Węgiel długo będzie głównym paliwem

Rozmowa: Mikael Lemström , prezes Fortum w Polsce

Fortum wywodzi się z Finlandii ale działa w wielu krajach europejskich. Czy wierzy pan w unię energetyczną rozumianą jako jeden rynek ze wspólnym systemem wsparcia?

Chciałbym w nią wierzyć, bo realizacja tej idea byłaby korzystna dla całej Europy. Jeśli systemy energetyczne poszczególnych krajów byłyby ze sobą lepiej połączone i dodatkowo zastosowałoby jednolity system wsparcia, to w poszczególnych państwach członkowskich wygrywałyby technologie najbardziej opłacalne. Przykładowo w Hiszpanii i Włoszech montowane byłyby panele fotowoltaiczne, wiatraki by stawiano na Zachodzie, hydroelektrownie powstawałyby w krajach nordyckich i na Bałkanach, a w Polsce – siłownie na biomasę.

Jeśli prąd zacząłby swobodnie płynąć między poszczególnymi krajami, to jego cena by spadła a wraz z tym wzrosłaby konkurencyjność naszych gospodarek. Co więcej używalibyśmy też mniej węgla i gazu.

Takie podejście wymaga zmiany podejścia rządów. Dziś stoją one na stanowisku obrony miejsc pracy w swoich krajach. Zdają sobie sprawę, że pełna realizacja koncepcji unii energetycznej oznaczałaby delegowanie do Brukseli części kompetencji. Dlatego jest to trudny temat i niemożliwy do realizacji w krótkim czasie. To tak jak z budżetem unijnym, którego nadal nie ma mimo że od dawna mamy wspólną walutę.

Polski rząd opracowuje strategie rozwoju sektora energetycznego z perspektywą do 2050 r. Czego Fortum oczekuje po tym dokumencie?

Na razie znamy trzy scenariusze. Wszystkie one mówią o węglu, przy czym jego rola w energetyce będzie zmniejszała się. A to dobrze, bo ograniczymy emisje i zanieczyszczenie środowiska. Z tego punktu widzenia każdy z tych scenariuszy uważam za dobry.

Najgorszym wyjściem byłoby siedzenie z założonymi rękami i opieranie energetyki w 90 proc. na spalaniu węgla, jak dziś. Bez względu na to, jaki ostateczny miks paliwowy chce widzieć rząd polski w systemie, na pewno przybywać będzie mocy z odnawialnych źródeł. Powstanie też elektrownia jądrowa, ale raczej po 2030 niż w latach 20.

Czy Fortum będzie zainteresowanie polskim projektem jądrowym? Macie doświadczenie w tym temacie.

Patrzymy na to jako na pewną opcję w przyszłości, ale w tej chwili nie najważniejszą. Bo najpierw trzeba znaleźć optymalny sposób na sfinansowanie tak wielkiej inwestycji, a sama jej realizacja też nie potrwa krótko.

Podchodziliście do tej pory dość zachowawczo do inwestowania w Polsce tłumacząc się niestabilnym otoczeniem regulacyjnym. Na razie nie ma znaczącej poprawy w tym zakresie. Czy to dlatego zdecydowaliście się na budowę elektrociepłowni wielopaliwowej w Zabrzu?

Fortum dąży do produkowania jak największej ilości energii ze źródeł przyjaznych środowisku. W przypadku ciepła sytuacja jest trochę bardziej skomplikowana, bo na razie nie ma możliwości jego wytwarzania inaczej niż z węgla, gazu czy oleju.

Polska jest też w szczególnej sytuacji, bo ma własne pokłady węgla. Dlatego nie możemy uciec od tego paliwa. Wciąż jest ono najtańszym źródłem. Jednak coraz więcej mówi się także tu o ograniczaniu produkcji z węgla, co było nie do pomyślenia jeszcze 5 lat temu.

W Zabrzu zdecydowaliśmy się na źródło bardzo elastyczne, które będziemy w stanie wykorzystywać różne paliwa w zależności od możliwości jego zakontraktowania, sytuacji ekonomicznej czy też norm środowiskowych. W pierwszym okresie działalności planujemy połowę energii produkować z węgla, resztę z biomasy i paliw alternatywnych produkowanych m.in. z odpadów z gospodarstw domowych z lokalnego rynku.

Czy takie elastyczne kotły mogłyby być kluczem do sukcesu także dla innych spółek w przypadku ich inwestycji?

Zastosowane przez nas podejście jest odpowiednie raczej przy jednostkach o mniejszych mocach, które np. służą do produkcji ciepła miejskiego i przy okazji wytwarzają także energię. Nie byłoby jednak racjonalne biznesowo zastosowanie biomasy czy paliw alternatywnych przy blokach o wielkości 1-2 tys. MW. Polska idzie w kierunku dywersyfikacji paliw, powoli zmniejszając ilość węgla kamiennego i brunatnego w miksie, ale to nie stanie się z dnia na dzień. Te duże siłownie są nadal uzależnione od węgla i sądzę, że jeszcze przez kolejnych 20-30 lat będą stałym elementem naszego krajobrazu.

Bierzecie węgiel z kopalni śląskich pogrążonych w kłopotach, czyli m.in. Kompanii Węglowej czy Jastrzębskiej Spółki Węglowej. Ale ze względu na niekorzystną sytuację w branży wydobywczej możecie taniej kupować węgiel. Jak długo ten trend się może utrzymać?

Celem rządu jest uzdrowienie restrukturyzacja sektora, która ma prowadzić do uzdrowienia sytuacji w górnictwie. A to z pewnością oznacza likwidację części miejsc pracy i zmniejszenie produkcji. Kiedy zmniejszy się podaż węgla na rynku, to jego cena wzrośnie. To samo działo się w Wielkiej Brytanii 30 lat temu za rządów Margaret Thatcher.

Sądzę, że niskie ceny węgla będą faktem jeszcze przez rok lub dwa. Trudno jednak dziś przewidywać, co będzie później.

W ubiegłym roku podpisaliście list intencyjny w sprawie budowy elektrociepłowni w Płocku. Kiedy podacie szczegóły tej inwestycji?

Na pewno jesteśmy zainteresowani budową tego źródła w Płocku. Projekt jest trochę mniejszy niż ten w Zabrzu, ale koncepcja, czyli zastosowanie paliw alternatywnych – jest zbliżona. Na razie trudno powiedzieć, kiedy będziemy gotowi, bo takie inwestycje przygotowywane są latami. W proces przygotowania tej inwestycji zaangażowanych jest wiele stron. Trzeba wiele kwestii uzgodnić z miastem, porozumieć się z dotychczasowym dostawcą ciepła dla miasta, czyli PKN Orlen.

Mam nadzieję, że w przyszłym roku uda nam się poinformować o szczegółach w zakresie ostatecznej koncepcji czy harmonogramu realizacji. Decyzja o rozpoczęciu budowy będzie tez uzależniona od sytuacji ekonomicznej. Dziś jest ona dobra, bo w Europie niewiele się buduje. A to oznacza, że zainteresowani realizacją inwestycji wykonawcy są w stanie oferować trochę niższe ceny. Ale nie wiadomo, jak to będzie wyglądać za dwa lata.

Czy projekt w Płocku może rozbić się o rywalizację z dotychczasowym dostawcą ciepła. Podobny konflikt miał miejsce we Wrocławiu, gdzie też chcieliście budować swoją elektrociepłownie, a podobne plany miała działająca tam Kogeneracja.

Oba projekty są obecnie przygotowywane do realizacji, ale ostatecznych decyzji jeszcze nie podjęliśmy. Wszystko może się zdarzyć, jednak w obu przypadkach jesteśmy optymistami - w przeciwnym razie nie rozpoczynalibyśmy przygotowań. Jeśli chodzi o Płock to myślimy o źródle wielopaliwowym, gdzie będzie można spalać również RDF czyli paliwo produkowane z odpadów, co pomogłoby Miastu rozwiązać problem z odpadami komunalnymi. Oczywiście zarówno w tym przypadku jak i w przypadku Wrocławia rozmawiamy z naszymi partnerami, którzy obecnie są jedynymi producentami ciepła w tych miastach. We Wrocławiu obserwujemy stały wzrost zapotrzebowania na ciepło na poziomie 40-50 MW rocznie, a obecnie działające źródła są coraz starsze, także budowa nowego bloku wydaje się nieunikniona.

Co do wrocławskiej inwestycji, to cały czas rozwijamy projekt. Na razie jego realizacja nie byłaby opłacalna ze względu na wciąż wysokie ceny gazu i bez gotowego systemu wsparcia dla Kogeneracji po 2018 r.

Byliście w kilku przetargach na zakup aktywów ciepłowniczych w rożnych miastach Polski. Czy nadal będziecie w nich startować?

Faktycznie byliśmy zainteresowani m.in. spółkami w Białymstoku, Bydgoszczy czy Rudzie Śląskiej. Pierwszy wygrała Enea, w drugim wyłączne negocjacje prowadzi PGE, które prosiło po raz kolejny o wydłużenie ostatecznego terminu. Co do Rudy Śląskiej, to nie jest to wielkie aktywo, ale blisko od Zabrza. Proces sprzedaży tamtejszej spółki Carbo-Energia, zależnej od Kompanii Węglowej wstrzymano ze względu na restrukturyzację spółki górniczej. Jeśli zostanie wznowiony to ponownie do niego przystąpimy.

Podobna sytuacja jest w Gdańsku, gdzie w tym roku powinno dojść do wznowienia konkursu ofert na budowę źródła opartego o spalanie odpadów. Oczekujemy też podobnego przetargu w Warszawie. Nie podjęliśmy jednak jeszcze ostatecznej decyzji o starcie w stolicy, gdzie konkurencja w postaci PGNiG Termiki i Veolii (dawna Dalkia – red.) będzie poważna.

Myślicie o pilotowej sprzedaży produktów związanych z rynkiem ciepła dla prosumentów na rynku wrocławskim. Kiedy ten projekt będzie realizowany?

Najpierw musi dojść do zliberalizowania tego rynku, bo dziś obszar ciepła jest w pełni regulowany przez prezesa URE. Ale chcemy się do tego przygotować tak jak przed 10 laty w Finlandii, gdzie zainwestowaliśmy 1 mld euro w zainstalowanie w gospodarstwach domowych inteligentnych liczników elektrycznych. Dzięki nim gromadzimy dane o tym, w jaki sposób odbiorcy korzystają ze swoich urządzeń w domu. W ten sposób mogliśmy im zaoferować produkty i usługi nakierowane na oszczędzanie przez nich energii. Podobne rozwiązania chcemy wprowadzać na rynku ciepła, ale do tego potrzebne jest odpowiednie otoczenie otwarte na rozwiązania wspierające konkurencyjność.

To samo chcemy w przyszłości robić w Polsce, chociaż ostatecznej decyzji jeszcze nie podjęliśmy. Sama inwestycja związana z wymianą liczników potrwa jednak 2-3 lata. Taka platforma do przetwarzania danych będzie nas kosztować kilka milionów zł.

Działalność międzynarodowa Fortum

Akcje Fortum notowane są na helsińskiej giełdzie. W 2014 r. łączne przychody grupy sięgnęły 4,75 mld euro, a zysk operacyjny – 1,35 mld euro. Wywodzący się z Finlandii koncern jest obecny w krajach nordyckich, bałtyckich, Rosji i Polsce. U nas prowadzi działalność operacyjną w Świebodzicach, Wrocławiu, Częstochowie, Płocku, Zabrzu i Bytomiu.