2/2015 Energetyka Cieplna i Zawodowa

TEMAT NUMERU

Efektywnie zarządzać energią Wywiad z Prezesem URE Maciejem Bando > 24

Grupa Zakupowa – platforma > 28 redukcji kosztów

Pożar w Elektrowni TILBURY > 70

SPIS TREŚCI

Elektroenergetyka

Czy Europa stanie się gospodarczą prowincją?

Henryk Kaliś

48 Dziewięć bolączek Jacek Malko 51 Przewidzieć przyszłość…

Bożena Boryczko, Zygmunt Kolenda, Wojciech Nowak 56 Opole wychodzi z ziemi Aldona Senczkowska-Soroka

16

60 Odpad czy nie odpad Katarzyna Mędraś 64 BIOelektrociepłownia Włodzimierz Kotowski, Eduard Konopka 66 Efekt dźwigni wywiad z Małgorzatą Skuchą

Opole wychodzi z ziemi

Bezpieczeństwo

fotoreportaż z placu budowy

70 Pożar w Elektrowni TILBURY Dorota Brzezińska, Janusz Januszewski

56

Paliwa dla energetyki

74 Energia z odpadów = energia z odnawialnego źródła?

Ryszard Wasielewski 80 Kawerna dla wodoru Kamila Górowska

Nie mówimy już o karach, a o poleceniu zamknięcia źródła wywiad z Adamem Witkiem, prezesem „Energetyki” Sp. z o.o.

Ciepłownictwo

Ochrona środowiska

Fot. photogenica.pl

8

Fot. BMP

8 Czy Europa stanie się gospodarczą prowincją?

Henryk Kaliś 16 Nie mówimy już o karach, a o poleceniu zamknięcia źródła wywiad z Adamem Witkiem 20 Nie tylko wydobywamy…

Bartosz Wojciechowski 24 Polsce nie grozi brak mocy wywiad z Maciejem Bando 28 GRUPA ZAKUPOWA – platforma redukcji kosztów Robert Dankiewicz, Paulina Wojtowicz-Maryjka 32 Energetyczne dylematy Krzysztof Mrówczyński 38 ELEKTROoczyszczalnia Joanna Jaśkowska 42 Tykający zegar REMIT Katarzyna Szwarc 44 Poprawić efektywność w przemyśle…

Dlaczego warto?

Roman Kołodziej

Fot. „Energetyka” Sp. z o.o.

Temat numeru: Rynek energii

Z życia branży

86 Ochrona środowiska musi kosztować Aldona Senczkowska-Soroka, Joanna Jaśkowska

Felieton

90 Wybory = brak bieżących decyzji dla nowych idei gospodarczych Jerzy Łaskawiec

3

od redakcji

Joanna Jaśkowska redaktor wydania tel. 32/415 97 74 wew. 19 e-mail: joanna.jaskowska@e-bmp.pl

Sposób na przetrwanie oszczędzać — oszczędzić 1. «wydawać mało pieniędzy, żeby móc część odłożyć na jakiś cel» 2. «nie wykorzystywać czegoś od razu, zachowując część na później» 3. «starać się zużyć czegoś jak najmniej» 4. «chronić kogoś przed przykrościami lub nie eksploatować czegoś nadmiernie» 5. «darowywać komuś życie» Słownik języka polskiego PWN Słowo „oszczędzanie” nabrało nowego znaczenia we współczesnym świecie. Obecnie człowiek na każdym kroku uczulany jest na to, jak ważne są oszczędności. Musimy oszczędzać, by zapewnić sobie godną starość – nie możemy w tym temacie polegać jedynie na ZUS-ie – ostrzegają specjaliści. Oszczędzania wody i energii uczą się już dzieci od najmłodszych lat. Gospodarka odpadowa również wiąże się z oszczędnością – choćby przestrzeni pod składowanie.

Współczesne pokolenie nastawione jest na oszczędności. Istotne okazują się one też dla przemysłu, który by być opłacalnym, rentownym, nie może odpuścić sobie korzystania z możliwości oszczędzania. A na czym przemysł zaoszczędzić może najwięcej? Na energii, bo to właśnie koszty związane z jej zużyciem mają podstawowe znacznie dla konkurencyjności energochłonnych branż.

Wieści płynące z rynku nie są zbyt optymistyczne: „rosnące średnio o 3,5% rocznie ceny energii elektrycznej dla przemysłu już dziś w UE są dwa razy wyższe niż w USA i Rosji oraz o 20% wyższe niż w Chinach. Jeśli tych proporcji nie uda się szybko zmienić, to światowy wzrost gospodarczy będzie wynikiem działalności gospodarczej na innych kontynentach, a Europa stanie się gospodarczą prowincją, czy nawet pustynią” – zauważa Henryk Kaliś (s. 8). Adam Witek, prezes „Energetyki” Sp. z o.o., Grupa Kapitałowa KGHM Polska Miedź S.A., podkreśla: „Są różne programy pomocowe dla gmin, dla prosumentów, ale w całym tym rozdaniu zapomina się o takich przedsiębiorstwach jak my” (wywiad na s. 16).

Jak przetrwać na niełatwym rynku mają „pożeracze energii”? Gdzie szukać pomocnej ręki, gdy nie możemy liczyć na spadek cen? Na pewno warto postawić na rozwiązania podnoszące efektywność energetyczną i poznać możliwości, jakie daje rynek – m.in. zapoznać się z zakupem energii na giełdzie, grupowymi zakupami, białymi certyfikatami czy usługami redukcji mocy – by stwierdzić, które z nich są dla danej działalności najistotniejsze. Być może rozwiązaniem jest też wybudowanie własnego źródła energii, postawienie na OZE? Na te pytania odpowiedzi znaleźć można zarówno w aktualnym numerze „Energetyki Cieplnej i Zawodowej”, jak i podczas XIII Konferencji Efektywne Zarządzanie Energią w Przemyśle (dawniej: Odbiorcy na Rynku Energii), która odbędzie się 12-13 marca 2015 r. w Czeladzi. Warto się z nimi zapoznać już teraz, bo jak głosił Seneka: „Za późno na oszczędzanie, kiedy widać dno”.

4

ECiZ 2/2015

Wydawca: „BMP bis” spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa KRS: 0000406244, REGON: 242 812 437 NIP: 639-20-03-478 ul. Morcinka 35 47-400 Racibórz tel./fax (032) 415-97-74 tel.: (032) 415-29-21, (032) 415-97-93 energetyka@e-bmp.pl www.kierunekenergetyka.pl

Rada Programowa: prof. Jan Popczyk – przewodniczący, Politechnika Śląska prof. Andrzej Błaszczyk – Politechnika Łódzka Wiesław Chmielowicz – prezes ECO Opole SA dr hab. inż. Maria Jędrusik – prof. nadzw. Politechniki Wrocławskiej Mieczysław Kobylarz – dyrektor GDF SUEZ Energia Polska S.A. prof. Stanisław Mańkowski – Politechnika Warszawska Katarzyna Muszkat – prezes zarządu ZE PAK SA dr inż. Mariusz Pawlak – Politechnika Warszawska Waldemar Szulc – wiceprezes zarządu PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA PGE Elektrownia Bełchatów S.A. prof. dr hab. inż. Artur Wilczyński – Politechnika Wrocławska Adam Witek – prezes zarządu „Energetyka” sp. z o.o. Grupa Kapitałowa KGHM Polska Miedź S.A. prof. nadzw. dr hab. inż. Krzysztof Wojdyga – Politechnika Warszawska prof. Jacek Zimny – Akademia Górniczo-Hutnicza w Krakowie

Prezes zarządu BMP’ Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Sp. k.

Adam Grzeszczuk Redaktor naczelny Przemysław Płonka Redakcja Joanna Jaśkowska, Aldona Senczkowska-Soroka Redakcja techniczna: Marek Fichna, Maciej Rowiński Prenumerata, kolportaż Aneta Jaroszewicz Sprzedaż: Beata Fas, Magda Kozicka, Ewa Zygmunt, Jolanta Mikołajec

Druk: FISCHER POLIGRAFIA Cena 1 egzemplarza – 25,00 zł Wpłaty kierować należy na konto: Bank Spółdzielczy w Raciborzu Nr konta: 40 8475 0006 2001 0014 6825 0001 Prenumerata krajowa: Zamówienia na prenumeratę instytucjonalną przyjmuje firma Kolporter Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością S.K.A.. Informacje pod numerem infolinii 0801 40 40 44 lub na stronie internetowej http://dp.kolporter.com.pl/

Magazyn kierowany jest do prezesów, dyr. ds. technicznych i głównych specjalistów (mechaników, automatyków, energetyków) reprezentujących branżę energetyczną, organizatorów targów, sympozjów, imprez branżowych, urzędów, ministerstw, instytutów, wyższych uczelni oraz biur projektowych.

Redakcja nie odpowiada za treść reklam.

Niniejsze wydanie jest wersją pierwotną czasopisma Wykorzystywanie materiałów i publikowanie reklam opracowanych przez wydawcę wyłącznie za zgodą redakcji. Redakcja zastrzega sobie prawo do opracowywania nadesłanych tekstów oraz dokonywania ich skrótów, możliwości zmiany tytułów, wyróżnień i podkreśleń w tekstach.

Artykułów niezamówionych redakcja nie zwraca.

Fot. BMP’. Fot na okładce: photogenica.

zdjęcie numeru zdjęcie numeru

KAMIEŃ MILOWY INWESTYCJI

Fot. TAURON Ciepłol

TAURON Ciepło posadowił na fundamencie generator w budowanym bloku energetycznym 50 MWe i 86 MWt w Zakładzie Wytwarzania Tychy

ECiZ 2/2015

5

z portalu kierunekenergetyka.pl RWE zwiększy moc RWE powiększy swój portfel energetyki wiatrowej w Polsce do 242 MW, dzięki czemu zasili 250 tysięcy gospodarstw domowych w energię elektryczną. fot. freeimages.com

– Polska jest jednym z kluczowych rynków, na których RWE planuje inwestycje w odnawialne źródła energii, przede wszystkim w sektorze energetyki wiatrowej.

Rozbudowa parku wiatrowego Nowy Staw to już drugi, po rozpoczęciu budowy farmy wiatrowej w Opalenicy, realizowany przez nas w tym roku projekt wiatrowy. Do końca 2015 r. planujemy zwiększyć nasz portfel energetyki wiatrowej w Polsce do 240 MW – powiedział Robert Macias, członek zarządu RWE Renewables Polska. Źródło: RWE

Fortum rozbudowuje sieć ciepłowniczą we Wrocławiu zakończono Prace związane z podłączeniem obszaru Kępy Mieszczańskiej do wrocławskiej sieci ciepłowniczej.

Wrocławska sieć ciepłownicza, należąca do Fortum, jest stale modernizowana i rozbudowywana, jednak po raz pierwszy firma jednorazowo podłączyła tak duży obszar miejski.

Ze względów technologicznych, a także estetycznych, Fortum poprowadziło sieć ciepłowniczą pod dnem Odry. Aby było to możliwe, firma wywierciła przecisk o łącznej długości 217,5 metra. Źródło i fot.: Fortum

6

ECiZ 2/2015

Umowa na budowę stacji uzdatniania wody w Elektrowni Opole – Nowa instalacja będzie uzdatniać wodę dla czterech eksploatowanych bloków Elektrowni Opole i dwóch nowych, które od roku są w budowie – powiedział dyrektor Elektrowni Opole Adam Żurek.

Termin realizacji zadania określony został na maj 2018 roku.

Docelowo stacja będzie przygotowywała prawie 180 tys. m3 wody na dobę. Jest to wielkość odpowiadająca dobowemu

przygotowaniu wody przez wodociągi warszawskie. Wartość podpisanej umowy wynosi 286 mln złotych netto. Źródło i fot.: PGE GiEK

ENERGA: drugi stopień na Wiśle Zakończone czteroletnie badania wpływu inwestycji na środowisko otwierają drogę do uzyskania podstawowego pozwolenia – decyzji środowiskowej.

Głównym celem planowanej inwestycji jest zabezpieczenie Kujaw i Pomorza oraz całego odcinka Dolnej Wisły przed katastrofą istniejącego od ponad 40 lat stopnia wodnego we Włocławku, a także zmniejszenie ryzyka powodziowego Wisły poniżej istniejącej zapory. Inwestycja zwiększy także potencjał energetyczny regionu. Projekt zakłada budowę drugiego stopnia wodnego wraz z elektrownią wodną i infrastrukturą towarzyszącą w miejscowości Siarzewo położonej w 708 kilometrze Wisły. Planowana moc elektrowni wodnej wyniesie ok. 80 MW. Źródło i fot.: ENERGA

zdjęcie numeru z portalu kierunekenergetyka.pl

Ruszyła ekologiczna instalacja w ENEA Wytwarzanie

Veolia inteligentnie ogrzeje Warszawę

Warszawska sieć ciepłownicza zostanie wyposażona w innowacyjną infrastrukturę, która umożliwi monitorowanie poszczególnych elementów oraz zarządzanie nimi na odległość. Dotychczas każda zmiana ustawień była wprowadzana „ręcznie” w konkretnych lokalizacjach. Teraz kontrola nad 3 przepompowniami, 79 komorami ciepłowniczymi oraz 2,5 tys. węzłami ciepłowniczymi będzie realizowana zdalnie. Źródło: Veolia fot. freeimages.com

W białostockiej elektrociepłowni ENEA Wytwarzanie pracują dwa kotły opalane biomasą. Oba powstały w wyniku konwersji istniejących kotłów węglowych.

Pozwoliło to w dużym stopniu ograniczyć zużycie węgla i zredukować emisję dwutlenku węgla.

Veolia Energia Warszawa S.A. wprowadza w stolicy „Inteligentną Sieć Ciepłowniczą”. Projekt pozwoli na redukcję emisji dwutlenku węgla nawet o 14 tys. ton rocznie oraz przybliży miasto do modelu „Smart City”.

Więcej pieniędzy na modernizację sieci

Kolektory podgrzeją wodę w basenie Na dachu budynku Centrum Sportu Akademickiego Politechniki Gdańskiej zamontowane zostały 43 kolektory słoneczne. Dzięki nim podgrzewana będzie woda w basenach pływackich. fot. freeimages.com

Dzięki zamontowaniu kolektorów, o 188,86 GJ rocznie zmniejszy się zapotrzebowanie na ciepło potrzebne do podgrzania ciepłej wody. O 23 tony na rok zmniejszy się emisja dwutlenku węgla do atmosfery. Źródło: WFOŚiGW w Gdańsku

MPEC Tarnów otrzymał 5 089 765,41 zł dodatkowej dotacji na rozszerzenie programu modernizacji sieci ciepłowniczej w Tarnowie. Wartość całego projektu to blisko 55 milionów złotych, dotacja z Unii Europejskiej stanowi ponad 30 milionów złotych.

Dodatkowa dotacja została przyznana na likwidację wymiennikowni grupowych m.in. przy ul. Szpitalnej i ul. Siennej w Tarnowie, z których ciepło dostarczane jest do 111 budynków w mieście. Stare wymiennikownie zastąpi 111 nowoczesnych węzłów cieplnych, co dla odbiorców ma szczególne znaczenie.

Od jesieni 2015 roku prawie wszystkie budynki w Tarnowie będą zasilane w ciepło z węzłów indywidualnych, które umożliwią dostosowanie dostaw ciepła do potrzeb mieszkańców poszczególnych budynków, a miejska sieć ciepłownicza będzie jedną z najnowocześniejszych w Polsce. Źródło: MPEC Tarnów Fot. BMP

Układ Odzysku Ciepła to innowacyjny projekt. Jak podkreślał podczas sympozjum prezes zarządu ENEA Wytwarzanie Krzysztof Sadowski, to pierwsza taka instalacja w Polsce na skalę przemysłową: – Zbudowaliśmy ją opierając się na doświadczeniach naszych partnerów ze Szwecji.

Technologia pozwala zwiększyć produkcję ciepła z kotła biomasowego bez dodatkowego zużycia paliwa. Dzięki inwestycji w nowoczesny system odzysku ciepła, ENEA Wytwarzanie znacznie zredukowała emisję zanieczyszczeń do atmosfery, jednocześnie zwiększając całkowitą sprawność elektrociepłowni – podkreślał prezes Sadowski. Źródło i fot.: ENEA Wytwarzanie

Smart Toruń Do końca 2015 na terenie województwa kujawsko-pomorskiego powstanie jeden z najbardziej nowoczesnych elementów systemu elektroenergetycznego w Polsce. Całkowity koszt rozpoczętej już inwestycji to 81,6 mln zł.

Projekt „Smart Toruń” obejmuje rozwój aplikacji do komunikacji z licznikami zdalnego odczytu oraz przygotowanie specjalnych systemów informatycznych do obsługi i zarządzania siecią.

W miejscowości Wygoda, w gminie Czernikowo, na terenie 7,7 ha wybudowana zostanie elektrownia fotowoltaiczna o mocy szczytowej – 3,8 MW. W gminach powstanie inteligentna sieć oświetleniowa z zastosowaniem energooszczędnych lamp. Do jej obsługi zaprojektowane zostanie specjalne oprogramowanie, które będzie połączone z dotychczasowymi systemami. Źródło: ENERGA Operator.

ECiZ 2/2015

7

TEMAT NUMERU: Rynek energii

Czy Europa stanie się gospodarczą prowincją?

Henryk Kaliś

Prezes IEPiOE, Przewodniczący FOEEiG, Przewodniczący FORUMCO2

Gospodarka europejska stabilizuje się po głębokim kryzysie, choć widać szereg zjawisk, które tę korzystną tendencję mogą odwrócić. Najważniejsze z nich to rosnące średnio o 3,5% rocznie ceny energii elektrycznej dla przemysłu, już dziś w UE dwa razy wyższe niż w USA i Rosji oraz o 20% wyższe niż w Chinach. Jeśli tych proporcji nie uda się szybko zmienić, to światowy wzrost gospodarczy będzie wynikiem działalności gospodarczej na innych kontynentach, a Europa stanie się gospodarczą prowincją, czy nawet pustynią.

8

ECiZ 2/2015

Fot. www.photogenica.pl

TEMAT NUMERU: Rynek energii

ECiZ 2/2015

9

TEMAT NUMERU: Rynek energii

K

oszty energii mają zasadnicze znaczenie dla konkurencyjności energochłonnych branż europejskiego przemysłu. Bez taniej energii nie będzie w Europie i w Polsce produkcji wyrobów chemicznych, nawozów, miedzi, cynku, ołowiu, cyny, aluminium, stali, cementu, wapna, szkła, papieru, materiałów budowlanych, nie będzie tysięcy kooperujących z przemysłem małych i średnich przedsiębiorstw, nie będzie rozwoju napędzanych wzrostem gospodarczym usług. Nie będzie też wielkoskalowej energetyki, bo spadnie drastycznie zapotrzebowanie na energię, a ludzi tracących pracę nie będzie stać na płacenie rosnących rachunków za energię.

Co więc będzie?

To pytanie winni sobie zdać urzędnicy Komisji Europejskiej, którzy wprowadzili na obszarze Unii Europejskiej największy w jej historii system podatkowy w postaci Europejskiego Systemu Handlu Uprawnieniami do Emisji, i którzy dekretują od lat oderwane od warunków i możliwości krajów członkowskich poziomy redukcji emisji CO2.

Ale na to pytanie odpowiedzi winni udzielić także przedstawiciele polskiego rządu, którzy nie dostrzegają, bądź bagatelizują, zagrożenia, jakie dla polskiego przemysłu niesie unijna polityka klimatyczna oraz polska polityka energetyczna i fiskalna. Którzy zapominają, że polski przemysł funkcjonuje na rynkach globalnych, że rynek europejski staje się jednym wielkim wspólnym rynkiem, a o tym, kto i gdzie produkuje decydują koszty tej produkcji. Paradoksalnie jedynie kryzys gospodarczy, i w jego konsekwencji niskie ceny uprawnień do emisji CO2, pozwoliły przetrwać ostatnie lata polskim energochłonnym firmom w dobrej kondycji, bez spektakularnych upadłości i drastycznych redukcji wielkości produkcji.

Powiało optymizmem Takiej sytuacji nie da się bagatelizować w nieskończoność. Komisja Europejska musiała pokazać, że dostrzega zagrożenia, jakie dla gospodarki europejskiej niesie destrukcja przemysłu. Na początku 2014 r. powiało optymizmem. Komisja skierowała do parlamentu europejskiego, rady, europejskiego komitetu ekonomiczno-społecznego i komitetu regionów komunikat w sprawie działań na rzecz odrodzenia przemysłu europejskiego. W środowiskach przemysłowych zaczęto mówić o reindustrializacji i wzroście udziału europejskiego przemysłu w przychodach budżetowych UE. Niestety aktywność KE w tym zakresie ograniczyła się do apelu do państw członkowskich o uznanie krytycznej roli przemysłu jako dźwigni wzrostu gospodarczego i tworzenia miejsc pracy oraz do priorytetowego traktowania problemu jego konkurencyjności. KE jedynie zachęciła do podjęcie działań na rzecz modernizacji przemysłu poprzez inwestycje w sferze innowacji, wprowadzanie nowych technologii, stworzenie ekologicznie czystych pojazdów

10

ECiZ 2/2015

i statków wodnych, wdrożenie jednolitego rynku usług telekomunikacyjnych, wprowadzenie sieci cyfrowych, budowę infrastruktury kosmicznej czy stymulowanie inwestycji w innowacyjność i nowe technologie. KE nie dostrzegła bieżących problemów zakładów przemysłowych funkcjonujących realnie w europejskiej gospodarce, borykających się z konkurencją na rynkach globalnych. Bezpośrednio nie oferuje nic walczącym o przetrwanie energochłonnym branżom europejskiego przemysłu!!!

A przecież działalność przemysłowa łączy w powiązane łańcuchy wartości największe oraz małe i średnie przedsiębiorstwa w obrębie sektorów, jak i między państwami, finansuje 80% unijnego eksportu i 80% prywatnych nakładów na badania naukowe i innowacje w UE, każde dodatkowe miejsce pracy w przemyśle tworzy 2 miejsca pracy w innych sektorach, a przemysł UE generuje nadwyżkę wymiany handlowej w wysokości 365 mld €/rok.

Tymczasem udział przemysłu w łącznym unijnym PKB, który do niedawna kształtował się na poziomie 15% ciągle spada!!!

Jakie są możliwości ochrony europejskiego przemysłu przed kosztami energii?

Przydział darmowych uprawnień do emisji CO2

Zakłady przemysłowe objęte Europejskim Systemem Handlu Uprawnieniami do Emisji (ETS) ponoszą koszty emisji CO2 w dwojaki sposób. Kupując je bezpośrednio na potrzeby produkcyjne oraz pośrednio w cenie zużywanej energii elektrycznej (tzw. emisje pośrednie). Te z sektorów non-ETS ponoszą jedynie koszty emisji pośrednich. Podstawowym narzędziem służącym ochronie konkurencyjności europejskiego przemysłu przed kosztami polityki klimatycznej, których nie ponoszą producenci poza Europą, jest przydział darmowych uprawnień do emisji CO2.

Zasady ich przyznawania są różne w zależności od tego, czy przedsiębiorstwo objęte ETS-em znajduje się na liście sektorów/podsektorów uznanych za narażone na znaczące ryzyko „ucieczki emisji” (przenoszenia działalności produkcyjnej poza obszar UE), czy też nie. W założeniach samo umieszczenie na takiej liście winno uprawniać do przydziału darmowych uprawnień w liczbie pokrywającej 100% zapotrzebowania.

W praktyce jest jednak zupełnie inaczej. Z uwagi na określone przez KE zasady wyznaczania całkowitej liczby uprawnień do emisji na obszarze UE, przemysł otrzymuje je w ilościach niewystarczających na pełne pokrycie potrzeb produkcyjnych. Ich ostateczna liczba jest efektem priorytetu, którym dla KE jest cel redukcyjny realizowany również kosztem utraty konkurencyjności przede wszystkim przedsiębiorstw narażonych na ucieczkę emisji. Metodyka ich wyliczania zakłada bowiem wieloetapowe zmniejszanie ich ostatecznej liczby.

Wstępnie określona na dany rok przez kraje członkowskie pula uprawnień do emisji dla całej UE

numeru TEMAT NUMERU: Rynekzdjęcie energii

pomniejszana jest o 5% rezerwę przeznaczaną dla nowych instalacji.

Przydział bezpłatnych uprawnień dla procesów przemysłowych odbywa się w oparciu o wskaźniki emisji liczone na jednostkę produkcji, tzw. benchmarki określające bazowe poziomy emisji poniżej rzeczywistych potrzeb instalacji (teoretycznie 100% dla sektorów narażonych na ucieczkę emisji, dla pozostałych sektorów: 80% w 2013 r., 30% w 2020 r., i 0% w 2027 r.). W efekcie liczba darmowych uprawnień do emisji CO2 dla potrzeb technologicznych instalacji znajdujących się na liście zagrożonych ucieczką emisji pokrywa ich zapotrzebowanie średnio w UE zaledwie w 75%.

KE wyznaczyła wskaźnik jednostkowej emisji CO2 dla produkcji ciepła w oparciu o emisyjność instalacji opalanych paliwem gazowym. Jest to szczególnie niekorzystne dla polskiego przemysłu, który produkuje ciepło głównie z węgla, uzyskując jednak darmowe uprawnienia do emisji CO2 w oparciu o emisyjność ciepłowni i elektrociepłowni gazowych. W efekcie liczba darmowych uprawnień do emisji CO2 na potrzeby instalacji przemysłowych znajdujących się na liście zagrożonych ucieczką emisji pokrywa ich zapotrzebowanie średnio zaledwie w 73%.

Wyliczona w oparciu o benchmarki, pomniejszona o rezerwę na nowe instalacje, zmniejszona przez benchmark gazowy dla produkcji ciepła liczba darmowych uprawnień dodatkowo jest redukowana poprzez zastosowanie określonych dla lat 2013–2020 międzysektorowych współczynników korygujących.

Celem ich stosowania jest zapewnienie założonego tempa rocznego zmniejszania liczby uprawnień do emisji CO2 w całej UE o 1,73%.

W efekcie liczba darmowych uprawnień do emisji CO2 przydzielanych w Polsce instalacjom przemysłowym znajdującym się na liście zagrożonych ucieczką emisji, pokrywa ich zapotrzebowanie średnio w 65%.

Dyrektywa PE i Rady nr 2009/29/WE zasadniczo nie przewiduje przydziału darmowych uprawnień

do emisji dla producentów energii elektrycznej.

Uprawnienie takie uzyskały jedynie przejściowo kraje – w tym Polska, w których w roku 2006 ponad 30% energii elektrycznej było wytwarzane z paliwa kopalnego jednego rodzaju, a PKB na mieszkańca w cenach rynkowych nie przekroczył 50% średniego PKB we Wspólnocie. Przy czym środki o wartości uzyskanych w ten sposób darmowych uprawnień do emisji muszą być przeznaczone na modernizację wytwarzania energii elektrycznej. Liczba kupowanych przez polskich energetyków uprawnień do emisji na aukcjach ma olbrzymie znaczenie dla kosztów „emisji pośrednich” ponoszonych przez odbiorców przemysłowych (w rosnących cenach energii elektrycznej; rys. 1).

Widząc zagrożenia, jakie dla konkurencyjności europejskiego (a przede wszystkim polskiego) przemysłu niesie wzrost cen energii elektrycznej wywołany kosztami zakupu uprawnień do emisji CO2, Komisja Europejska stworzyła zapisy prawne, w oparciu o które kraje członkowskie mogą ten wzrost rekompensować.

RYS. 1 Udział uprawnień do emisji CO2 kupowanych przez polską energetykę do 2030 r., w jej zapotrzebowaniu

System rekompensat finansowych dla firm narażonych na „ucieczkę emisji” Dyrektywa PE i Rady 2009/29/WE z dnia 23 kwietnia 2009 r. art. 10a pkt. 6 pozwala państwom członkowskim na przeznaczanie środków finansowych (wprowadzenie systemów rekompensat) na rzecz sektorów lub podsektorów, które uznaje się za narażone na znaczące ryzyko ucieczki emisji (przenoszenia działalności produkcyjnej do krajów o niższych kosztach energii), z powodu wzrostu cen energii elektrycznej wywołanego kosztami emisji gazów cieplarnianych.

Zasady przyznawania rekompensat zostały sprecyzowane w Komunikacie KE określającym „Wytyczne w sprawie niektórych środków pomocy państwa w kontekście systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych po 2012 r.”. „Systemy rekompensat” wprowadzane przez kraje członkowskie muszą być zgodne z obowiązującymi w UE zasadami udzie-

ECiZ 2/2015

11

TEMAT NUMERU: Rynek energii

RYS. 2 Kraje, które wprowadziły „systemy rekompensat”.

Aktualnie prace nad wprowadzeniem „systemów rekompensat” prowadzą również: Słowacja, Rumunia i Grecja

TAB. 1 Podstawowe informacje na temat „systemów rekompensat” wprowadzonych przez niektóre kraje UE

12

ECiZ 2/2015

lania pomocy publicznej. Wysokość przekazywanych środków wylicza się w oparciu o wskaźniki „ex ante” określające zużycie energii elektrycznej przypadające na jednostkę produkcji. Oblicza się je jako iloczyn zużycia energii elektrycznej i krajowego lub obszarowego współczynnika emisji CO2 wynikającego ze struktury produkcji energii elektrycznej. Część krajów UE „systemy rekompensat” już wprowadziła, część nad ich wprowadzeniem pracuje (rys. 2).

W sytuacji, gdy Komisja Europejska podjęła skuteczne działania, w celu podniesienia cen uprawnień do emisji CO2 poprzez: • stworzenie w ramach EU ETS rezerwowej puli uprawnień do emisji CO2 i możliwość sterowania ich liczbą na rynku (Market Stability Reserve); • przesunięcie 900 mln ton uprawnień z puli przypadającej na lata: 2013, 2014 i 2015, i ich sprzedaż w latach 2019-2020, • ochrona europejskiego przemysłu przed rosnącymi kosztami energii wywołanymi polityką klimatyczną stała się koniecznością.

Należy podkreślić szczególną potrzebę wprowadzenia „systemu rekompensat” w Polsce, gdzie energię

elektryczną produkuje się z węgla (paliwa o największej emisyjności), i gdzie koszty „emisji pośrednich” są najwyższe w UE. Przyjęte przez Radę Europejską, wypracowane w dniach 23 i 24 października 2014 r. „Konkluzje w sprawie ram polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030”, stawiają wiążący cel unijny zakładający ograniczenie emisji gazów cieplarnianych do roku 2030 przez sektory objęte unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji o 43% w stosunku do 2005 r.

Brak adekwatnego do stawianych celów postępu w technologiach produkcji nie upoważnia do forsowania tak drastycznych ograniczeń.

W tej sytuacji mało wiarygodnie brzmią deklaracje przedstawicieli polskiego sektora energetycznego, iż „przyjęty w październiku na szczycie w Brukseli pakiet klimatyczno-energetyczny UE na lata 2020-2030 pozwoli na obniżkę poziomu CO2 w atmosferze, a jednocześnie nie obciąży zbytnio polskiej gospodarki”.

Z wielkimi nadziejami energochłonne branże polskiego przemysłu przyjęły deklarację prezesa zarządu Polskiej Grupy Energetycznej, Marka Woszczyka, iż „sektor energetyczny dzięki temu będzie w stanie niwelować wpływ nowych regulacji na ceny energii elektrycznej".

numeru TEMAT NUMERU: Rynekzdjęcie energii RYS. 3 Różny, w efekcie zróżnicowanej struktury produkcji energii elektrycznej, wzrost cen energii elektrycznej wywołany kosztem uprawnień do emisji CO2 w krajach UE

RYS. 4 Koszt zakupu uprawnień do emisji CO2 w cenie energii elektrycznej po 2020 r. [zł/MWh] dla różnych cen uprawnień do emisji [€/tonę]

Deklaracje te oznaczają dla nas, że energetyka zawodowa weźmie na siebie ryzyko pokrycia wzrostu kosztów produkcji energii elektrycznej po 2020 r. wynikające ze spodziewanego wzrostu cen uprawnień do emisji CO2, a darmowe uprawnienia w ilości 23% zapotrzebowania będą w tym celu całkowicie wystarczające.

W ocenie Forum Odbiorców Energii Elektrycznej i Gazu upubliczniane przez firmy konsultingowe związane z energetyką informacje, jakoby nie groził nam wzrost cen uprawnień do emisji CO2 do poziomu przekraczającego 8 €/tonę, są niedozwoloną i szkodliwą manipulacją, która prowadzi do utrwalenia wśród rządzących nieprawdziwego obrazu faktycznej sytuacji, w jakiej znalazły się energochłonne branże polskiego przemysłu. To nie energetyka ostatecznie poniesie rosnące koszty produkcji energii elektrycznej.

Przeniesie je jedynie na odbiorców, co w warunkach zamkniętego polskiego rynku energii elektrycznej nie będzie trudne. Być może potencjalny wzrost kosztów produkcji zrekompensuje sobie, wprowadzając Rynek Mocy skutecznie promowany przez Operatora Systemu Przesyłowego.

Podatek akcyzowy od energii elektrycznej Już w 2003 r. Dyrektywa 2003/96/WE o opodatkowaniu produktów energetycznych dała krajom członkowskim UE możliwość stosowania preferencyjnych stawek, wyłączeń lub zwrotu zapłaconego podatku akcyzowego od energii elektrycznej zużywanej: w procesach energochłonnych, lub przez przedsiębiorstwa energochłonne (co miało zapobiec utracie przez producentów energochłonnych konkurencyjności).

Art. 2 pkt. 4

Dyrektywa nie ma zastosowania do energii elektrycznej wykorzystywanej do celów redukcji chemicznej oraz w procesach elektrolitycznych i metalurgicznych.

Art. 6

Państwa członkowskie mogą przyznać zwolnienia lub obniżki w poziomach opodatkowania bezpośrednio, poprzez zróżnicowaną stawkę albo poprzez refundowanie opodatkowania.

Art.17 pkt. 2

Państwa członkowskie mogą stosować obniżki podatku dotyczącego energii elektrycznej dla zakładów energochłonnych.

Art. 2 pkt. 4

Wspólnotowy system akcyzy nie ma zastosowania do energii elektrycznej wykorzystywanej do celów: (i) redukcji chemicznej, (ii) w procesach elektrolitycznych, metalurgicznych i mineralogicznych, (iii) w branżach o wysokiej energochłonności, gdy energia elektryczna stanowi ponad 50% kosztu produktu.

ECiZ 2/2015

13

TEMAT NUMERU: Rynek energii Praktycznie wszystkie kraje UE oprócz Polski, Łotwy, Cypru i Portugalii z możliwości tych skorzystały.

Minimalne, określone w ww. dyrektywie stawki podatku akcyzowego wynoszą 0,5 €/MWh dla zastosowań gospodarczych i 1 €/MWh dla pozostałych podmiotów.

Polska stosuje stawkę akcyzy wynoszącą 20 zł/MWh, jedną z najwyższych w UE. Jej nośnikiem jest zużywana energia elektryczna, a sposób naliczania nie różnicuje odbiorców ani według kryterium celu, w jakim ją zużywają, ani też wielkości tego zużycia.

Redukcja kosztów systemów wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej (OZE) KE uznając, iż koszty generowane przez systemy wsparcia rozwoju OZE, osiągnęły poziom zagrażający funkcjonowaniu przedsiębiorstw produkcyjnych, wydała „Wytyczne w sprawie pomocy państwa na ochronę środowiska i cele związane z energią, w latach 2014-2020” (EEAG 2014-2020). Uprawniają one kraje członkowskie do wprowadzania redukcji kosztu OZE, jeśli beneficjenci pomocy pokrywają co najmniej 15% tych kosztów. Ponadto KE, mając na uwadze znaczny wzrost dopłat na energię ze źródeł odnawialnych, dopuściła dalsze ograniczenie wysokości kosztów OZE do 4% wartości dodanej brutto, a dla przedsiębiorstw o intensywności zużycia energii elektrycznej wynoszącej co najmniej 20% do 0,5% wartości dodanej brutto danego przedsiębiorstwa.

Wprowadzenie ustawą o OZE racjonalizacji systemu wsparcia rozwoju energetyki odnawialnej w Polsce było niezbędne. FOEEiG od lat sygnalizowało, iż niekontrolowany i nadmiernie wspierany rozwój OZE prowadzi do destrukcji polskiej gospodarki, i zubaża polskich obywateli. Dziesiątki miliardów zł wyprowadzone przez lata z polskich firm mogło być z pewnością lepiej wydane, np. na rozwój wysokosprawnej kogeneracji czy poprawę efektywności energetycznej.

O faktycznej wysokości jednostkowego kosztu systemu wsparcia OZE zadecyduje dynamika przechodzenia instalacji istniejących z systemu kolorowych certyfikatów na system aukcyjny oraz poziom ofert cenowych

RYS. 5 Mapa przedstawiająca, które kraje skorzystały z preferencji akcyzowych

14

ECiZ 2/2015

składanych na aukcjach. Kluczowe znaczenie będzie tu miała jednak sytuacja rynkowa zależna od proporcji pomiędzy wielkością krajowej produkcji energii elektrycznej w OZE, a celami wyznaczonymi na kolejne lata w tym zakresie.

Polska już w dniu 11 września 2013 r. złożyła KE wniosek notyfikacyjny w sprawie projektu programu SA.37345 (2013/N) Polska – Zmniejszenie obciążeń wynikających z obowiązku certyfikatowego dla odbiorców energochłonnych. Obejmował on rozwiązania redukujące koszty systemów wsparcia zarówno OZE, jak i CHP. Od tamtej pory Komisja, w ramach postępowania notyfikacyjnego, zadała kilka serii pytań, z których znaczna część odnosiła się do legalności samych systemów wsparcia. Wydaje się, że KE celowo przeciągała postępowanie, by proponowane przez Polskę rozwiązania podlegały jej ocenie w świetle Wytycznych KE, które w tamtym czasie przechodziły przez ostatnią fazę konsultacji. Ostatecznie uzgodniono, iż redukcje w finansowaniu wsparcia na rzecz OZE mogą być w Polsce przyznane wyłącznie podmiotom należącym do sektorów wymienionych w załączniku nr 3 do Wytycznych z 2014 r. Wyłączono również z postępowania notyfikacyjnego redukcję kosztu kogeneracji.

Uzgodnione z KE, wymienione poniżej, rozwiązania do polskiego systemu prawnego wprowadzono w formie poprawek do ustawy o odnawialnych źródłach energii.

• Odbiorcy Przemysłowi, którzy złożyli Prezesowi URE odpowiednie oświadczenie i dla których koszt energii elektrycznej w wartości dodanej brutto wyniósł: - nie mniej niż 3% i nie więcej niż 20%, uzyskali uprawnienie do redukcji 20% kosztu OZE, - ponad 20% i nie mniej niż 40%, uzyskali uprawnienie do redukcji 40% kosztu OZE, - ponad 40% i więcej wartości dodanej brutto, uzyskali uprawnienie do redukcji 85% kosztu OZE. • Uprawniono Odbiorców Przemysłowych do redukcji kosztu OZE za 2015 r.

numeru TEMAT NUMERU: Rynekzdjęcie energii • Ustalono poziom obowiązku za 2015 r. na 14%.

• Zobowiązano Odbiorców Przemysłowych do wywiązania się z jego realizacji do 30 czerwca 2016 r.

• Uprawniono Prezesa URE do odstąpienia od wymierzenia kary w przypadku, gdy przedsiębiorstwo energetyczne wykonało w niepełnym zakresie obowiązek zakupu praw majątkowych, przyjmując oświadczenie odbiorcy zawierające nieprawdziwe lub wprowadzające w błąd dane.

• Wycofano z ustawy prawo energetyczne zapisy o redukcji kosztu świadectw pochodzenia z kogeneracji, utrzymując uprawnienie do samodzielnego wywiązywania się z tego obowiązku dla odbiorców zużywających powyżej 100 GWh energii elektrycznej rocznie.

Redukcja kosztów systemów wsparcia rozwoju wysokosprawnej kogeneracji (CHP) Pod względem zasad funkcjonowania, system wsparcia CHP w polskich warunkach jest bliźniaczy do systemu wsparcia OZE. Ciężar jego finansowania jest ponoszony przez odbiorców końcowych, a największe obciążenia przypadają na odbiorców energochłonnych.

Ich sytuacja faktyczna i prawna w kontekście tych dwóch systemów wsparcia jest analogiczna i nie ma uzasadnienia, aby ulgi związane z nabyciem certyfikatów CHP spełniające kryteria Wytycznych zostały uznane za niezgodne z rynkiem wewnętrznym. W związku z tym Polska zapowiedziała kontynuację starań o wprowadzenie redukcji kosztów systemu wsparcia CHP w odrębnym postępowaniu. Stanowisko to uzasadnia znaczny poziom kosztów CHP ponoszonych przez Odbiorców Przemysłowych.

Bariery rozwoju przemysłu w UE • Nieelastyczne Otoczenie biznesu, przeregulowanie.

• Wyższe ceny energii w stosunku do głównych konkurentów spoza UE. • Różne w różnych krajach UE ramy prawne uniemożliwiające realne wprowadzenie wspólnego, europejskiego, opartego o zasady uczciwej konkurencji, zintegrowanego rynku energii.

• Niewystarczająca (dla realizacji celu powyżej) infrastruktura sieciowa uniemożliwiająca swobodne fizyczne przepływy energii pomiędzy krajami/ obszarami UE. • Manipulowanie danymi i skomplikowane, oderwane od praktyki definiowanie przez KE parametrów uprawniających do redukcji kosztów/rekompensat finansowych.

RYS. 6 Zależność kosztu jednostkowego OZE od wyznaczonych celów w zakresie produkcji energii elektrycznej z OZE [zł/MWh]

Bariery rozwoju przemysłu w Polsce • Polityka fiskalna, energetyczna i klimatyczna obciążające koszty energii elektrycznej dodatkowymi składnikami kosztowymi.

Redukcja kosztów przesyłu i dystrybucji W różnych krajach UE wprowadzono różne sposoby redukowania kosztów przesyłu i dystrybucji. W Polsce blisko 1/5 ceny energii elektrycznej stanowią opłaty związane z przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej oraz utrzymaniem krajowego systemu elektroenergetycznego. Zgodnie z §25 ust. 2 pkt. 1 Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 18 sierpnia 2011 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, dla odbiorców końcowych, którzy w roku kalendarzowym poprzedzają­cym o rok dany rok kalendarzowy, zużyli na włas­ne potrzeby nie mniej niż 400 GWh energii elek­ trycznej, z wykorzystaniem nie mniej niż 50% mo­cy umownej, dla których koszt energii elektrycznej obliczonej ze współczynnikiem „kos" = 1 stanowi nie mniej niż 15% wartości pro­dukcji, stosuje się współczynnik udziału odbiorcy w pokrywaniu kosztów systemowych wynoszący kos = 0,1.

Jest to jedyny znaczący element pozwalający na zredukowanie kosztów przesyłu i dystrybucji najbardziej energochłonnym odbiorcom przemysłowym. Jednak z uwagi na trudne do spełnienia wymagania techniczne i ekonomiczne, z możliwości tej korzystają obecnie nie więcej niż 3 firmy.

• Wyższe ceny energii elektrycznej (tzw. czarnej) i gazu, które płacą przedsiębiorstwa w Polsce w stosunku do większość swoich konkurentów w UE. • Niechęć polskiego rządu do wprowadzania rozwiązań redukujących koszty energii elektrycznej i rekompensujących koszty tzw. „emisji pośrednich”, w grupie producentów energochłonnych (narażonych na carbon leakage).

• Hermetyczny (zamknięty) rynek energii elektrycznej, brak możliwości importu taniej energii z innych krajów UE wynikająca z zaniedbań w realizacji przez PSE S.A. inwestycji w infrastrukturę sieciową i połączenia transgraniczne.

RYS. 7 Jednostkowe koszty kogeneracji w latach 2014 do 2018 [zł/ MWh]

ECiZ 2/2015

15

TEMAT NUMERU: Rynek energii

Nie mówimy już o karach, a o poleceniu zamknięcia źródła

Fot. „Energetyka” Sp. z o.o.

– Są różne programy pomocowe dla gmin, dla prosumentów, ale w całym tym rozdaniu zapomina się o takich przedsiębiorstwach jak my. A w przypadku, gdy nie dostosujemy się do wyśrubowanych norm, nie mówimy już o karach, ale o poleceniu zamknięcia źródła – a to jest duże obostrzenie – mówi Adam Witek, prezes zarządu „Energetyka” Sp. z o.o., Grupa Kapitałowa KGHM Polska Miedź S.A.

Adam Witek prezes zarządu „Energetyka” Sp. z o.o., Grupa Kapitałowa KGHM Polska Miedź S.A.

16

ECiZ 2/2015

• Czy polski przemysł ma szansę poradzić sobie z unijnymi normami emisyjnymi? Jakie działania podejmuje KGHM, by im sprostać?

Normy unijne mocno uderzają w nasz przemysł, powodują istotny wzrost kosztów, szczególnie dla przedsiębiorstw, które zużywają bardzo dużo energii elektrycznej. Aby sprostać stawianym wymaganiom, musimy w krótkim czasie zainwestować kilkadziesiąt milionów złotych.

W KGHM-ie mamy oddane dwa bloki gazowo-parowe po 45 MW każdy, budujemy źródła odnawialne, ale mamy też źródła starego typu opalane węglem i to właśnie one wymagają dostosowania do unijnych norm. Dzięki temu, że inwestycje prowadzimy od dłuższego czasu, sprostamy zadaniu.

Problemem jest to, że nie ma żadnego systemu wsparcia, żadnej pomocy przy tego typu inwestycjach dla przemysłu. Są różne programy pomocowe dla gmin, dla prosumentów, ale w całym tym rozdaniu zapomina się o takich przedsiębiorstwach jak my. A w przypadku, gdy nie dostosujemy się do wyśrubowanych norm, nie mówimy już o karach, ale o poleceniu zamknięcia źródła – a to jest duże obostrzenie.

• To, że w ostatnim czasie zainwestowaliście w jednostki kogeneracyjne też wynika z tego, że dążycie do sprostania normom stawianym przez Unię Europejską?

W jakimś stopniu tak. Jednak w tym przypadku bardziej patrzymy na efektywność energetyczną niż na emisyjność. Oczywiście jedno z drugim się wiąże, bo im większa sprawność, tym mniejsza emisyjność.

numeru TEMAT NUMERU: Rynekzdjęcie energii Jesteśmy jednym z największych konsumentów energii elektrycznej w kraju – w przypadku KGHM-u jest to 2,7 TWh, a Grupy Kapitałowej – 3,2 TWh. W związku z tym projekty związane z poprawą efektywności, oszczędnościami energetycznymi są od paru lat intensywnie wdrażane w firmie. Ponosimy w związku z tym wielomilionowe nakłady, które jednak przynoszą efekty. Mamy plan, by mimo rozbudowy, rozrostu KGHM-u, utrzymać zużycie energii na obecnym poziomie. Jeśli nam się uda, będzie to sukces.

• Jak sprawdzają się jednostki kogeneracyjne, które zostały oddane do użytku w ostatnim czasie?

Problemem dla właścicieli tego typu źródeł w Polsce jest fakt, że wciąż nie ma ustawy o OZE, a świadectwa zielone spadły cenowo na rynku, więc bonus z posiadania tego typu źródeł jest praktycznie żaden.

Oczekujemy, że wcześniej czy później muszą pojawić się jakieś systemy wsparcia tego typu jednostek, które są nowoczesne, łatwo sterowalne, czyli wygodne dla systemu krajowego. Dzisiaj wszyscy właściciele mają bardzo duże problemy z uzyskaniem rentowności na tych źródłach.

Wychodzimy obecnie na niewielki plus na naszych blokach gazowo-parowych i cieszymy się, że bronią się one ekonomicznie. Jednak prawda jest taka, że budowaliśmy je przede wszystkim dla bezpieczeństwa energetycznego firmy. Mieliśmy pod koniec XX w. blackouty – doszło do wyłączenia zasilania KGHM-u i to spowodowało, że zdecydowaliśmy się na budowę źródeł własnych, łatwo sterowalnych, czyli gazowych.

W ten sposób zabezpieczamy ciągi technologiczne i możliwość wyprowadzenia ludzi z kopalń w razie awarii czy wypadku.

• Co musi się wydarzyć, by kogeneracja w Polsce rozwijała się na szerszą skalę?

To, co musi się wydarzyć, nie dotyczy jedynie kogeneracji. Mówimy o całym rynku energii, o całej branży. Wciąż brak jest konkretnych rozwiązań, ustaw, przepisów prawnych, które powinny obowiązywać od paru lat. Nawet pewne dyrektywy unijne, które mieliśmy obowiązek wdrożyć już dawno, nie funkcjonują.

Będę zawsze głośno powtarzał – mamy dobrych fachowców, dobre instytuty naukowe, współpraca między przemysłem a nauką w tej branży jest bardzo dobra. Chcemy tylko jednego – żeby pozwolono nam na uczciwych zasadach konkurować z obcymi firmami. Jesteśmy do tego gotowi, ale jeżeli nie mamy wsparcia prawnego, zaplecza w postaci ustaw, niewiele zdziałamy.

Przykładem ekstremalnym jest ustawa o OZE – od dwóch lat słyszę, że za dwa miesiące już będzie. Mijają tymczasem dwa lata i nadal jej nie ma. Jak możemy wyjść z biznesplanami, z decyzjami, jeśli nie wiemy, co będzie za rok? Założenia do ustawy po drodze diametralnie się zmieniały. Decyzje podejmowaliśmy w oparciu o projekt ustawy, który teoretycznie miał

wejść w życie lada moment. A obecnie jest on zupełnie nieaktualny, to jest makulatura.

• Mimo wszystko KGHM jest zainteresowane OZE. Macie eksperymentalną farmę fotowoltaiczną. Czy będziecie w fotowoltaikę inwestować na większą skalę?

Naszym hasłem wpisanym w strategię jest „Zielona miedź”. Jesteśmy gotowi, by inwestować w duże farmy fotowoltaiczne. Tylko, niestety, dla tego typu firm jak KGHM nie ma żadnego systemu wsparcia na ich realizację. Obecnie wychodzimy na plusie na posiadanej farmie, ale tylko dlatego, że jest posadowiona na naszym terenie i włączona w nasze sieci.

Jeżeli mielibyśmy doliczyć koszty dzierżawy terenu czy przyłączenia do sieci energetycznej, to rentowność tego projektu byłaby mizerna.

Mamy 200 kW w fotowoltaice. 100 kW będzie jeszcze oddane w przeciągu najbliższego miesiąca. Są to przede wszystkim projekty badawcze w różnych technologiach, bardzo precyzyjnie opomiarowane.

Wszystkie dane z pomiarów są zbierane on-line.

Współpracujemy z Politechniką Wrocławską, z AGH, z Uniwersytetem Warszawskim w zakresie rozwoju tych technologii.

„

Niech nam rząd pozwoli działać – nic więcej nie chcemy. Nie chcemy specjalnych systemów, specjalnej ochrony, tylko realnej strategii, żebyśmy wiedzieli, w którym kierunku iść

W Polsce mamy lokalizację na kilkaset MW z fotowoltaiki, ale czekamy na ustawę o OZE. Poza tym jesteśmy zaangażowani w projekt na 140 MW w Chile.

Tam skupiamy się głównie na problemie akumulowania tej energii – żeby pobór całodobowy był jednakowy.

Poza tym KGHM analizuje rentowność budowy fabryki paneli fotowoltaicznych o rocznej wydajności ok. 100 MW, przy partnerstwie dużych polskich spółek energetycznych. Miałyby one udział w projekcie w zamian za pozyskiwanie, zakup paneli z tej fabryki. Za kilka miesięcy zapadną decyzje czy budujemy, czy nie.

Wszystko wskazuje na to, że KGHM wejdzie w ten temat. Aktualnie analizowana jest lokalizacja, w jakiej można fabrykę posadowić.

• A co z wiatrem?

Ceny świadectw zielonych bardzo spadły na rynku, bonus za posiadanie farmy wiatrowej w formie świadectw pochodzenia bardzo się obniżył, a za tym spadła i rentowność tego typu inwestycji. Brak rozwiązań: czy kolejne farmy będą startowały w przetargach na dostawę energii powoduje, że wstrzymujemy się z tego typu inwestycjami. Mamy rozpoczętą, ale na papierze, budowę farmy wiatrowej Rakowice-Żukowice w regionie Głogowa.

ECiZ 2/2015

17

TEMAT NUMERU: Rynek energii Cały czas jest głośno o tym, że trzeba, że należy zwiększać udział zielonej energii w polskiej energetyce – wszystko ładnie wygląda w mediach, ale na biznes się to nie przekłada. Od strony prawnej, ustaw, rozporządzeń nie ma nic i to trzeba głośno mówić. Czekamy lata i praktycznie wszystkie inwestycje zostały wstrzymane.

Mało kto inwestuje, a możliwości są bardzo duże. Patrząc przez pryzmat naszej firmy – chcemy, mamy środki, tereny, wiedzę – de facto mamy wszystko poza tym, żeby to było opłacalne.

• Z jednej strony warunki nie sprzyjają inwestycjom, z drugiej – ciężko jest nic nie robić. Jakie inwestycje zrealizuje „Energetyka” Sp. z o.o. w najbliższym czasie?

• Kolejne jednostki kogeneracyjne też się szykują?

Na razie nie. Aktualnie budujemy mniejsze jednostki typu silniki paromegawatowe, gazowe, ze względu na bezpieczeństwo energetyczne. Na ukoń-

• Z jakimi najważniejszymi problemami przyjdzie zmierzyć się w najbliższej przyszłości przemysłowi energochłonnemu w Polsce i Europie?

Niech nam rząd pozwoli działać – nic więcej nie chcemy. Nie chcemy specjalnych systemów, specjalnej ochrony, tylko realnej strategii, żebyśmy wiedzieli, w którym kierunku iść. Nie boimy się zagranicznej konkurencji, mamy dobrych fachowców – jednych z lepszych na świecie w zakresie energetyki. Potrzebne są jedynie uczciwe zasady. Nic więcej nie chcemy.

• A jak ocenia pan obecnie funkcjonujące rozwiązania umożliwiające aktywny udział odbiorców w zakresie usług systemowych i rynku bilansującego?

Jesteśmy typowym klientem, ale chyba nie mamy co oczekiwać więcej. Akurat w zakresie rynku prawo jest już na tyle dobre, że umożliwia takiemu klientowi jak KGHM korzystanie ze wszelkich rodzajów usług, zakupów energii, współpracy z firmami dystrybucyjnymi, z operatorami systemów przesyłowych. Na to nie można narzekać. Są to dobre rozwiązania, przez ostatnie lata sprawdzone. Nie kombinujmy tam, gdzie nie trzeba. Wystarczy, by klienci rynku energetycznego potrafili skorzystać z tego, co już zostało umożliwione.

Rozmawiała Joanna Jaśkowska

Fot. Inga Anacka / „Energetyka” Sp. z o.o.

W Legnicy…

– Aktualnie budujemy mniejsze jednostki typu silniki paromegawatowe, gazowe, ze względu na bezpieczeństwo energetyczne. Na ukończeniu jest jednostka wytwórcza w Legnicy, kolejna jest planowana w Lubinie – mówi Adam Witek

To prawda – osłony prawnej nie ma, ale coś trzeba robić i ważne, żeby na tym nie tracić, z nadzieją, że OZE musi mieć jakąś sensowną przyszłość.

W planach mamy dalszy rozwój fotowoltaiki, w pierwszej kolejności myślimy o rynkach zagranicznych.

Wspomniałem już o Chile, analizujemy też możliwość budowy farmy fotowoltaicznej w Stanach Zjednoczonych.

W kraju nadal będziemy stawiać na małe obiekty, po kilkaset kW – ze względów ekonomicznych. Farma wiatrowa Rakowice-Żukowice też prawdopodobnie powstanie.

Poza tym zmniejszamy emisyjność, zwiększamy sprawność, remontujemy istniejące źródła. Nadal w strategii KGHM-u energetyka zajmuje ważne miejsce.

czeniu jest jednostka wytwórcza w Legnicy, kolejna jest planowana w Lubinie. Razem z dwoma blokami gazowo-parowymi, które zostały już oddane, zabezpieczymy kopalnię i hutę. To na dzisiaj wystarczy.

18

ECiZ 2/2015