Wywiad z Mateuszem Głogowskim, absolwentem Wydziału Mechanicznego Energetyki i Lotnictwa Politechniki Warszawskiej. Rozmówca karierę zawodową rozpoczął we francuskim Alstom Power (obecnie GE Power). Był również ekspertem ds. nowych technologii energetycznych w Departamencie Energetyki Ministerstwa Gospodarki, a potem Ministerstwa Energii. Aktualnie zajmuje się zagadnieniami związanymi ze strategią jednej z polskich spółek energetycznych.

Wywiad przeprowadził Kamil Różycki (KR), założyciel portalu EnergiaiMy.pl

KR: Jaka według pana jest wizja polskiej energetyki?

MG: Jeśli pyta mnie pan, jaki jest pożądany przeze mnie system energetyczny, jako konsument odpowiem: taki, który zapewni mi możliwie niską cenę za kilowatogodzinę energii elektrycznej o odpowiedniej jakości – zdefiniowanej poprzez charakterystykę napięcia zasilania czy określającej jego ciągłość. Z perspektywy producenta energii czy inwestora, chciałbym, aby rynek energii dostarczył mi odpowiednich impulsów inwestycyjnych do rozbudowy mojego portfela. Życzyłbym sobie, aby hurtowa cena energii elektrycznej – dziś na tak bardzo niskim poziomie – pozwalała na rentowną eksploatację w szczególności tych jednostek, których ograniczony czas pracy w ciągu roku uniemożliwia mi obecnie wypracowanie adekwatnej marży na produkcji. Jako wykonawca i dostawca technologii, chciałbym mieć możliwość skrojenia swojej oferty na miarę potrzeb i strategii inwestycyjnych spółek energetycznych. Wpływ na te strategie ma m.in. przejrzystość systemu prawnego. Zatem jako wykonawca – ale również jako inwestor – chciałbym transparentności regulacji rynkowych zarówno w odniesieniu do systemu wsparcia dla OZE czy kogeneracji, ale również w kontekście konwencjonalnych elektrowni. Te bowiem muszą zmagać się obecnie z problematyką brakujących przychodów, a jednotowarowy rynek energii coraz częściej zdaje się być dla nich niewystarczającym. Jako administrator rynku odpowiedzialny za kształt polityki energetycznej kraju, chciałbym natomiast aby system energetyczny był przede wszystkim bezpieczny, a nowoczesna infrastruktura energetyczna zapewniała stabilne dostawy energii. Ważną rolę powinna stanowić energetyka prosumencka, a wdrożenie inteligentnego opomiarowania powinno przyczynić się do energooszczędnych zachowań odbiorców. Wreszcie, aby technologie magazynowania energii czy mechanizm zarządzania stroną popytową były narzędziami do optymalizacji procesu bilansowania energii, a tym samym istotnie przyczyniły się do zachowania bezpieczeństwa systemu. Ważne też, aby ten system zapewniał warunki do rozwoju dla wszystkich perspektywicznych technologii wytwarzania energii przy jednoczesnym poszanowaniu zasad rynkowej konkurencji między nimi.

Polski sektor energetyczny powinien zatem być na tyle elastyczny, aby w sposób efektywny kosztowo móc realizować potrzeby wszystkich podmiotów na rynku energii w całym łańcuchu dostaw. Sektor powinien również realizować zobowiązania w zakresie unijnej polityki klimatyczno-energetycznej, o której nie bez powodu – i z pewnym przekąsem – wspominam na samym końcu.

KR: Czy wg pana możliwe jest zrealizowanie 15% udziału OZE w polskim miksie energetycznym do roku 2020 ?

MG: 15% cel udziału OZE w zużyciu energii finalnej brutto to cel obligatoryjny dla Polski wyznaczony na rok 2020. Zgodnie z art. 3 ust. 2 Dyrektywy o OZE: Państwa członkowskie wprowadzają środki skutecznie zaprojektowane, aby zapewnić, że ich udział energii ze źródeł odnawialnych jest równy udziałowi określonemu w orientacyjnym kursie wyznaczonym w załączniku I część B lub przekracza go. Orientacyjny kurs o którym mowa w tym artykule, wynosi dla Polski 10,71% dla lat 2015-2016. Jest to tzw. średnia udziału OZE dla dwuletniego okresu (odrębna dla każdego państwa członkowskiego), która powinna odpowiadać rzeczywistemu udziałowi OZE w końcowym zużyciu energii brutto danego kraju, aby ten w efekcie zrealizował wyznaczony indywidualnie cel na rok 2020. Obecnie rzeczywisty udział OZE w Polsce wynosi ok. 12%. Do końca okresu  rozliczeniowego pozostają 4 lata. Mamy zatem zapas do wypracowania tych 3%. Nie powinniśmy obawiać się ryzyka niezrealizowania unijnego celu. Nowy system wsparcia źródeł odnawialnych będzie bowiem stymulował do rozwoju wszystkie technologie OZE – w szczególności mając na uwadze kwestie bezpieczeństwa systemu, stabilność sieci energetycznej i krajowy potencjał w tym zakresie.

KR: Czy Polska powinna inwestować w technologie wychwytu i składowania dwutlenku węgla, czyli tzw. CCS?

MG: Jeżeli mówimy o dużych demonstracyjnych projektach CCS, które wciąż nie osiągnęły swojej komercyjnej gotowości na świecie, wtedy oczywiście odpowiem: nie. Koszty implementacji technologii CCS na bloku energetycznym są bowiem wciąż zaporowe i świadczą o negatywnej ocenie ekonomicznej wykonalności projektów wyposażonych w CCS. Natomiast, jeżeli mowa o pilotażowych projektach, które miałyby badać różne metody sekwestracji dwutlenku węgla – metodą aminową, membranową, poprzez spalanie w atmosferze tlenowej czy też poprzez zgazowanie – wtedy odpowiem: tak. Chcę jednak zwrócić uwagę, że coraz częściej mówi się o efektywnym wykorzystaniu CO2 w procesie jego utylizacji. Anulowanie flagowego projektu CCS o nazwie “WhiteRose” w Wielkiej Brytanii (mimo znacznych nakładów poniesionych dotychczas na ten projekt) jest sygnałem odejścia od CCS – a przynajmniej od entuzjazmu, jakim charakteryzowało się podejście rządu Wielkiej Brytanii do tej technologii. Należy w tym miejscu wskazać na technologię CCU – a więc wychwyt i utylizacja CO2. Musimy w Polsce poszukiwać efektywnych ścieżek wykorzystania dwutlenku węgla i samego węgla, których sprawdzenie w skali pilotażowej, a potem demonstracyjnej, otworzy możliwość do szerszego wykorzystania w kraju. Tutaj zwróciłbym również uwagę na technologię IGCC (tj. technologię opartą o obieg gazowo-parowy ze wstępnym zgazowaniem węgla). Jest ona bowiem z punktu widzenia polskiego sektora wytwarzania bardzo interesującą opcją, która daje możliwość do generacji stabilnej energii z polskiego węgla, przy jednoczesnej redukcji emisji CO2 o ok. 10% i znaczącej redukcji pozostałych substancji szkodliwych, tj. SOx, NOx czy pyłów. Dodatkowo IGCC zmniejsza ilość składowanego popiołu o ok. 60% i istotnie redukuje ilości wody wykorzystywanej do chłodzenia bloku energetycznego. Biorąc więc pod uwagę interesy polskiej gospodarki oraz szeroko pojęte bezpieczeństwo energetyczne kraju, w mojej ocenie uzasadnione jest rozwijanie technologii czystego węgla, z których dla IGCC upatruję miejsce w polskim systemie energetycznym. Oczywiście na koniec dnia wszystko zależeć będzie od opłacalności danego projektu, która nierozerwalnie łączy się zarówno z czynnikami ekonomicznymi (opłaty za emisje CO2, przewidywane wsparcie finansowe, ceny węgla i produktów karbochemicznych jakie mogą zostać wyprodukowane w oparciu o syngaz), jak i technicznymi z których należy wymienić m.in. zdolność tych jednostek do dynamicznej zmiany obciążenia. Krajowy System Energetyczny coraz bardziej wymaga bowiem źródeł o elastycznej charakterystyce generacji energii.

KR: Czy jest coś takiego jak czyste technologie węglowe i jeśli tak, to czy zostaną wdrożone w Polsce w najbliższym czasie?

MG: Tak. Pod pojęciem Czystych Technologii Węglowych możemy wymienić takie technologie jak: wychwyt i składowanie/utylizacja dwutlenku węgla, technologie zgazowania (np. wspomniana wcześniej technologia IGCC), czy inne technologie zmniejszające emisję CO2, np. poprzez wzrost sprawności procesu konwencjonalnej generacji – czyli nadkrytyczne i ultra-nadkrytyczne siłownie parowe. Co do tych ostatnich, to mają one szczególne znaczenie dla polskiego sektora energetycznego, ponieważ są to w pełni sprawdzone technologie, które z powodzeniem stosowane są w elektrowniach na całym świecie. Ich koszt kapitałowy i operacyjny jest wciąż niższy od technologii IGCC, czy nawet znacząco niższy od niedojrzałej technologii CCS. W ciągu najbliższych kilku lat do Krajowego Systemu Energetycznego włączone zostaną trzy nowe bloki energetyczne. Mowa oczywiście o Jaworznie, Opolu i Kozienicach. Będą to bloki w technologiach nadkrytycznych (o sprawności netto sięgającej 46%), na które z punktu widzenia średniej sprawności polskich elektrowni, należy niewątpliwie patrzeć przez pryzmat technologicznej transformacji energetycznej. Warto też wspomnieć o projekcie poligeneracyjnej elektrowni w Kędzierzynie-Koźlu. Elektrownia ta wyposażona byłaby w technologię IGCC, a wygenerowany po procesie zgazowania syngaz, miałby zostać wykorzystany zarówno do produkcji metanolu, jak i w  obiegu gazowo-parowym celem generacji energii elektrycznej i ciepła. Zakładam, że rozwój tego projektu będzie uzależniony od relacji cen węgla i gazu na rynku, a jego ewentualne uruchomienie mogłoby nastąpić nie wcześniej niż w 2021 r.  Nawiązując jednak do mojej poprzedniej odpowiedzi oraz biorąc pod uwagę projektowane mechanizmy wsparcia (np. rynek mocy), należy przypuszczać, że nową – również w skali europejskiej – technologią czystego węgla jaka zostanie wdrożona w Polsce, będzie technologia naziemnego zgazowania węgla, tj. IGCC. Ostatecznie wszystko zależy oczywiście od rachunku ekonomicznego dla danego projektu, który z punktu widzenia potencjalnego inwestora jest krytycznie istotny.

KR: Czy elektrownie na parametry nadkrytyczne i ultra-nadkrytyczne są szansą dla Polski?

MG: Bloki na parametry nadkrytyczne i ultra-nadkrytyczne to po pierwsze: mniejsza jednostkowa emisyjność dwutlenku węgla oscylująca w granicach 700-750 kg/MWh, a po drugie: stabilne i niezawodne źródło energii, którego obecny kształt polskiego systemu energetycznego bardzo potrzebuje. Rosnący udział energii ze źródeł odnawialnych o fluktuacyjnym charakterze generacji, stwarza bowiem ryzyko niestabilnej pracy całego systemu. Ważne więc, aby realizując zobowiązania unijne poprzez udowodnioną redukcję emisji CO2, budować nowoczesną infrastrukturę energetyczną, która zapewni nam bezpieczeństwo dostaw energii i stabilność pracy systemu. W tej roli bloki nadkrytyczne i ultra-nadkrytyczne odnajdują się doskonale.

KR: Czy rzeczywiście Polska potrzebuje energetyki jądrowej?

MG: Potrzebujemy zdywersyfikowanego miksu energetycznego, który zapewni nam niskie rachunki za energię elektryczną przy jednoczesnym utrzymaniu stabilności dostaw energii. Jeśli więc wypracowane zostaną takie mechanizmy wsparcia inwestycji dla budowy bloków jądrowych w Polsce, które bez znaczącego wpływu na gospodarstwa domowe otworzą drogę do realizacji tej inwestycji – przy poszanowaniu demokratycznej opinii społeczności lokalnych będących w bezpośrednim sąsiedztwie elektrowni jądrowej – to uważam, że taki projekt jest możliwy. Biorąc dodatkowo pod uwagę konieczność wyłączania wysłużonych bloków konwencjonalnych z systemu oraz przewidywaną dynamikę ekspansji OZE charakteryzującą się niskim wskaźnikiem generacji energii do faktycznie zainstalowanej mocy, ubytek mocy w systemie musi zostać zrekompensowany nowymi mocami. Nie twierdzę jednak, że energetyka jądrowa jest konieczna, ani tym bardziej, że nie powinniśmy jej brać pod uwagę.

KR: Czy istnieje możliwość, że do czasu zbudowania w Polsce pierwszej elektrowni jądrowej, technologie OZE rozwiną się na tyle, że energia jądrowa będzie niepotrzebna?

MG: Do czasu uruchomienia pierwszego bloku jądrowego – które jeśli nastąpi to między 2025-2035 r. – podaż energii z niesterowalnych źródeł OZE nie osiągnie pułapu, który może po pierwsze zrekompensować ubytek mocy spowodowany wyłączeniem starych jednostek, a po drugie utrzymać stabilną pracę całego systemu. Natomiast jeżeli mówilibyśmy o planach uruchomienia bloków jądrowych w bardzo odległym terminie, wtedy nie można byłoby wykluczyć scenariusza rozwoju tak efektywnych źródeł OZE i magazynów energii, że ich obecność w systemie w zupełności pokrywałaby zapotrzebowanie, a istnienie jakiejkolwiek innej metody wytwarzania energii opartej na źródłach nieodnawialnych byłoby zwyczajnie zbędne. Istotna w zadanym pytaniu jest zatem perspektywa czasowa o jakiej mówimy.

KR: Dla jakich odnawialnych źródeł energii nasz kraj ma najlepsze warunki?

MG: Z ekonomicznego punktu widzenia dotychczasowy system wsparcia w Polsce zapewniał najlepsze warunki do rozwoju tym źródłom odnawialnym, które charakteryzowały się najniższymi jednostkowymi kosztami wytwarzania energii – a więc była to głównie energetyka wiatrowa na lądzie. Jeśli natomiast wziąć pod uwagę uwarunkowania geograficzne, to należy wskazać na morską energetykę wiatrową oraz biogazownie i jednostki do dedykowanego spalania biomasy. Morska energetyka wiatrowa – choć nadal nieobecna w polskim systemie i wymagająca znacznych nakładów inwestycyjnych na rozbudowę infrastruktury – zaczyna już stawiać swoje pierwsze kroki na kartach regulacji. Niektóre z planowanych przez polskie spółki projektów morskich farm wiatrowych mają już wydaną tzw. decyzję o środowiskowych uwarunkowaniach i przewidują, że pierwsze wolumeny energii z pierwszej morskiej farmy wiatrowej mogą zostać przesłane do KSE już około 2025r. Turbiny wiatrowe na morzu charakteryzują się istotnie wyższym stopniem wykorzystania mocy zainstalowanej niż turbiny lądowe, a ich korzystna z racji wietrzności lokalizacja oferuje większą przewidywalność generacji. Natomiast jeżeli chodzi o biogazownie, to sektor rolniczy w Polsce jest w stanie zapewnić znaczący materiał wsadowy do procesu produkcji biogazu z biomasy roślinnej, odchodów zwierzęcych, czy odpadów poubojowych. Idea budowy małych biogazowni rolniczych rozproszonych po całym kraju zarówno zapewniłaby rynek zbytu dla odpadów po-rolniczych, ale również przyczyniłaby się istotnie do wzrostu udziału stabilnej energii odnawialnej w systemie energetycznym. Nie wspominając już o korzyściach płynących dla polskiego rolnictwa.

Pokaż więcej w  Wywiady

2 komentarze

  1. Anonim

    11 lutego 2017 at 13:34

    Pan Mateusz ciekawie i interesująco przedstawił wizję polskiej energetyki. Gratuluję i życzę powodzenia w ich realizacji.

  2. Ela

    11 lutego 2017 at 13:37

    Pan Mateusz ciekawie i interesująco przedstawił wizję polskiej energetyki. Gratuluję i życzę powodzenia w ich realizacji.

Sprawdź również

Marcin Popkiewicz o efektywności energetycznej

7 września  br. w Sejmie RP w Warszawie odbyła się Konferencja pt. „Konsultacje społeczne …