyjnym i humanitarnym. Bezpieczeństwo energetyczne rozumiemy jako budowanie silnego partnerstwa na arenie międzynarodowej i realizację inwestycji w kierunku dywersyfikacji dostaw (m.in. Baltic Pipe, offshore). Polska musi być decydentem w dyskusjach nad strategicznymi inwestycjami infrastrukturalnymi w Europie i powinna wykorzystać swój potencjał w zakresie rozwoju odnawialnych źródeł energii, ponieważ ma szansę wieść prym w globalnym wyścigu po neutralność klimatyczną.

Drugie wyzwanie to dekarbonizacja. Trwający konflikt za naszą wschodnią granicą tylko uwypuklił, że Polska nie może opierać systemu energetycznego na energetyce konwencjonalnej. Kluczowe jest, by przyspieszyć rozwój OZE, a więc wdrażać technologie stabilizujące, czyli wodór i magazyny energii. Węgiel prawdopodobnie znajdzie nowe nieenergetyczne zastosowanie w innych sektorach gospodarki. Z kolei gaz ziemny stanowi alternatywę, źródło o niższej emisji, które w tzw. okresie przejściowym do momentu, kiedy OZE staną się przeważającą częścią miksu energetycznego, będzie obecne w polskiej energetyce. 

Trzecie wyzwanie to elektryfikacja. Konieczne jest obniżanie emisji w każdym sektorze, ale przede wszystkim w energetyce i transporcie. W energetyce kluczowe są inwestycje w skali makro: offshore, energetyka jądrowa i wodór, ale także mikro, czyli rozwój prosumeryzmu, wykorzystanie potencjału dolin wodorowych czy zwielokrotnienie liczby klastrów energetycznych, które coraz dynamiczniej się rozwijają. Transport musi w coraz większym stopniu wykorzystywać paliwa alternatywne. Potrzebne są innowacje we flocie transportu publicznego, co pozwoli na znaczące ograniczenie śladu węglowego. Niewątpliwie istotny jest aktywny udział obywateli. Od kilku lat obserwujemy rosnące zainteresowanie fotowoltaiką, ale musimy iść krok dalej i takim rozwiązaniem może się okazać np. agrofotowoltaika. Z kolei w sektorze transportu stale rośnie liczba pojazdów elektrycznych, ale przyszłość wydaje się należeć do wodoru.

------------------------------------------------------

Wyzwania energetyki jądrowej w KGHM Polska Miedź

Ludwik Pieńkowski, profesor Akademii, Górniczo-Hutniczej, ekspert KGHM Polska Miedź S.A.

KGHM to drugi największy w Polsce przemysłowy odbiorca energii elektrycznej, z rocznym zużyciem ok. 3 TWh, co wymaga niemal stałego dostępu do źródeł o mocy 400 MW. Wyzwania klimatyczne, kryzys COVID-19, wojna w Ukrainie powodują, że Energia stała się jednym z pięciu strategicznych kierunków rozwoju przedsiębiorstwa obok Elastyczności, Efektywności, Ekologii i E-przemysłu. 

Konieczność otwarcia się na bezpieczną energetykę jądrową zbiegła się z pojawieniem się kilku projektów SMR w sprawdzonej technologii lekkowodnej. KGHM wybrał współpracę z firmą NuScale Power. Projekt modularnego bloku VOYGR™-6 o mocy 462 MW odpowiada potrzebom KGHM i jest dojrzały w trzech kluczowych aspektach: technologicznym, regulacyjnym, i biznesowym. 

W obszarze rdzenia reaktora będą panowały warunki zbliżone do panujących w wielkoskalowych, lekkowodnych reaktorach ciśnieniowych. Innowacyjność polega na zintegrowanej konstrukcji modułów, które zostaną wykonane w fabryce i dostarczone na plac budowy. Uproszczona konstrukcja zmniejsza koszty i zwiększa bezpieczeństwo, a posadowienie modułów w basenie daje pewność awaryjnego odprowadzenia ciepła do otoczenia. 

W lipcu 2022 r. projekt NuScale dołączył do listy sześciu certyfikowanych w USA projektów: ABWR, System 80+, AP600, AP1000, ESBWR i APR1400. Żaden oferent SMR nie złożył jeszcze wniosku o certyfikowanie projektu o szczegółowości porównywalnej ze złożonymi przez NuScale Power w 2017 r. Złożenie takiego wniosku oznacza upublicznienie znacznej części dokumentacji, co umożliwia prowadzenie niezależnych badań. Prowadzono je również w Akademii Górniczo-Hutniczej, a KGHM wykorzystując bazę ekspercką już w lipcu 2022 r. złożył w PAA wniosek o wydanie opinii ogólnej.

W maju 2022 r. firma NuSale Power zadebiutowała na giełdzie. Większościowym inwestorem pozostał FLUOR, a wśród strategicznych inwestorów jest firma Doosan, która już rozpoczęła wykuwanie zbiorników reaktorów. W czerwcu 2022 r. na szczycie G7 prezydent Joe Biden wymienił firmę NuScale jako element wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego i zapewnił o wsparciu tego projektu, który jest na tyle dojrzały, że planowana jest niemal równoczesna budowa trzech bloków, każdy o mocy 462 MW – po jednym w USA, w Rumunii i w Polsce oraz ich uruchomienie przed 2030 r. 

Realizacja planów pokaże szanse osiągnięcia przez KGHM założonych celów i przybliży nas do odpowiedzi na pytanie o możliwą rolę modularnych bloków jądrowych w energetyce.

------------------------------------------------------

JAK FINANSOWAĆ ZiELONĄ TRANSFORMACJĘ w MSP

Paweł Banach, menedżer zespołu głównych ekologów w BOŚ

Zawirowania geopolityczne i makroekonomiczne nie odwołują pilności działań na rzecz przeciwdziałania zmianom klimatu. Katastrofy naturalne, takie jak susze, fale upałów, burze itp. rokrocznie przyczyniają się do coraz większych strat finansowych w skali globu szacowanych na setki miliardów dolarów. Realizacja projektów zielonej transformacji do tej pory wiązała się głównie z wyzwaniami związanymi ze zmiennością otoczenia prawnego, rynkowego, z koniecznością posiadania ekspertyzy technicznej na etapie przygotowania i realizacji przedsięwzięcia. Jednym z głównych wyzwań  przejścia na gospodarkę nisko- lub zeroemisyjną stanowiły od dawna także wysokie nakłady inwestycyjne i długie okresy zwrotu z inwestycji. Wysoka inflacja i wzrost stóp procentowych rzutują na wszystkie działania inwestycyjne, także w zielonej transformacji. Rosnące stopy powodują konieczność przeliczania na nowo modeli finansowych, ze względu na wzrost kosztów finansowania projektów. Inflacja z kolei utrudnia przeprowadzanie prognoz finansowych. BOŚ jako doświadczony bank specjalistyczny potrafi ocenić ryzyko ekologiczne i finansowe wnioskowanych projektów, a eksperci banku dbają, by w modelach finansowych inwestycji przyjmować optymalne założenia i poziomy rezerw. Małe i średnie firmy generują ponad połowę PKB UE i ponad 60 proc. emisji dwutlenku węgla, dlatego zielona transformacja musi odbywać się z ich udziałem. Dla tych podmiotów dostępne są różne instrumenty finansowania zielonej transformacji: specjalistyczne kredyty, leasing, fundusze europejskie, gwarancje bankowe czy faktoring. W ofercie BOŚ dostępne są także produkty o charakterze preferencyjnym jak np. gwarancje Biznesmax. Dobre projekty dalej mogą liczyć na sfinansowanie.

------------------------------------------------------

Łączymy siły dla bezpieczeństwa energetycznego Polski

Iwona Waksmundzka-Olejniczak, prezes zarządu PGNiG SA

Budowa dużego, silnego koncernu multienergetycznego to jeden z najważniejszych projektów biznesowych, który da impuls do dalszego rozwoju całej polskiej gospodarki. By zająć dobrą pozycję na międzynarodowym rynku i zapewnić na lata bezpieczeństwo energetyczne Polski, musimy zbudować podmiot zdolny skutecznie na tym globalnym rynku konkurować. W przypadku koncernu multi-

energetycznego mówimy nie tylko o sile, ale również wszechstronności. Działalność PKN ORLEN, powiększonego o Grupę LOTOS oraz GK PGNiG, dopełnia się w wielu obszarach. Mamy szeroki portfel koncesji poszukiwawczych i wydobywczych, inwestujemy w alternatywne źródła energii, rozwijamy sektor ciepłowniczy. Mamy rozbudowaną sieć dystrybucyjną i instalacje magazynowe dla gazu ziemnego. Łącząc doświadczenia i kapitał obu podmiotów, znacznie poszerzymy ofertę dla naszych klientów zarówno biznesowych, jak i indywidualnych. Jako jeden koncern zyskamy także zupełnie nową pozycję negocjacyjną zarówno w przypadku zakupu surowców, jak i wejścia na międzynarodowy rynek obrotu paliwami i energią. To z pewnością wzmocni konkurencyjność polskiej gospodarki. 

Dzięki połączeniu sił z PKN ORLEN uzupełnimy nasze kompetencje w magazynowaniu i dystrybucji gazów o technologie produkcyjne, opracowywane obecnie przez spółkę naftową. Grupa Kapitałowa PGNiG dysponuje największą w Europie, liczącą ponad 190 tys. km siecią dystrybucyjną. Jest też jedynym podmiotem posiadającym podziemną infrastrukturę magazynową dla gazu ziemnego. Takie unikalne zasoby nie tylko pozwalają rozwijać rynek gazu ziemnego w Polsce, ale też umożliwią realizację projektów wodorowych i biometanowych. Wraz z ORLEN Południe, przy pomyślnym wprowadzeniu właściwych regulacji, będziemy rozwijać sieć nowoczesnych biometanowni w całej Polsce. Zarówno w przypadku wodoru, jak i biometanu, mówimy o budowaniu nowych sektorów gospodarki od podstaw. To wymaga ogromnych nakładów finansowych. Działając wspólnie, maksymalizujemy nasze szanse i korzyści.

Wieloletnie doświadczenie PGNiG w poszukiwaniu oraz wydobyciu węglowodorów w kraju i za granicą, posiadane przez spółkę w tym zakresie kompetencje i jej profesjonalny zespół specjalistów, w połączeniu z podmiotami sektora upstream Grupy LOTOS i PKN ORLEN, wpłyną na poszerzenie możliwości rozwoju działalności w koncernie multienergetycznym, a w efekcie na poprawę bezpieczeństwa energetycznego Polski.

Wyjątkowe czasy wymagają całościowej wizji rozwoju i efektu skali. Synergie i strategiczne sojusze to dobrze przemyślany krok. Naszym obowiązkiem w dłuższej perspektywie jest patrzenie w przyszłość. Połączenie PGNiG z PKN ORLEN zapewni nam efekt synergii i korzystny rachunek ekonomiczny, niezbędny do stawienia czoła czekającym nas wyzwaniom.

My Company Polska wydanie 9/2022 (84)

Więcej możesz przeczytać w 9/2022 (84) wydaniu miesięcznika „My Company Polska”.


Zamów w prenumeracie

ZOBACZ RÓWNIEŻ

POLECAMY