Podczas Ogólnopolskiego Kongresu Energetycznego pod patronatem BiznesAlert.pl odbyła się debata: „Strategia rozwoju polskiej energetyki – między polityką, bezpieczeństwem a biznesem”. Gośćmi byli prezesi największych spółek energetycznych w Polsce. Dyskusja toczyła się wokół niemieckiego modelu elektroenergetyki oraz dywersyfikacji dostaw gazu i ropy do Polski, a także rozwoju infrastruktury odbiorczej, przesyłowej i dystrybucyjnej.
Model niemiecki dla polskiej energetyki?
Według prezesa Grupy Enea, Mirosława Kowalika, rynek mocy jest potrzebny polskim spółkom na potrzeby transformacji energetyki. – Turbiny 200 MW odgrywają ważną rolę. Gdybyśmy je wykluczyli, bez rynku mocy, nie bylibyśmy bezpieczni energetycznie. Niemcy mają rezerwę mocy, Francja, Włochy czy Grecja mają podobne mechanizmy, stwarzające impuls do rozwoju dla konwencjonalnej energetyki – powiedział.
Dodał, że Polska potrzebuje mocy konwencjonalnych, aby gwarantować rozwój OZE. – Niemcy już to zrobili. U nich stabilizację dają gaz i węgiel – powiedział. Dodał, że do pakietu zimowego należy podejść tak samo, jak do rynku mocy, „aby nasze 20 GW mocy nie zniknęło po 2025 roku. Niemcy dokonują tego od 15 lat. My też potrzebujemy czasu, nie skoków rewolucyjnych, ale ewolucji. Chcemy uczyć się od najlepszych. Patrzymy na niemieckie spółki, aby wydobyć potencjał z tego, co daje regulacja” – podkreślił.
Wiceprezes Energi, Jacek Kościelniak powiedział, że kierunek niemiecki może i jest słuszny, jednak to państwo, poprzez resort energii, jest zaangażowane, aby zadbać o bezpieczeństwo w kraju. Jego zdaniem model podobny do niemieckiej energetyki może przyjąłby się na Śląsku, gdzie jest duży przemysł, jednak na Pomorzu, gdzie nie ma tak dużych miast, byłoby to wyzwaniem.
Prezes Enei przyznał, że rozbudowa Elektrowni Ostrołęka to trudny projekt, wymagający analizy rynkowej i otoczenia regulacyjnego. Wiceprezes Energi powiedział, że wierzy w realizację projektu i jego dużą wartość dodaną.
Nord Stream 2 pokazuje luki w prawie UE
Piotr Woźniak, prezes PGNiG oświadczył, że w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu UE ma duży dorobek prawny, jednak czasem jest to niewystarczające, co pokazuje przykład Nord Stream 2. – Celem regulacji jest zapewnienie bezpieczeństwa dostaw gazu, jednak uregulowania trzeciego pakietu energetycznego są niewystarczające, co pokazuje Nord Stream 2. To wymaga zmian w dyrektywie gazowej – powiedział prezes PGNiG.
Dodał, że złoża gazu w Europie się kurczą, dlatego też Polska będzie musiała nadal importować gaz. – Potrzeba nowych regulacji, ponieważ fala rozwoju OZE nie pozwoli na radykalne odejście od paliw kopalnych, będziemy je importować. Skoro tak, to trzeba modelować sposób importu, aby zapewnić dostępność do surowca, Transport LNG jest bardziej elastyczny i nie podlega takiej presji, jednak gazociągi powinny być modelowane. Widać to na przykładzie Nord Stream 2 i generalnie dostaw gazu do Europy, gdzie regulacja UE nie wystarcza. Będziemy przestrzegać trzeciego pakietu energetycznego, bo innej drogi nie ma. Zabrakło takiego postrzegania przy Nord Stream 2 – podkreślił.
Prawo i infrastruktura zwiększa pewność prowadzenia biznesu
Prezes Grupy Lotos Mateusz Aleksander Bonca powiedział, że w zakresie pakietu paliwowego i przewozowego udało się jego spółce złapać równowagę między popytem a podażą w oparciu o inwestycje, także dzięki wsparciu UE.
Prof. UAM dr hab. Maciej Mataczyński, partner Zarządzający Kancelarii SMM Legal powiedział, że koncerny energetyczne w Europie się konsolidują, ale pomimo tego trendu podstawą ich działalności powinna być zgodność z prawem UE – traktowym i konkurencji. Anna Jakób, członek zarządu Grupy GPEC, pytana o równowagę między państwem a rynkiem w energetyce, podkreśliła potrzebę apolityczności i odbiurokratyzowania spółek tak, aby mogły szybko reagować na potrzeby klienta.
– Ze strony PERN musimy zabezpieczyć infrastrukturę, aby zapewnić przepływ surowca, kiedy rośnie popyt – powiedział Rafał Miland, wiceprezes PERN. – Po pakiecie paliwowym obserwujemy znacząco rosnące obciążenie ropociągów i magazynów, a także sięgający 100 procent
przerób ropy w rafineriach – powiedział. Dodał, że wyzwaniem jest potrzeba mieszania ropy oraz wzrost dostaw z kierunków innych niż rosyjski. – Budujemy nowe bazy, tu na Pomorzu, w Górkach oraz w terminalu naftowym, inwestycja rozpocznie się w drugiej połowie 2018 roku. To także druga nitka ropociągu z Gdańska do Płocka, która pozwoli na zwiększenie bezpieczeństwa dostaw ropy, także do Niemiec. Chodzi również o budowę rurociągu paliwowego Boronów – Trzebinia – wymieniał.
Miland powiedział, że połączenie PERN i OLPP zakończyło się powodzeniem. – Jednak przed nami rok, w którym będziemy układać współpracę wewnątrz grupy na poziomie operacyjnym, a efekt synergii widać na przykładzie inwestycji rurociągu Boronów – Trzebinia.
Brama Północna zamiast gazu z Rosji?
Prezes Polskiego LNG, Paweł Jakubowski powiedział, że terminal na gaz skroplony w Świnoujściu odebrał już 29 dostaw LNG w ramach kontraktów długoterminowych i spotowych. Mówił o perspektywach importu gazu do Polski po zakończeniu kontraktu z rosyjskim Gazpromem w 2022 roku.
– Do 2030 roku na rynku gazu dojdzie do znaczących zmian, zwłaszcza po 2022 roku, kiedy nie będzie już długoterminowych umów, dlatego też chcemy rozbudować terminal LNG, co pozwoli na większą dostępność surowca w sieci. Chodzi o LNG jako surowiec w transporcie morskim, drogowym lub o jego zastosowanie w elektroenergetyce. Terminal pozwala na zabezpieczenie jednej trzeciej rocznego zapotrzebowania na gaz w Polsce. Po rozbudowie będzie to połowa. Chcemy także udostępnić rozładunek na cysterny, na kolei, aby pozwolić na likwidację białych plam na gazowej mapie kraju. W Polsce 40 procent regionu nie jest zgazyfikowana – powiedział.
Nadmienił, że 2,5 tysiąca cystern, bo tyle pojazdów już wyjechało z terminalu z ładunkiem LNG. To wynik porównywalny do osiągów w największych terminalach w Holandii i w Belgii. Dodał, że dzięki Bramie Północnej, czyli przesyłowi 10 mld m sześc. rocznie przez Baltic Pipe oraz rozbudowanemu terminalowi do przepustowości 7,5 mld m sześc. na rok, „osiągniemy 17, 5 mld m sześc. gazu rocznie”. – Tyle, ile rocznie potrzebujemy w kraju. Gazociąg daje nam stabilność, a LNG – elastyczność – podsumował Jakubowski.
Złoża z Norwegii i Lewantu?
– Podstawowy kierunek inwestycji na dwa lata dla PGNiG to Norwegia, ale z zainteresowaniem patrzymy na złoża Lewantu w południowo – wschodniej części Morza Śródziemnego – powiedział prezes PGNiG Piotr Woźniak.
Prezes dodał, że LNG nie daje stuprocentowego bezpieczeństwa dostaw. – Potrzebny jest nowy gazociąg, bo te, które istnieją na zachodzie nie dają nam bezpieczeństwa. Dlatego też rozpoczęliśmy inwestycje w złoże w Norwegii. Inwestujemy w kolejne. W zeszłym roku przybyło nam jedno, choć było ono ropne. My, w przeciwieństwie do innych, szukamy gazu, to jednak nie udało się nam w zeszłym roku – przyznał Woźniak.
– W 2022 roku chcemy osiągnąć na szelfie norweskim 2,5 mld m sześć. gazu rocznie, aby przesłać go Baltic Pipe – powiedział.
Dodał, że PGNIG intensywnie przygląda się złożom gazu w Lewancie. – To może w pewnej perspektywie dać nam elastyczność. Chcemy rozpiąć naszą działalność między Północą a Południem, choć zasoby nie są jeszcze dookreślone – powiedział Woźniak.
Wspomniał, że zostały zabezpieczone dostawy z krajowych złóż na poziomie 4 mld m sześc. rocznie. – Basen Karpacki wrócił do łask, podobnie jak na Ukrainie i w Rumunii – powiedział. Nadmienił, że spółka obecna jest w Pakistanie dlatego, że prawo w tym kraju sprzyja inwestycjom.
Paweł Ostrowski, wiceprezes Towarowej Giełdy Energii powiedział, że jego spółce udało się zapewnić uznaniowość w MiFID, co pozwoli zwiększyć płynność rynku i bezpieczeństwo dostaw energii.
Jak finansować atom i OZE?
Wojciech Hann, członek zarządu BGK powiedział, że jego bank ma już ulokowane ok. 10 mld zł w formie różnego wsparcia w energetyce. – Współfinansujemy różne projekty, jak obiekt w Stalowej Woli, Kozienice, nowe Opole, mamy także udział w finansowaniu hybrydowy dla Taurona – przyznał.
Pytany o finansowanie atomu odparł, że sprawdzają się te projekty, w których rząd ma udział, tak jak w Chinach, czy w Wielkiej Brytanii, gdzie rząd ustala reguły i ramy finansowania. – To ułożenie relacji, alokacji ryzyk między firmami na rynku, także instytucjami prywatnymi a rządem – wyjaśnił. Jego zdaniem w przypadku OZE ważna jest tzw. „bankowalność projektu”, a więc wynik aukcji. – Wówczas zobaczymy, czy na bazie aukcji projekty są finansowalne. Dotychczas nie było z tym dobrze. Czekamy na zmaterializowanie zapewnień regulatora i same aukcje.
Konkurencja na Pomorzu?
Bonca powiedział, że Lotos zajmuje się badaniem wykorzystania wodoru w transporcie, a projekt HESTOR zakończył się sukcesem, bo spółka wie już o szansach i barierach tego paliwa. – Szansą jest tu też ustawa o elektromobilności, która sprzyja tego typu inwestycjom. Stworzyliśmy klaster wodorowy, także z udziałem PGNiG – powiedział. Wiceprezes Kościelniak wtrącił żartobliwie, że Energa będzie na tym polu konkurencją dla Lotosu, bo na Pomorzu ma już 7 stacji ładowania.
