Branża chce więcej wydawać na zeroemisyjną energetykę

Inwestycje giełdowych firm chemicznych w odnawialne źródła energii na razie są bardzo skromne. Co do zasady dopiero się do nich przymierzają lub dostrzegają zbliżającą się nieuchronność realizacji takich projektów. Muszą jednak przyśpieszyć, bo koszty i sposób pozyskiwania ciepła i prądu mają decydujący wpływ na ich kondycję.

Branża chemiczna jest jedną z tych, o której wynikach w dużej mierze decydują koszty pozyskania energii elektrycznej i cieplnej (para technologiczna). Z tego też powodu wzrosty jej cen, odnotowywane w ostatnich kwartałach, negatywnie wpływają na funkcjonowanie sektora.

Dużą energochłonnością charakteryzują się m.in. firmy z grupy Azoty. To przede wszystkim konsekwencja prowadzonej przez nie produkcji nawozów i tym samym zużywania dużych ilości gazu ziemnego i energii elektrycznej. W ubiegłym roku średnia cena błękitnego paliwa wzrosła o 163 proc. do 121,1 euro za 1 MWh (megawatogodzina). W efekcie koncern zmniejszył produkcję, co spowodowało spadek zużycia gazu do 18,6 TWh (terawatogodzina) z 22,7 TWh w 2021 r. Mimo tego koszty jego nabycia wzrosły do 10,4 mld zł z 4,6 mld zł. Ile energii zużyły Azoty, jest z kolei tajemnicą przedsiębiorstwa. Wiadomo jednie, że łączne koszty zużycia energii elektrycznej i cieplnej oraz węgla sięgały prawie 1,5 mld zł, wobec ponad 1,2 mld zł w 2021 r.

Zielone aktywa

Azoty część energii wytwarzają we własnych elektrociepłowniach, część w ramach przeprowadzanych przetargów od dużych firm obrotu energią elektryczną, a część pozyskują z TGE. Koncern nie podaje, ile z tego, co zużywa, stanowi energia pozyskana ze źródeł zeroemisyjnych. Mimo tego odczuwa presję, aby ten udział zwiększać. – Faktem jest, że coraz bardziej świadomi ekologicznie klienci oczekują produktów wytworzonych przy określonym śladzie węglowym. Aby utrzymać silną pozycję na rynku międzynarodowym, musimy więc dywersyfikować nasze źródła energii i rozwijać portfolio produktowe w zielonym kierunku, stąd prowadzimy równolegle kilka istotnych projektów w zakresie dywersyfikacji i jednocześnie poszerzamy nasze zielone portfolio, czemu służą inicjatywy takie jak chociażby Centrum Badawczo-Rozwojowe Bionawozów – twierdzi Monika Darnobyt, rzeczniczka prasowa Azotów.

Strategia koncernu zakłada, że w perspektywie do 2030 r. średni udział OZE w produkcji energii elektrycznej wyniesie w grupie 40 proc. W realizacji tego celu ma pomóc trwające przejęcie Zespołu Elektrowni Wodnych Niedzica. Azoty informują, że podmiot ten ma szansę stać się też integratorem „zielonych” aktywów energetycznych koncernu. Ponadto giełdowa grupa jest zainteresowana realizacją projektu budowy elektrowni fotowoltaicznej „Brzezinka” o mocy blisko 270 MWp (megawat peak).

Azoty chciałyby też wybudować na własne potrzeby mikroreaktor jądrowy (MMR). Kilkanaście dni temu podpisały porozumienie z firmą Ultra Safe Nuclear Corporation i Zachodniopomorskim Uniwersytetem Technologicznym w Szczecinie dotyczące rozwoju i budowy badawczego obiektu energetyki jądrowej wyposażonego w technologię ultrabezpiecznego reaktora jądrowego MMR. Reaktor o mocy 30 MWt (megawat mocy cieplnej) powstanie w zakładach w Policach i będzie służył jako obiekt szkoleniowy, badawczy i testowy. – Docelowo współpraca ma pozwolić na opracowanie planu wdrożenia na pełną skalę wykorzystania energii jądrowej do procesów chemicznych i wytwarzania pary oraz wodoru w obiektach grupy Azoty – informuje Darnobyt. Koncern dostrzega też potrzebę budowy spalarni w Tarnowie, gdzie tereny należące do Azotów postrzega jako jej naturalną lokalizację.

Będą nowe inwestycje

Znacznie szybciej mają być zrealizowane dwa inne projekty. Pierwszy o wartości 1,2 mld zł dotyczy budowy bloku energetycznego w oparciu o paliwo węglowe w ZA Puławy. Projekt jest realizowany od 2019 r. i ma być ukończony do końca tego roku. – Inwestycja ta ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa energetycznego dla spółki poprzez dostawy ciepła w postaci pary technologicznej, niezbędnej do realizacji procesów produkcyjnych w instalacjach chemicznych oraz zmniejszenie wolumenu kupowanej energii elektrycznej – informuje Darnobyt. Kolejny projekt, o nazwie Nowa Koncepcja Energetyczna, to pakiet siedmiu zadań inwestycyjnych, stanowiący alternatywę dla realizacji drugiego etapu elektrociepłowni w ZA Kędzierzyn. – Kluczowym założeniem inwestycji jest wykorzystanie ciepła procesowego pochodzącego z instalacji amoniaku do wytwarzania mediów energetycznych i energii elektrycznej – podaje Darnobyt. Projekt o wartości 292,9 mln zł ma być oddany do użytku w II kwartale 2024 r.

Dokładne dane z obszaru energetyki podaje grupa Ciech. W ubiegłym roku wyprodukowała i zakupiła prawie 7,4 TWh energii, z czego aż 90 proc. to jej własna produkcja. Z pozyskanego wolumenu ponad 6,7 TWh zużyła na własne potrzeby, a resztę sprzedała. Zdecydowaną większość zużytej energii, bo 89 proc., stanowiło ciepło, a resztę prąd. Najwięcej energii Ciech potrzebuje do produkcji sody. Z tego też powodu przy zakładach wytwarzających ten produkt posiada własne elektrociepłownie. Dwie z nich, znajdujące się w Inowrocławiu i Janikowie (woj. kujawsko-pomorskie), pracują w oparciu o węgiel kamienny. Z kolei obiekt w Stassfurcie (Niemcy) zużywa gaz ziemny. „Z zewnętrznych źródeł energii w Niemczech warto wspomnieć o instalacji termicznego przekształcania odpadów należącej do firmy Remondis. W 2022 r. Ciech pozyskał z tego źródła ok. 409 GWh energii cieplnej i elektrycznej” – informuje biuro prasowe spółki.

W ubiegłym roku koszty zużycia materiałów i energii w grupie wyniosły prawie 3,1 mld zł, wobec niespełna 1,8 mld zł poniesionych w 2021 r. Spółka informuje, że koszty wytwarzania i zakupu energii podążały za ceną surowców. „Ograniczaliśmy negatywny wpływ bezprecedensowego wzrostu kosztów surowców za pomocą kontraktów terminowych oraz aktywnego podejścia do kontraktacji, mającego na celu uwzględnienie tych wzrostów w cenach sprzedaży. W 2023 r. obserwujemy normalizację kosztów surowców po gwałtownych wzrostach, z którymi mierzyliśmy się w poprzednim roku” – podaje Ciech.

Nowe technologie

Jednym z elementów strategii grupy na lata 2022–2024 jest transformacja energetyczna biznesu sodowego, na co składa się w pierwszej kolejności poprawa efektywności procesów (m.in. obniżenie zużycia pary) i współspalanie biomasy z węglem. W związku z tym w Inowrocławiu przygotowywany jest projekt konwersji jednego z kotłów węglowych na kocioł opalany biomasą. Inny projekt dotyczy budowy przez zewnętrznego dostawcę instalacji umożliwiającej wykorzystanie energii pochodzącej z odpadów.

„W dłuższej perspektywie w grę wchodzi wykorzystanie m.in. technologii SMR (mały reaktor jądrowy – red.), która w przyszłości może być źródłem ciepła dla przemysłu. Tu współpracujemy ze spółką Synthos Green Energy w ramach listu intencyjnego podpisanego w 2021 r.” – zapewnia Ciech. Grupa przygląda się też rozwojowi technologii opartych na wodorze i wykorzystaniu magazynów energii. Ponadto w wybranych firmach należących do grupy uruchomiono mikroinstalacje fotowoltaiczne, a w Rumunii trwają przygotowania do budowy dużej farmy fotowoltaicznej. Do tego dochodzą projekty poprawy efektywności energetycznej, m.in. związane z odzyskiem ciepła z instalacji chemicznych, poprawą sprawności turbozespołów czy likwidacją strat ciepła.

Żadnych odpowiedzi na nasze pytania dotyczące sytuacji i działań podejmowanych w obszarze energetyki nie otrzymaliśmy od PCC Rokity i PCC Exol. Pierwsza z tych grup posiada w zakresie energetyki wyodrębnioną linię biznesową. Jej instalacje pracują w oparciu o węgiel. W 2022 r. zmniejszyły produkcję ciepła w parze technologicznej dla instalacji chemicznych o 15 proc., ciepła grzewczego o 13 proc. i prądu o 20 proc. Sprzedaż tych mediów do odbiorców z grupy PCC Rokita stanowiła 67 proc. przychodów osiągniętych przez biznes energetyczny. Ponadto spółka z dużym wyprzedzeniem kupuje energię z zewnątrz. Na ten rok zakontraktowała ją w trakcie ostatnich dwóch lat. W 2022 r. koszty zużytych materiałów i energii wyniosły w grupie ponad 1,3 mld zł i stanowiły 61,7 proc. całości kosztów rodzajowych. PCC Rokita nie wyklucza w przyszłości inwestycji w zwiększenie własnych mocy energetycznych. Analizuje m.in. zasadność budowy farmy fotowoltaicznej.

PCC Exol w raporcie za ubiegły rok przekonuje z kolei, że energia elektryczna zużyta przez grupę do produkcji w całości znajduje pokrycie w gwarancjach pochodzenia energii elektrycznej wytwarzanej z OZE. W tym czasie koszty zużycia materiałów i energii w grupie wzrosły o 41,8 proc., do 686 mln zł. Czy spółka planuje jakieś energetyczne inwestycje, nie wiadomo.

Żadnych przedsięwzięć energetycznych nie prowadzi obecnie, i na razie nie planuje, Polwax. – Jednak, uwzględniając obecną sytuację energetyczną na świecie, bierzemy pod uwagę konieczność podjęcia w przyszłości działań związanych z rzeczonymi instalacjami. Wtedy też zostaną dokładnie określane plany inwestycyjne wraz ze szczegółowymi parametrami – informuje Katarzyna Łudczak, kierownik marketingu Polwaksu. Jak w ubiegłym roku spółka radziła sobie z sytuacją na rynku energetycznym, powinno być wiadomo po publikacji raportu rocznego, czyli 13 kwietnia.