Unijne cele, krajowe przepisy

Rz: Ostatnio wiele mówi się o tym, że energetyka podążą w kierunku modelu bardziej rozproszonego. Czy to znaczy, że wielkie bloki – nadal dziś budowane przez polskie spółki – odejdą do lamusa?

Leon Jansen van Vuuren: Jesteśmy w takim momencie, o którym można powiedzieć, że historia zatacza koło. Od kiedy w XIX wieku energia stała się bardziej dostępna, mieliśmy do czynienia właśnie z modelem energetyki rozproszonej. Prąd wytwarzano blisko domów i tam go zużywano. Dopiero potem przeszliśmy do modelu centralnego. Przez prawie cały XX wiek budowaliśmy wielkie bloki spalające węgiel, gaz czy masywne hydroelektrownie.

Dziś wyraźna jest tendencja, by wracać do korzeni, czyli wytwarzać blisko odbiorców. Widać ją nie tylko w Europie, w tym w Polsce. Jest to trend globalny. Dlatego właśnie GE wydzieliło ze swojego biznesu komórkę zajmującą się energetyką rozproszoną, którą zarządzam w Europie.

Jednak w gruncie rzeczy energetyka rozproszona nie zastąpi tej tradycyjnej. Nadal będą potrzebne wielkie bloki połączone krajową siecią energetyczną, stanowiącą główny szkielet zaopatrujący w energię. Źródła rozproszone uzupełnią zaś to, co oferują duzi gracze.

Na czym miałaby polegać wyższość modelu rozproszonego wytwarzania?

Przede wszystkim w przypadku mniejszych źródeł wytwórczych, zwłaszcza tych nastawionych na jednoczesne wytwarzanie energii i ciepła, mówimy o rozwiązaniach bardziej wydajnych. Co więcej, proces decyzyjny dotyczący rozpoczęcia samej inwestycji oraz czas jej realizacji są w ich przypadku krótsze. Bo dla inwestora postawienie małego bloku kogeneracyjnego jest jednostkowo tańsze. Nie musi od razu wykładać gigantycznych pieniędzy.

Budowanie źródła blisko odbiorców oznacza też oszczędności dla całego systemu. Nie ma konieczności stawiania drogich sieci przesyłowych wysokiego napięcia, odpada myślenie o zabezpieczeniu gruntów pod budowę wielkich słupów elektroenergetycznych.

Oczywiście konieczna jest rozbudowa sieci niższych napięć, ale jest to tańsze, co sprawia, że realizacja całej inwestycji jest mniej kosztowna. Nie da się jednak oszacować, o ile. Ostateczny koszt zależy bowiem od lokalizacji projektu, czyli dostępu zarówno do rynku odbiorców energii, jak i ciepła, dostępu do źródeł energii czy zastosowanego w elektrociepłowni paliwa.

Toczy się dyskusja nad kształtem długoterminowego wsparcia dla kogeneracji. Inwestorzy wstrzymują realizację projektów, a wielu z nich nie patrzy przychylnie na plany wprowadzenia aukcji dla źródeł kogeneracyjnych w miejsce obowiązujących certyfikatów...

Aukcje są stosowane przez wiele krajów na świecie. Przeprowadzają je niektóre państwa Ameryki Południowej, np. Brazylia. Skutecznie wzbogacają one też miks energetyczny Wielkiej Brytanii, która dzięki temu mechanizmowi odchodzi od ropy, idąc w kierunku gazu. Dlatego aukcje – zapewniające konkurencyjność rynku – mogą działać też pozytywnie przy założeniu, że będą odpowiednio zaprojektowane przepisy prawne.

W podobny sposób można zdywersyfikować nasz miks energetyczny oparty dziś w głównej mierze na węglu?

Polska ma olbrzymi potencjał, jeśli chodzi o komponowanie miksu energetycznego w kontekście odnawialnych źródeł. Można bowiem wykorzystać energię wiatru, słoneczną czy biogaz wykorzystywany w kogeneracji do produkcji prądu i ciepła dla systemu centralnego ogrzewania.

Biogaz ma w Polsce dużą przyszłość, bo może być wykorzystany zarówno w klasycznych kotłach, jak i w małych silnikach tłokowych. Co więcej, można go wytwarzać m.in. z odpadów z oczyszczalni ścieków czy tego, co trafia na wysypiska.

Ale prawdą jest też to, że nawet największy potencjał nie zostanie wykorzystany bez odpowiednich zachęt. Potrzebne są zatem właściwe ramy prawne, bo bez nich nie da się zaimplementować konkretnych rozwiązań.

Dlatego choć w Brukseli tworzy się cele dla całej Unii, to przepisy krajowe powinny być projektowane z uwzględnieniem panującej na danym rynku sytuacji gospodarczej czy właściwego dla państwa miksu energetycznego.

Gdyby dzięki odpowiednim regulacjom udało się rozbudzić potencjał w Polsce i wykorzystać go maksymalnie, to o jakim przyroście mocy w kogeneracji możemy mówić?

Mówimy o mocy od 4 do 6 GW, które mogłyby być zbudowane do 2020–2025 r., biorąc pod uwagę tylko technologiczne czynniki. Podstawą są jednak korzystne z punktu widzenia inwestorów regulacje. Dziś faktycznie wielu wstrzymuje się z realizacją inwestycji do wyjaśnienia sytuacji. Choć z drugiej strony wyrażają oni zainteresowanie naszymi rozwiązaniami, np. silnikami tłokowymi o mocy 100 kW – 10 MW, które można budować modułowo jako zasilanie dla gminy czy pojedynczego urzędu bądź szpitala.

Systemy skojarzonej gospodarki energetycznej zapewniają nie tylko źródło energii elektrycznej, ogrzewania i chłodzenia, zlokalizowane na terenie danego budynku, ale i większą stałość w dostawach energii oraz wyższą odporność na działanie pogody niż tradycyjne technologie.

Dzięki temu szpital jest w stanie świadczyć usługi zarówno przed ewentualną klęską żywiołową, jak i po niej. Na świecie mamy ponad 14,5 tys. takich silników w szpitalach.

Gdyby wszystkie dzisiejsze rozmowy z inwestorami przekuły się na konkretne umowy, to ile mocy GE mogłoby dobudować w Polsce?

To jest dziś trudne do określenia, bo nie ma stabilności regulacyjnej. Nieznana jest jeszcze strategia dla energetyki w długim terminie.

Wierzymy jednak, że ten rynek w Polsce będzie się rozwijał. Bo kiedy mamy do czynienia z wysoką ceną paliwa, tj. gazu w Polsce, i z dążeniem do czystszego spalania węgla, klienci zaczynają stawiać na efektywność.