O bezpieczeństwie energetycznym słyszymy niemal z każdej strony. Nie bez powodu – nowoczesna gospodarka kraju pukającego do G20 będzie coraz bardziej energochłonna. A ostatnie miesiące dobitnie pokazały, że poleganie na dostawach surowców nawet przez bogate kraje może okazać się katastrofalne w skutkach.

Skąd się bierze bogactwo narodów? Może pochodzić z wielu źródeł. Etyka pracy, znakomite zarządzanie, położenie geograficzne to część czynników, które pomagają państwom i społeczeństwom w gromadzeniu zasobów. Mało co tak wspomaga zbicie majątku, jak… urodzenie się bogatym. Tak jak człowiek może mieć szczęście należenia do zamożnej rodziny, tak samo państwa mogą mieć szczęście posiadania na własnym terytorium zasobów naturalnych, które wystarczy tylko wykopać lub wydobyć i sprzedawać wszystkim chętnym.

Od metali, przez cenne elementy fauny aż do surowców energetycznych, różne państwa w czepku urodzone zdobywają zamożność tylko wydobywając i sprzedając dalej swoje cenne zasoby.

I tak Peru, Australia czy Republika Południowej Afryki siedzą na kopalniach złota, Botswana, Demokratyczna Republika Konga i Rosja mają ogromne złoża diamentów a Chile, Meksyk i Polska zostały obdarzone dużą ilością miedzi. Jednak bez złota i diamentów można spokojnie żyć, nikomu nie stanie się krzywda, jeśli nie będzie na co dzień ozdobiony lub ozdobiona biżuterią. Znacznie trudniej we współczesnym świecie żyć bez energii elektrycznej, ciepła bądź paliwa. Państwa z własnymi złożami ropy i/lub gazu znajdują się w bardzo uprzywilejowanej pozycji, nawet bardziej niż posiadacze metali szlachetnych. Właśnie z powodu tego, że szeroko rozumiana energia jest towarem strategicznym, podstawowym, który musi być nieustannie dostarczany do miliardów ludzi. Żaden metal nie jest tak fundamentalnie potrzebny masom jak energia.

Suwerenność a siła

Niezależność energetyczna nie musi iść w parze z potencjałem danego państwa. Stany Zjednoczone przez wiele dekad nie były suwerenne energetycznie dokładnie w okresie kiedy były najpotężniejszym mocarstwem na świecie. Paradoksalnie, właśnie gdy osiągnęły dosłownie w ostatnich latach suwerenność energetyczną dzięki łupkowej rewolucji, przestałyby być jedynym światowym hegemonem.  Wcześniej przez dekady zabezpieczały dzięki swojej potędze militarnej różne rejony, kraje, które właśnie posiadają złoża surowców, które mogły napędzać ogromną amerykańską gospodarkę.

Przykładem takiego kraju jest jedna z trzech ostatnich monarchii absolutnych, Arabia Saudyjska, która w innych okolicznościach pewnie należałaby do bloku przeciwników lub co najmniej dystansowałaby się od Ameryki, jako państwo o bardzo surowej kulturze i tradycji muzułmańskiej, po prostu państwo fundamentalistów. Jednak z racji tego, że na terenie Królestwa Saudów znajdują się niebotyczne złoża ropy naftowej, od wielu dekad USA i Arabia Saudyjską są strategicznymi sojusznikami.

Rosyjska ruletka

Stany Zjednoczone to światowa potęga, która ma dużo ruchów na światowej szachownicy. W zupełnie innej sytuacji znajdują się państwa o mniejszej sile, które przecież również muszą czymś napędzać swoją gospodarkę i dostarczać podstawowe usługi obywatelom.

Dobrym przykładem jest tutaj Mołdawia, a dokładnie jej historia w ostatnich miesiącach.

Mołdawia to, jak wiadomo, była republika sowiecka, więc jej system energetyczny został zaprojektowany w niezbyt skomplikowany sposób. Całą energii zapewnia gaz, dodatkowo importowany w  niemal 100% z Rosji. Jakby tego było mało, operator infrastruktury gazowej w Mołdawii, Moldovagaz (taki nasz PGNiG), należy w 50% do Gazpromu, państwo ma 36% udziałów, zatem uzależnienie jest ogromne. Gaz był dostarczany na bazie długoletniej umowy, która skończyła się w tym roku. Na podstawie jej zapisów Mołdawia kupowała gaz za ok. 148 dolarów za 1000 m3. Umowa zakończyła się we wrześniu, na bazie miesięcznej umowy na październik cena wzrosła do 550 dolarów. Propozycja Gazpromu na kolejną umowę, na listopad, opiewała na 790 dolarów za 1000 m3. Rada Ministrów w Kiszyniowie odmówiła i stanęła przed groźbą przerwania dostaw wraz z 31 października. Cała sprawa ma kontekst polityczny. W ubiegłym roku wybory prezydenckie w Mołdawii wygrała prozachodnia polityk, Maia Sandu a później wspierana przez nią partia zdobyła większość w parlamencie. Premierem została Natalia Gavrilita. Rządzący obóz ma ambicje dążyć do integracji z Unią Europejską, co oznacza osłabienie wpływów rosyjskich, które od upadku ZSRR utrzymywane były na bardzo wysokim poziomie.

Czytaj również: Czyżewski: Cicha rewolucja w białoruskiej energetyce. Szanse dla Polski

„Financial Times” pod koniec października dotarł do informacji, że Moskwa zaproponowała niższe ceny gazu dla Kiszyniowa w zamian za… odejście od prozachodniego kursu¹. Nietrudno uwierzyć w takie doniesienia ponieważ Kreml wielokrotnie używał Gazpromu jako narzędzia politycznych wpływów. Rosjanie oczywiście mają quasi-alibi na swoje żądania cenowe. Wartość jednostki gazu na giełdach w Europie w ostatnich miesiącach wzrosła kilkukrotnie. Kilka dni po tych doniesieniach Mołdawia podpisała nową umowę z Gazpromem stojąc w obliczu braku prądu i ogrzewania w zimę. Nie wiadomo, co przywódcy tego kraju obiecali Kremlowi, ale jedno jest pewne – Rosja nie daje nic za darmo. Cena na listopad miała wynosić 450 dol./1000 m3², a następnie ma być waloryzowana ceną rynkową gazu w Europie.

Zresztą to nie pierwszy ani nie jedyny przypadek, gdy Rosja wykorzystuje gaz ziemny, czyli swój zasób naturalny, aby uzyskiwać polityczne wpływy. Nawet jeśli ograniczymy się do ostatnich miesięcy to można wymienić umowę z Gazpromu z Serbią, w której uzgodniono taką samą cenę za 1000 m3 (290 dol.) jak przy poprzednim kontrakcie, podczas gdy rynkowe ceny niebieskiego paliwa wzrosły kilkukrotnie. Wcześniej taką samą umowę podpisała Bośnia i Hercegowina. Białoruś kupuje gaz jeszcze taniej – po 129 dolarów za 1000 m3³. Wszystkie te umowy wiążą się z konkretnymi ustępstwami i przysługami politycznymi, czyli de facto z ograniczeniem suwerenności wymienionych państw na rzecz Moskwy⁴.

Zgoła innym przykładem jest Hiszpania, która również stanęła w obliczu masowego blackoutu w listopadzie. Prawie połowę energii elektrycznej ten kraj produkuje z gazu a zdecydowaną jego większość czerpie z importu z Algierii. Na początku listopada kraj ten zamknął gazociąg Maghreb-Europa (MGE), który biegnie przez 540 km terytorium Maroka i 45 km Morza Śródziemnego, zanim dotrze do Zahara de los Atunes na południu Hiszpanii. Decyzja ta – spowodowana pogarszającymi się stosunkami między Algierią i Marokiem – zmusiła Hiszpanię do zwiększenia ilości dostaw skroplonego gazu ziemnego (LNG), który importuje specjalnymi statkami, aby zapobiec ryzyku ewentualnych niedoborów. Jednak Madryt trafił na wyjątkowy moment, gdy gaz jest rekordowo drogi a popyt na niego jeden z najwyższych w historii. Przez jakiś czas wydawało się, że nawet bogaty, zachodnioeuropejski może mieć w zimę niedobory energii. Przez uzależnienie od dostawców.

Polska suwerenna?

Nasz kraj właściwie jest suwerenny energetycznie. Daleko nam do poziomu uzależnienia od zewnętrznych podmiotów Mołdawii, Serbii, czy nawet Hiszpanii. Gaz co prawda importujemy z Rosji, ale stanowi on jedynie kilkanaście procent naszego miksu energetycznego, jak i ciepłowniczego. Poza tym – zdywersyfikowaliśmy w ostatnich latach możliwości dostaw, zarówno poprzez budowę terminala LNG w Świnoujściu, jak i przez konstrukcję gazociągu Baltic Pipe, przez który popłynie najprawdopodobniej już w przyszłym roku niebieskie paliwo z norweskiego szelfu kontynentalnego.

Jak powszechnie wiadomo, ok. 70% naszej energetyki jest oparte o elektrownie węglowe. A tego surowca mamy sporo w zapasach. „Czarne złoto” to nasz sztandarowy zasób naturalny. Powinniśmy więc uznać, że jesteśmy krajem suwerennym energetycznie. Jest tylko jeden problem – musimy do tego dopłacać miliardy złotych rocznie⁵. Czy po poznaniu tego faktu wciąż możemy mówić o suwerenności energetycznej? Z jednej strony – żaden zewnętrzny podmiot nie spowoduje, że dotkną nas niedobory energii, ale mogą to spowodować czynniki zewnętrzne, dekady zaniedbań i braku reform systemu energetycznego. To jednak temat na inny artykuł, choć oczywiste jest, że w najbliższej dekadzie z tego systemu wypadnie kilka starszych elektrowni i tę lukę będzie trzeba czymś zastąpić.

Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku, czyli rządowy program, zakłada, że w ciągu dwóch dekad powstaną w naszym kraju dwie elektrownie jądrowe liczące łącznie sześć reaktorów, każdy po 1-1,6 GW mocy. Pierwsza już w 2033 roku⁶. Wielu komentatorów wskazuje, że to plan nierealny, zwłaszcza biorąc pod uwagę, że polski program jądrowy ma już kilkanaście lat, a nie ustalono nawet lokalizacji pierwszej elektrowni oraz nie wyłoniono wykonawcy.

Rzeczywiście, cały proces przebiega w bardzo powolnym tempie, ale w tym momencie mamy niewiele ścieżek wyjścia z sytuacji. Duże bloki węglowe musimy czymś zastąpić a trudno wyobrazić sobie sytuację, w której budujemy nowe elektrownie węglowe. Podjęliśmy jako państwo zobowiązania do obniżania emisji, oczywiście w swoim tempie i uwzględniając naszą pozycję startową, jednak z wielu powodów budowa nowych elektrowni węglowych jest nierealna, co pokazała choćby sprawa elektrowni Ostrołęka, gdzie zbudowano bloki węglowe, które teraz najprawdopodobniej pójdą do rozbiórki. Istnieje oczywiście scenariusz, w którym redukujemy węgiel zastępując go gazem od Niemiec, które będą odsprzedawać niebieskie paliwo płynące Nord Stream 1 i 2, ale to syzyfowa droga, gdyż wpadniemy z uzależnienia się od gazu z Rosji w jeszcze większe uzależnienie się od gazu z Rosji, tylko z pośrednictwem Niemiec.

Energia jądrowa to niezależność dostaw

Spójrzmy na kraj, który w energetyce jest synonimem energii jądrowej, czyli Francję. Nie ma ona właściwie w ogóle surowców energetycznych i teoretycznie powinna być skazana na dostawy, tak jak sąsiednie Włochy czy Hiszpania. I oczywiście Francja importuje gaz, ale stanowi on ok. 15% jej zapotrzebowania na energię. Kolejne 15% generuje z dosyć rozbudowanego systemu elektrowni odnawialnych. Reszta zaś, czyli ok. 70%, to energia jądrowa generowana z 56 reaktorów rozsianych po całym kraju.

Urzędujący prezydent Emmanuel Macron jeszcze na początku swojej kadencji miał redukować ten udział w kierunku 50% miksu energetycznego, ale niedawno zapowiedział wielki powrót do energii jądrowej i budowę nowych bloków. Byłoby to wskrzeszenie lub przebudzenie francuskiego atomu, gdyż od 1988 r., czyli czasów katastrofy w Czarnobylu, nad Sekwaną nie budowano nowych EJ. Skupiono się na modernizacji i podtrzymaniu dotychczasowych, państwowa spółka odpowiedzialna za funkcjonowanie elektrowni, EDF, szukała inwestycji zagranicznych, mając dekady doświadczenia w budowie i działalności elektrowni jądrowych.

Ten sam Macron w grudniu br. dokonał spostrzeżeń zgodnych z powyższym wywodem. „To jest kwestia suwerenności dla wielu z nas, bo gazu nie mamy tutaj, w Holandii prawie w ogóle go nie ma. Skąd go importować? Z Rosji? Z Turcji? Także ta sytuacja uzależnienia byłaby niekorzystna, natomiast energia nuklearna to suwerenność (…) i nie jest to ekwiwalent gazu, bo to jest jedyna możliwość produkcji energii w sposób suwerenny. Jeżeli zrezygnujemy z energii nuklearnej, to będzie to sprzeczne z tym, co mówią specjaliści od klimatu i energii. Szczególnie, że to by ograniczyło jeszcze naszą suwerenność strategiczną. Energia atomowa służy redukcji emisji CO2” – mówił na forum unijnym walcząc o uwzględnienie atomu w taksonomii UE. Gdyby energia jądrowa weszła do taksonomii, to oznaczałoby, że projekty jądrowe mogłyby liczyć na unijne dofinansowanie⁷.

Można argumentować, że do funkcjonowania EJ potrzeba surowca, jakim jest izotop uranu, ale prawda jest taka, że znacznie trudniejsze jest wybudowanie i operowanie elektrownią, niż zakupienie uranu. Rzecz jasna, z funkcjonowaniem elektrowni jądrowych wiąże się wiele społecznych obaw, zwłaszcza po dwóch katastrofach – w Czarnobylu i Fukushimie. Wiele napisano już o obu, ale należy podkreślić, że pierwsza spowodowana była koszmarnymi standardami bezpieczeństwa, zwłaszcza niezależności w badaniu stopnia zabezpieczeń. Błędy ludzkie i systemowe spowodowały katastrofę w Czarnobylu i nie ma wątpliwości co do tego, że była to jedna z największych tragedii XXw. Odnośnie Fukushimy należy podkreślić fakt, że w wyniku zdarzeń radiacyjnych zginęła tylko jedna osoba. 20 tys. ofiar pochłonęło tsunami o potężnej sile. Faktem jest też, że elektrownia w Fukushimie nie była przygotowana na trzęsienie ziemi i tsunami na taką skalę, można pod to również podciągnąć błąd ludzki⁸.

Czytaj również: Czyżewski: Co będzie z górnikami po zielonej transformacji?

Innym często pojawiającym się zarzutem czy obawą są odpady radioaktywne. Tylko że w Polsce od dekad mamy składowisko odpadów w Różanie, 90 km od Warszawy. Przy odpowiednich procedurach bezpieczeństwa, odpady po elektrowni nie powinny stanowić problemu. Właśnie te procedury to bodaj najważniejsza rzecz, jeśli mówimy o energetyce jądrowej. Nie jest tak, że przestrzeganie ich jest zadaniem nie do wykonania. Na świecie obecnie działa 440 reaktorów jądrowych, a 55 jest budowie. Planowanych jest kolejne 109, w tym 6 polskich. Jak widać z tych liczb, energetyka jądrowa ma się dobrze, inwestuje w nią zarówno świat rozwinięty (USA, Wielka Brytania, Francja, Chiny), jak i rozwijający się. W Europie zyskuje ona coraz więcej zwolenników i najprawdopodobniej znajdzie się w unijnej taksonomii. Polska powinna skorzystać z niskoemisyjnego, stabilnego źródła energii, na które jeszcze dostaniemy środki unijne. Trudno się nie zgodzić z francuskim prezydentem, kiedy mówi, że energia jądrowa to suwerenność energetyczna. Ceny paliw kopalnych lubią zaskakiwać i wymykać się spod kontroli, energia jądrowa pod kątem kosztów jest o wiele bardziej przewidywalna.

Artykuł został pierwotnie opublikowany w kwartalniku “Myśl Suwerenna. Przegląd Spraw Publicznych” nr 4(6)/2021.

[Grafika: pixabay.com]

_______________________________

[1] https://www.ft.com/content/138a0815-98bd-42b8-b895-49e89b980a99

[2] https://energetyka24.com/moldawia-podpisala-nowy-kontrakt-z-gazpromem

[3] https://www.upstreamonline.com/production/belarus-secures-cheap-gas-deal-with-gazprom-as-russia-eyes-more-co-operation/2-1-1111500

[4] https://biznesalert.pl/putin-dal-bosni-tani-gaz-i-ma-wspierac-ja-w-sporze-z-zachodem/

[5] https://wise-europa.eu/2017/09/19/ukryty-rachunek-wegiel-premiera-raportu/

[6] https://www.gov.pl/web/klimat/polityka-energetyczna-polski-do-2040-r-przyjeta-przez-rade-ministrow

[7] https://www.energetyka24.com/macron-atom-to-jedyna-mozliwosc-produkcji-energii-w-sposob-suwerenny

[8] https://www.energetyka24.com/najwieksze-mity-o-katastrofie-w-fukushimie-komentarz

Artykuł Atom to suwerenność energetyczna pochodzi z serwisu Myśl Suwerenna.

„Docelowo wszyscy stracą pracę” – powiedział w marcu w wywiadzie nt. branży wydobywczej wiceminister aktywów państwowych Artur Soboń. Stopniowa likwidacja górnictwa w Polsce staje się faktem, dziesiątki tysięcy ludzi pozostanie bez zatrudnienia.

Ostatnia kopalnia w Polsce będzie zamknięta w 2049 r., wydaje się, że to sporo czasu, ale już teraz trzeba myśleć nad tym, jak ten proces przeprowadzić, również w aspekcie rynku pracy. Zanim wczujemy się w sytuację biednych górników, którym likwidują miejsca pracy, przypomnijmy jedną statystykę.

W 1990 r. w górnictwie zatrudnionych było 388 tysięcy osób. W 2019 r. zostało już tylko 83 tysięcy. Gdzie podziało się te 305 tysięcy? Choć trudno prześledzić ich losy, wygląda na to, że po prostu odnaleźli się w innej roli w społeczeństwie i gospodarce. Oczywiście ta liczba będzie niższa, bo przez ten okres więcej górników przechodziło na emeryturę niż zaczynało kariery, ale nawet jak zaniżymy ją do 150 tys., to wciąż jest to spora grupa ludzi.

Wynika z tego że ci, którzy musieli pożegnać się z kopalniami najpewniej znaleźli inne zajęcie, życie ekonomiczne „wchłonęło” te grupę ok. 150 tysięcy osób bez żadnych kompleksowych programów. Pewnie dla wielu nowe okoliczności były wyzwaniem, ale ostatecznie znaleźli nowy sposób zarobkowania.

Od 1990 r. do 2019 minęło 29 lat. Dokładnie tyle samo dzieli rok 2020 r., gdy wspomniany wiceminister Soboń ogłosił datę zamknięcia ostatniej kopalni, od roku 2049, czyli właśnie tej daty. Tym razem jednak sytuacja jest zupełnie inna. Unijne środki z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji (FTS) i nie tylko pozwolą na stworzenie dedykowanych planów i programów, które lokalne władze będą mogły stopniowo realizować, aby przekwalifikowywać górników.

Z dotychczasowych działań i deklaracji ze sfer rządowych wynika, że prawie nikt nie pozostanie na lodzie. Samorządom również powinno zależeć na płynnym przejściu górników do innych branż, gdyż oni oraz ich rodziny są również wyborcami, zwłaszcza na Śląsku.

Oczywiście ogromna liczba ludzi zmienia pracę codziennie. Czasem również z powodów kurczenia się, czy likwidacji konkretnych branż. Natężenie tego zjawiska obserwujemy zwłaszcza od początku epidemii koronawirusa, który po prostu zmiótł niektóre sektory gospodarki z powierzchni ziemi.

Nie ma drugiej takiej branży w Polsce, która pozostawi osieroconych tyle osób w tak krótkim czasie. Ponadto, wygaszanie górnictwa węglowego nie jest efektem naturalnych mechanizmów rynkowych, tylko decyzji rządzących zarówno na najwyższych szczeblach unijnych, jak i krajowych. Na przekształcenie terenów pogórniczych i przebranżowienie zatrudnionych w kopalniach zostaną więc przeznaczone niemałe środki finansowe.

Górnicy powinni więc być względnie spokojni. Choć wielu z nich zapewne poradzi sobie samemu, znajdzie inny sposób na zarobkowanie, to na pewno duża grupa będzie potrzebować wsparcia.

Z brudnej energii w czystą?

Oczywistym kierunkiem czy obszarem dla byłych górników wydaje się pozostanie w branży energetycznej. W końcu w kolejnych dekadach będziemy potrzebować nawet więcej energii niż obecnie – ta pochodząca z węgla musi zostać czymś zastąpiona. Do budowy nisko- i zeroemisyjnych źródeł energii potrzebni są pracownicy. Np. na wielomiliardowych inwestycjach w morską energetykę wiatrową ma skorzystać ok. 100 polskich przedsiębiorstw, i to tylko przy budowie farm przez PGE¹, a przypomnijmy, że podobne plany ma Orlen i Tauron.

Wiele nowych przedsiębiorstw powstanie przy okazji tych inwestycji. Obsługa całego procesu wymaga ogromnych nakładów, od logistyki przez podwykonawców obiektów po choćby obsługę gastronomiczną. Niełatwo na razie konkretnie określić zakres potrzeb, lokalizację i okres pracy poszczególnych trybików, z usług których będą korzystały spółki energetyczne przy budowie wiatraków na morzu, ale jedno jest pewne – powstaną tysiące nowych miejsc pracy. Przy odpowiedniej koordynacji np. samorządów z wykonawcami oraz byłymi górnikami można część z nich zachęcić do współtworzenia czystych źródeł energii.

Bałtyk to nie jedyny obszar gdzie będą trwały prace nad zieloną energią. Astronomiczny wzrost obserwujemy w branży fotowoltaicznej. W ciągu niecałych trzech lat moc zainstalowana urosła ponad dziesięciokrotnie, stan na kwiecień to prawie 4469 MW², podczas gdy jeszcze w 2018 roku było to tylko 344 MW. Ten dynamiczny wzrost nie byłby zapewne możliwy bez programu „Mój prąd”, który oferuje do 5 tys. zł dopłaty do paneli w małych, głównie przydomowych instalacjach. Co ciekawe, 5 tysięcy złotych to najczęściej nie jest nawet ¼ środków, które trzeba przeznaczyć na przydomową instalację fotowoltaiczną. Zwykle ta kwota waha się między 30 a 40 tysięcy złotych. Na niedawnej konferencji Europower prezes Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej, który jest organizatorem i dysponentem pieniędzy z programu „Mój prąd”, zwrócił uwagę, że miliard złotych, jaki został przeznaczony na program, pociągnął za sobą ok. 5 mld złotych inwestycji prywatnych. Wyraźnie widać, że Polacy chcą przechodzić na czystą energię i nie wahają się wykładać swoich oszczędności, nawet jeśli inwestycja zwróci się po pewnym czasie.

Do rosnącej jak na drożdżach branży również potrzeba pracowników. Od konsultantów, ekspertów od marketing, aż do fachowców od samej instalacji i obszaru elektroenergetycznego. Podczas konferencji TOGETAIR 2020 Lech Kaniuk, właściciel firmy SunRoof zajmującej się właśnie fotowoltaiką ogłosił, że zatrudni 10 tys. górników, którzy stracą pracę w kopalniach w przeciągu 5 lat. Nawet jeżeli słowa Kaniuka były przesadzone, to 10 tys. stanowi już 12% wszystkich zatrudnionych w kopalniach! A mówimy tylko o jednej firmie.

Do 2030 r. Polska ma czerpać 27% energii z OZE, dlatego branża fotowoltaiczna czy wiatrowa nie znikną, ani nagle się nie skurczą, będzie to raczej kierunek wzrostowy, wsparty dodatkowo politykami unijnymi i krajowymi. A i tak te szacunki są bardzo ostrożne, taki poziom mocy w OZE możemy osiągnąć jeszcze przed 2025 rokiem. Cele na kolejne dekady są przecież jeszcze ambitniejsze.

Przy zwiększonym w perspektywie dekady zapotrzebowaniu na energię elektryczną (wg obliczeń Ministerstwa Klimatu wzrośnie ono do 193,3 Twh w 2030 r. wobec 164,4 Twh w 2019 r.), naturalnym kierunkiem dla byłych górników faktycznie wydają się branże w ramach sektora energetycznego, które mają lukę po węglu wypełnić.

Nie da się rzecz jasna przestawić kilkudziesięciotysięczną grupę ludzi od tak, 1:1, jednym ruchem wajchy z miejsca A do miejsca B. Układanie paneli słonecznych czy budowa wiatraków różni się w każdym niemal aspekcie strukturą, sposobem, częstotliwością od pracy w kopalni. Nie mówiąc już o tym, że aby wykonywać prace związane z OZE, trzeba najpierw się ich nauczyć. Bardzo istotna jest tu rola samorządów i władz centralnych, aby konkretne fundusze były przeznaczane na programy szkoleniowe.

Mimo to energetyka, już ta czysta, niskoemisyjna, jest naturalnym kierunkiem dla sierot po kopalniach. W ten sposób górnicy nie pozostaną ofiarami transformacji energetycznej, ale będą ją wprowadzać w naszym kraju.

Wydobycie metali

Innym kierunkiem, także naturalnym dla byłych górników jest… górnictwo. Tyle, że nie węglowe. Na terenie naszego kraju istnieje wiele kopalni zajmujących się wydobyciem metali. Jakie perspektywy dla śląskich górników stoją w tym zakresie?

W górnictwie metali tj. miedź, cynk, srebro w Polsce zatrudnienie z każdym rokiem rośnie. Niewykluczone, że kolejne złoża będą odkrywane na terenie Polski, co wymagałoby świeżego zaciągu rąk do pracy. Ponadto, wiele złóż jest gotowych do eksploatacji, czeka jedynie na odpowiednie koncesje. A przypomnijmy, że miedź jest bardzo ważnym surowcem pod kątem transformacji energetycznej. Żeby nie szukać daleko – pojedyncza turbina wiatrowa o średniej mocy 3 MW zawiera nawet 4,7 ton miedzi. Podobnie w przypadku zrównoważonego transportu – do produkcji samochodu elektrycznego potrzeba niemal cztery razy więcej miedzi niż spalinowego. Metal ten jest też kluczowy dla budowy infrastruktury ładowania tego typu pojazdów. Ponadto, kopalnie metali zlokalizowane są w bliskim sąsiedztwie śląskich zagłębi węglowych, zatem zakładając że część górników węglowych przebranżowiłaby się na metale, nie musiałaby przenosić się daleko, a czasami nawet wcale.

Rzecz jasna pod kątem technicznym praca górnika węglowego odróżnia się od tego wydobywającego metale, ale już na starcie jest wiele podobieństw – choćby funkcjonowanie głęboko pod ziemią. Przebranżowienie w tym zakresie również będzie wymagało szeregu szkoleń, ale są to branże pokrewne i ze sobą związane.

Przykłady z innych państw

Polska nie jest pierwszym krajem, który będzie zamykał kopalnie. Mamy cenne doświadczenia z całej planety, i choć każde państwo i region ma swoją specyfikę, to można przynajmniej wyciągnąć wnioski i naukę z podobnych procesów.

Nadrenia Północna Westfalia, która przez dekady zamykała kopalnie, musiała zmierzyć się z faktem, że tysiące ludzi musi zmienić pracę w niedługim okresie. Obecnie land, gdzie mieści się słynne Zagłębie Ruhry, jest jednym z niemieckich liderów czystych technologii energetycznych.

Jeden z kluczowych czynników, które ułatwiły procesy transformacji, to edukacja. Władze landu już od lat 60. i 70. XX w. ustanawiały uniwersytety, najpierw w Bochum, następnie w Duisburgu, Dortmundzie, Dusseldorfie, Paderborn i Essen. Ten proces spowodował, że pojawili się eksperci od ekonomii, którzy zaczęli tworzyć huby dla startupów i rozprzestrzeniali odpowiedni klimat innowacyjności. Przez dwie dekady (1988-2007) władze landu wydały 700 mln euro na pobudzenie przedsiębiorczości w zakresie nowych technologii energetycznych. Ten impuls spowodował wysyp nowych przedsiębiorstw, które przecież potrzebowały siły roboczej. Cały proces, właściwie przez kilkadziesiąt lat prowadziły władze samorządowe.

Doświadczenia w zamykaniu kopalni ma również Australia. W Victorii dominacja przemysłu węglowego utrudniła przejście na gospodarkę niskoemisyjną. Jednak utworzenie Spółdzielni Pracowników Ziemi stworzyło platformę dla różnych zainteresowanych grup do zakładania zrównoważonych przedsiębiorstw, takich jak pierwsza australijska fabryka należąca do pracowników, produkująca urządzenia i komponenty wykorzystujące energię odnawialną. To unaocznia, jak społeczności lokalne mogą tworzyć miejsca pracy i utrzymywać zyski na swoim terenie bez polegania na węglu.

Inaczej wygląda sytuacja po drugiej stronie świata, w kanadyjskiej Albercie. Tam wiele zakładów produkcyjnych przechodzi z węgla na gaz. Chociaż ta zmiana tworzy miejsca pracy poza sektorem węglowym, w niewielkim stopniu zapewnia zatrudnienie, ponieważ wydobycie i produkcja gazu ziemnego wymaga mniejszej liczby pracowników niż węgla. Przykładowo firma energetyczna TransAlta przekształca swoją opalaną węglem elektrownię Sundance w Wabamun na gaz ziemny. Polska również widzi w gazie surowiec przejściowy w transformacji energetycznej, na forum unijnym obecnie trwa walka o to, aby niebieskie paliwo uznać za surowiec przejścia. W związku ze stale rozwijającą się infrastrukturą i nowymi projektami choćby w ramach Trójmorza, być może to również jest kierunek dla górników.

Berlin w Warszawie (i na Śląsku)

A jaki wypracowujemy w ogóle model odchodzenia od węgla? Cóż, odpowiedź nie jest zaskakująca – niemiecki. We wrześniu 2020 r. rząd osiągnął porozumienie z górnikami co do wygaszenia sektora węglowego. Co rzuca się na pierwszy rzut oka, to fakt, że nasz model odchodzenia od węgla intensywnie czerpie z… niemieckiego. Berlin już w 2007 roku podjął decyzję o wygaszaniu sektora, określającą ostatni okres subsydiowania wydobycia węgla kamiennego na koniec 2018 roku. Jest więcej podobieństw między niemieckim a polskim modelem dekarbonizacji.

Co jest widoczne, to rozdzielenie sektora wydobywczego z sektorem energetycznym opartego na węglu. U naszych zachodnich sąsiadów dwie ostatnie kopalnie węgla kamiennego zakończyły pracę w grudniu 2018 roku³, ale jeszcze w 2020 roku w Niemczech podłączano do sieci nową elektrownię zasilaną czarnym złotem, czyli Datteln IV.

Polski rząd opierał się też na modelu niemieckim projektując specjalny podmiot o roboczej nazwie Narodowa Agencja Bezpieczeństwa Energetycznego, który ma wykupić aktywa węglowe od wszystkich państwowych spółek i nadzorować ich wygaszanie – dokładnie takie samo rozwiązanie zostało zastosowane nad Renem. Agencja ta zajmuje się zabezpieczeniem i rekultywacją terenów pokopalnianych, dbaniem o tradycje i kulturę regionów wydobywczych a także o losy samych górników oraz rekompensowaniem ewentualnych szkód górniczych.

Czerpanie z modelu niemieckiego powinno z jednej strony ułatwić drogę do notyfikacji Komisji Europejskiej, ale nie kończy to problemów dotyczących zgodności polskich planów dekarbonizacyjnych z unijnymi przepisami oraz kwestią dostosowania Polityki Energetycznej Polski do 2040 roku do sytuacji w sektorze wydobywczym.

Ostateczne porozumienie z górnikami osiągnięto 28 maja br. Umowa społeczna w sprawie transformacji górnictwa, parafowana przez strony społeczną i rządową 28 kwietnia, określa tempo i zasady stopniowej likwidacji górnictwa węgla energetycznego oraz mechanizmy wsparcia transformacji Śląska. Zakłada m.in. wygaszenie kopalń węgla energetycznego do 2049 r. zgodnie harmonogramem, pomoc publiczną dla górnictwa w tym okresie, osłony socjalne dla górników i mechanizmy wsparcia transformacji Śląska.

Umowa ma cztery załączniki, dotyczące inwestycji w czyste technologie węglowe, pomocy publicznej dla kopalń, wykazu gmin górniczych dotkniętych transformacją oraz instrumentów wsparcia firm i gmin okołogórniczych. Porozumienie przewiduje ponadto warte łącznie ponad 16 mld zł inwestycje w czyste technologie węglowe oraz powołanie specjalnego Funduszu Transformacji Śląska z 500-milionowym kapitałem początkowym i gwarancjami na kolejny miliard zł – projekt ustawy powołującej fundusz ma przedstawić wkrótce strona społeczna. Wiceminister Artur Soboń zapowiedział, że w czerwcu rozpoczną się prace nad kolejnymi programami wynikającymi z załączników do umowy społecznej dla górnictwa – chodzi o program wsparcia samorządów gmin górniczych oraz program dla firm okołogórniczych.

Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów złożył ostatnim tygodniu maja do Komisji Europejskiej wniosek prenotyfikacyjny dotyczący programu transformacji górnictwa węgla kamiennego, którego elementem jest umowa społeczna.

Proponowany przez stronę polską system wsparcia dla branży wydobywczej opiera się na pokrywaniu przez budżet kosztów fizycznej eliminacji kopalń i tzw. kosztów nadzwyczajnych, czyli głównie osłon socjalnych dla górników, oraz – co dotąd nie miało miejsca – budżetowych dopłatach do obniżenia produkcji węgla. Częścią wniosku prenotyfikacyjnego są programy operacyjne kopalń, zawierające m.in. szczegółowe założenia produkcyjne i plany redukcji mocy, przy wsparciu państwa.

Przyszłość

Transformacja energetyczna to proces niezwykle zawiły. Pozostawi on dziesiątki tysięcy ludzi bez pracy. Na szczęście zanim to nastąpi, mamy jeszcze trochę czasu. Władze centralne oraz samorządy powinny mieć już gotowe programy wsparcia i szkoleń, strategię, dzięki której górnicy znajdą nowy sposób zarobkowania. Jak pokazują przykłady ze świata – proces jest jak najbardziej możliwy do realizacji przy odpowiedniej strategii i nakładach.

Wydaje się, że otworem stoi branża energetyczna, ale ta nowa, korzystająca z czystych źródeł – aby zainstalować infrastrukturę i moc mającą węgiel zastąpić, będzie potrzeba tysięcy rąk do pracy. Inną drogą są kopalnie metali – tutaj miejsca pracy mogą być ograniczone, jednak w Polsce cały czas otwierają się nowe kopalnie. Nic dziwnego – zapotrzebowanie na metale, które są niezbędne do transformacji energetycznej będzie stale rosło, tak samo jak ich cena. Górnicy nie muszą się przesadnie martwić, umowa społeczna zawarta z przedstawicielami rządu zabezpiecza ich interesy oraz zakłada pompowanie miliardów w regiony górnicze na różnorodne programy wsparcia.

Artykuł został pierwotnie opublikowany w kwartalniku “Myśl Suwerenna. Przegląd Spraw Publicznych” nr 2(4)/2021.

[Grafika: pixabay.com]

_______________________________

Artykuł Co będzie z górnikami po zielonej transformacji? pochodzi z serwisu Myśl Suwerenna.

Morskie farmy wiatrowe to wynalazek stosunkowo młody. Pierwsza, eksperymentalna farma została wybudowana zaledwie 30 lat temu. Dziś świat dążący do produkcji czystej energii z wielką nadzieją patrzy na morze, niczym kubański rybak Santiago w sławnej powieści Hemingwaya.

„Offshore” – tak skrótowo i zgrabnie nazywana jest cała branża, co jest kolejnym dowodem na łatwość nazywania skomplikowanych i złożonych rzeczy w prosty i chwytliwy sposób w języku angielskim.

Wiatraki lądowe mają w sobie pewien majestat, może z powodu rozmiarów, a może z powodu doniosłej roli jaką pełnią – dostarczają bowiem energię, nie uwalniając przy tym gazów cieplarnianych do atmosfery. Jednak widok z poziomu plaży wynurzających się niemal z morza turbin, które wykorzystując porywisty i bardziej stały morski wiatr, dodatkowo wzmacnia tę aurę tajemniczości i doniosłości.

Początki

Dania, kraj nieduży nawet jak na Europę, za to z długą linią brzegową, w 1991 roku postanowił przejść do historii energetyki jako pierwszy, który postawił, a później pozyskiwał energię z wiatraków na morzu. Farma Vindeby, położona ok. 600 km na północny zachód od Świnoujścia, była śmiałym i zupełnie nieopłacalnym eksperymentem.

Miała udowodnić, że czerpanie bezemisyjnej energii z morza jest możliwe. Razem 11 turbin o łącznej mocy 4,95 MW pracowało do 2017 roku, jednak od tamtego czasu minęła epoka zarówno pod kątem wytrzymałości infrastruktury, jak i efektywności energetycznej wiatraków.

Do udowodnienia tej tezy wystarczy przywołać nieskomplikowaną statystykę. Przez cały okres 26 lat wiatraki z Vindeby wygenerowały 243 GWh energii elektrycznej. Tyle samo energii siedem największych turbin może wytworzyć w ciągu roku. Niech za dowód szybkich zmian w sektorze służy fakt, że jedna z turbin z Vindeby wylądowała w Duńskim Muzeum Energii.

Za Danią z miejsca podążyła Wielka Brytania i Niemcy. Dysponujące rozległymi wodami terytorialnymi oraz wyłącznymi strefami ekonomicznymi państwa, zaczęły zabudowywać Morze Północne wiatrakami. Wielka Brytania jest dziś światowym liderem jeśli chodzi o moc zainstalowaną i wolumeny energii; jako kraj wyspowy dysponuje oczywiście większym potencjałem niż nasi zachodni sąsiedzi. W 2019 r. Wielka Brytania czerpała 20% ogółu energii elektrycznej z farm wiatrowych¹, głównie morskich, a pamiętajmy, że jako gospodarka rozwinięta jest bardzo energochłonna – dla przykładu, w tym samym roku zużyła ok. dwa razy więcej energii elektrycznej niż Polska² i osiem razy więcej niż Białoruś³.

Do wyścigu mocno weszły Chiny, które w 2020 r. wskoczyły na podium, które mają 6,8 GW mocy zainstalowanej podczas gdy łączna światowa moc wynosiła na koniec 2019 r. prawie 30 GW. W 2020 r. 90% zamówień na farmy offshore globalnie pochodziło z Azji, a 75% z samych Chin, które w ubiegłym roku rozpoczęły budowę wiatraków o łącznym potencjale 17 GW, podczas gdy Europa jedynie na 1,93 GW.

Jednak to Europa nadal ma największe możliwości ze wszystkich kontynentów ze względu na długą linię brzegową oraz kilka bardzo wietrznych wewnętrznych basenów wodnych. Międzynarodowa Agencja Energii Odnawialnej (IRENA) prognozuje, że w 2030 r. potencjał morskich farm wiatrowych sięgnie 100 GW (obecnie, jak wcześniej wspomniano, to 29,1 GW). Ta sama agencja przekonuje, że w 2050 r. energia farmy offshore może dostarczać światu nawet 35% energii elektrycznej. Teraz jest to zaledwie ok. 6%⁴.

Prognozy IRENA wydają się być bardzo optymistyczne. I jakie zalety ma offshore w porównaniu z wiatrakami na lądzie czy innymi odnawialnymi źródłami energii? Odpowiedź jest dosyć prosta – na morzu zwyczajnie mocniej wieje ale to nie wszystko. Niewielka zmiana prędkości wiatru powoduje znaczny przyrost produkowanej energii. Przykładowo – turbina wystawiona na wiatr o prędkości 24 km/h wytworzy dwa razy więcej prądu niż przy wietrze o prędkości 19,3 km/h.

Ponadto krytycy odnawialnych źródeł energii generalnie zarzucają wiatrakom niestabilność. Farmy morskie mają tę zaletę, że wiatr nad morzem jest znacznie bardziej równomierny niż na lądzie. Najbardziej oczywistymi obszarami, do których energia z wiatru morskiego może trafiać, są terytoria nadbrzeżne. Najczęściej właśnie tam od tysiącleci skupia się duża część populacji wielu państw; dziś od Stanów Zjednoczonych, krajów Unii Europejskiej aż po Chiny czy Japonię często więcej niż połowa populacji mieszka w ośrodkach portowych.

Czy to się opłaca?

Wszystko wygląda pięknie dopóki jednak nie spojrzymy na rentowność. Od ponad dwunastu lat deweloperzy i właściciele morskich instalacji wiatrowych cieszą się stabilnymi dotacjami od rządów europejskich, które mają duże ambicje jeśli chodzi o energię odnawialną. Obecnie jednak, gdy technologia dojrzewa a koszty spadają, władze przyjmują bardziej zaawansowane sposoby wspierania rozwoju morskiej energetyki wiatrowej. Powszechne stało się udzielanie zamówień na projekty związane z morską energią wiatrową w drodze aukcji odwróconych, w których oferenci konkurują, proponując coraz niższe dotacje. Nie brakowało aukcji, w których zwycięska oferta nie pobrała żadnych dotacji.

Nieustannie malejące dotacje utrudnią przedsiębiorstwom zajmującym się energetyką wiatrową na morzu osiąganie zysków. Zaskakujące jest to, jak niskie mogą być marże zysku na niedawno nagrodzonych projektach wiatrowych.

Deweloperzy mogą mieć jednak powody do nadziei, ponieważ koszty projektów związanych z morską energią wiatrową są na stromej krzywej malejącej. Czynniki zewnętrzne takie jak ulepszenia technologii czy spadające ceny stali mogą przynieść oszczędności rzędu ponad 45%. Większość z tych czynników jest poza kontrolą deweloperów poza jednym. Do wdrażania zaawansowanych i skomplikowanych projektów offshore niezbędni są informatycy. Ściślejsza współpraca programistów z producentami turbin, w celu maksymalnej optymalizacji kosztów na różnych polach, powinna przynieść w bliższym czy dalszym horyzoncie czasowym efekty.

Jednak nawet znaczna redukcja kosztów oczekiwana przez trendy zewnętrzne nadal nie wystarczy aby pozwolić deweloperom na osiągnięcie zysku na najbardziej konkurencyjnych projektach wiatrowych. Analiza McKinseya z 2017 roku⁵ sugeruje, że wielu deweloperów ma możliwość wprowadzenia ulepszeń w czterech obszarach, na które mogą bezpośrednio wpływać: przyjęcie skutecznych praktyk EPC (inżynieria, zaopatrzenie i budowa), które obejmują minimalizację strat przy odbiorze, usprawnienie operacji i konserwacji, co obniży koszty i zapobiegnie utracie dochodów, obniżenie kosztu kapitału dzięki nowym strukturom finansowania oraz obniżanie kosztów dostępu do rynku poprzez renegocjowanie umów w celu zapewnienia, że ryzyko ponoszą ich prawowici właściciele. Analitycy szacują, że osiągnięcie optymalnej wydajności w wyżej wymienionych obszarach może przynieść dodatkowe oszczędności rzędu 20% lub więcej, w zależności od dewelopera – wystarczające aby projekty morskiej energetyki wiatrowej stały się opłacalną częścią rewolucyjnej transformacji energetycznej, która czeka Europe w najbliższych dekadach.

Zatem opłacalność energii z morskiego wiatru to dopiero melodia przyszłości. Na razie główną przesłanką jest jej odnawialny i czysty charakter.

Co mówi ustawa?

Uchwalona przez parlament i podpisana niedawno przez prezydenta ustawa o offshore potwierdza ten fakt. Przewiduje bowiem specjalny system wsparcia finansowego dla morskich farm wiatrowych. W ramach systemu wytwórcy energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, którym zostanie udzielone wsparcie, uzyskają prawo do pokrycia tzw. ujemnego salda – w praktyce oznacza to pokrycie różnicy pomiędzy rynkową ceną energii a ceną umożliwiającą wytwórcom pokrycie kosztów wytwarzania energii elektrycznej na morzu.

W pierwszej fazie systemu wsparcia, do którego możliwość wejścia będzie istnieć do 30 czerwca 2021 roku, będzie ono przyznawane w drodze decyzji administracyjnej Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, na wniosek wytwórcy energii. Natomiast w następnych latach wsparcie przyznawane będzie w formule konkurencyjnych aukcji. W pierwszej fazie wsparcia brać udział będą mogły projekty o najwyższym poziomie rozwoju procesu inwestycyjnego, gwarantujące produkcję i przesył energii przed 2030 rokiem, zlokalizowane na obszarze zapewniającym najniższy uśredniony koszt energii elektrycznej.

Łączna moc zainstalowana morskich farm wiatrowych, które będą mogły wziąć udział w pierwszej fazie systemu wsparcia, określona jest w ustawie i wynosi 5,9 GW. Prawo do pokrycia ujemnego salda nie będzie przyznane dla morskich farm wiatrowych, których dopuszczenie do systemu wsparcia powodowałoby przekroczenie tej wartości. Kto zatem będzie miał pierwszeństwo w „zarezerwowaniu” mocy w ramach pierwszej fazy systemu wsparcia? Ten podmiot, który wcześniej złoży wniosek.

Druga faza systemu wsparcia będzie miała już inną formułę aukcyjną, znaną jako „pay as a bid”.

Na czym polega ta formuła? W aukcji każdy z producentów składać będzie pojedynczą ofertę, nieznaną pozostałym uczestnikom aukcji. Później rozliczane one będą według ceny z oferty, a wygrywać będą rzecz jasna oferty z najniższą ceną. W ten sposób skonstruowany mechanizm ma umożliwić sprowadzenie do minimum kosztów wdrożenia na rynek polski technologii wiatrowych na morzu dla klientów i stanowić konkretną zachętę do poszukiwania innowacji technologicznych, które będą zachęcały do konsekwentnego obniżania kosztów produkcji prądu.

Nowa ustawa wprowadza także obowiązek wnoszenia dodatkowej opłaty koncesyjnej, która obowiązywać będzie przedsiębiorstwa energetyczne wytwarzające energię z morskich farm wiatrowych.

Uzasadnienie do ustawy mówi, że opłata ma zapewnić, że system fiskalny nie będzie wpływać na wybór konkretnego rodzaju odnawialnych źródeł energii. Aktualnie morskie farmy wiatrowe nie podlegają podatkowi od nieruchomości w taki sposób jak OZE, budowane na lądzie. Opłata koncesyjna ma zatem ujednolicić obciążenia dla wszystkich projektów OZE, niezależnie od nośnika energii czy miejsca wytwarzania.

Ustawowa definicja mówi, że przez morską farmę wiatrową należy rozumieć „instalację stanowiącą wyodrębniony zespół urządzeń służących do wytwarzania energii, w skład którego wchodzi jedna lub więcej morskich turbin wiatrowych, sieć średniego napięcia wraz ze stacjami elektroenergetycznymi zlokalizowanymi na morzu, z wyłączeniem urządzeń po stronie górnego napięcia transformatora lub transformatorów znajdujących się na tej stacji”.

To jednak nie koniec obciążeń fiskalnych. Przedsiębiorstwo, któremu zostanie udzielona koncesja na wytwarzanie energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej, wnosić będzie każdego roku do budżetu państwa dodatkową opłatę.

Będzie ona stanowić iloczyn mocy zainstalowanej elektrycznej morskiej farmy wiatrowej wyrażonej w MW oraz specjalnego współczynnika, określonego w rozporządzeniu wydanym na podstawie ustawy Prawo energetyczne. Współczynnik ów, zgodnie z limitem wpisanym do ustawy, nie może przekroczyć progu 23 tys. zł/MW.

Opłata, jak i wysokość współczynnika, ma podobny cel co opłata koncesyjna, czyli zapewnienie aby lądowe i morskie wiatraki zostały obciążone wszelkimi opłatami państwowymi na podobnym poziomie. Beneficjentem nowej opłaty będzie budżet państwa, a gminy nie będą w niej partycypować⁶.

Ambicje spółek

Cofnijmy się do pierwszej farmy wiatrowej na morzu – Vindeby. Jej realizacją zajmowała się duńska państwowa spółka DONG Energy, która obecnie nazywa się Ørsted. Nie dziwne, że jest ona dziś światowym liderem wśród koncernów energetycznych zajmujących się offshore. Zrealizowała ona najwięcej takich projektów na świecie, choć „na ogonie” siedzą jej chińscy giganci realizujący projekty w Państwie Środka. Ørsted posiada farmy wiatrowe w Stanach Zjednoczonych, Tajwanie, Danii, Niemczech, Wielkiej Brytanii i Niderlandach. Wybudowali razem 40 elektrowni o łącznej mocy 9,9 GW.

Trudno o bardziej doświadczonego i „utytułowanego” gracza na rynku niż firma, która jest pionierem i światowym liderem. Taki partner nadaje powagi i znaczenia każdej inwestycji w offshore, w jakiej brałby udział. Być może właśnie dlatego Polska Grupa Energetyczna wybrała Ørsted do najbardziej zaawansowanego projektu offshore, jaki w tej chwili istnieje w Polsce. Partnerstwo zostało ogłoszone w lutym br. ale PGE pracuje już nad morskimi wiatrakami od kilku lat⁷.

Powstała w 2019 roku spółka-córka PGE Baltica kompleksowo zajmuje się realizacją inwestycji. Już przed wejściem w życie ustawy o offshore uzyskano szereg decyzji administracyjnych, podpisano sporo umów z kontrahentami oraz wykonano wiele badań środowiskowych, przy czym te zadania to bardzo duża część całej inwestycji. Podczas jednej z konferencji prezes PGE, Wojciech Dąbrowski stwierdził, że nawet więcej niż połowa procesu odbywa się przed przysłowiowym pierwszym wbiciem łopaty w grunt.

Przypomnijmy konkretne działania PGE Baltica jeśli chodzi o morskie farmy wiatrowe. W lutym 2020 r. zakończono dwuletni proces pomiarów wiatru na Morzu Bałtyckim, przy użyciu pływającego LiDAR-u, czyli laserowego urządzenia pomiarowego badającego prędkości przemieszczających się nad nim mas powietrza. Badania pozwoliły na zebranie wysokiej jakości danych potwierdzających odpowiednie warunki wietrzne do realizacji inwestycji.

Kolejne etapy prac do uzyskania pozwolenia na budowę farm Baltica 3 i Baltica 2 to badanie dna morza oraz prace koncepcyjne w sprawie wyprowadzenia mocy, czyli połączenia z lądem farm na morzu. Plany Polskiej Grupy Energetycznej w tym zakresie można ocenić jako ambitne. PGE Baltica ma wybudować trzy farmy wiatrowe na Morzu Bałtyckim, dwie do 2030 roku, później ostatnią. Ich łączna maksymalna moc ma wynieść ok. 3,5 GW. Przypomnijmy, że obecnie Chiny dysponują mocą 6,8 GW w offshore.

W czerwcu 2020 roku Polskie Sieci Elektroenergetyczne wydały warunki przyłączenia dla pierwszej z farm wiatrowych. Już jesienią PGE Baltica zawarło umowy projektowe na studium meteorologiczno-oceanograficzne. Oznacza to pomiary prędkości wiatru, zasolenia wody, temperatury, warunków zafalowania i prądów morskich. Na początku roku PSE podpisały umowę na przyłączenie farmy Baltica 2, a w lutym doszła zgoda o przyłączenie do sieci również ostatniej planowanej farmy Baltica 1, która ma zostać ukończona już po 2030 roku⁸.

Skala przedsięwzięcia jest naprawdę wielka. Łączne koszty inwestycji w dwie farmy (bo na razie PGE i Ørsted podpisały umowę na Baltica 2 i 3) szacowane są na 35-40 mld zł. Możliwe, że joint-venture z Ørsted wynika nie tylko z doświadczenia spółki w projektach offshore ale również z chęci czy nawet konieczności podziału kosztów. Oczywiste jest, że istnieje cena za taką a nie inną umowę inwestycyjną – gdy do polskich domów popłynie już prąd z farm morskich (a mowa nawet o 4 milionach gospodarstw) to połowę zysku ze sprzedaży energii zgarnie duńska spółka. Jest również trzecia strona medalu – na inwestycji może skorzystać wiele polskich firm. Podczas niedawnej konferencji, prezes PGE Wojciech Dąbrowski ogłosił, że spółka zidentyfikowała ok. 100 podmiotów, które będą mogły współpracować przy projekcie.

Najbardziej zaawansowane prace bez wątpienia prowadzi PGE. Tempo i dynamiczne działania spółki mogły wpłynąć na innych państwowych gigantów. Niedawno wolę budowy farm offshore wyraził bowiem Polski Koncern Naftowy Orlen.

Płocki koncern powołał również do tego przedsięwzięcia dedykowaną spółkę Baltic Power. Na oddalonym o 23 km od brzegu obszarze 131 km2, na wysokości Łeby, Orlen chce wybudować farmę o łącznej mocy 1,2 GW. Decyzje, podobnie jak w przypadku PGE, zapadają szybko, wybrano już wykonawcę, którym będzie brytyjski Offshore Design Engineering, przedsiębiorstwo mające 20 lat doświadczenia w branży⁹.

Nie ma wątpliwości, że apetyt Orlenu rośnie. Nie tak dawno prezes Daniel Obajtek ogłosił, że w kwestii offshore w grę wchodzą nie tylko własne projekty budowane od zera ale również przejęcia.

Pod koniec stycznia wybrano również partnera, z którym zostanie utworzona spółka joint venture – to kanadyjska NP. Baltic Wind z grupy Northland Power Inc. Obejmie ona 49% udziałów w Baltic Power, 51% pozostanie w rękach Orlenu. Rozpoczęcie budowy farmy o mocy zainstalowanej 1,1 GW planowane jest na rok 2023, a oddanie do użytkowania na 2026.

Northland Power to również gracz ze znaczącym doświadczeniem i jeden z liderów na rynku. Ma na koncie aktywa zero- lub niskoemisyjne o mocy 2,6 GW, a kolejne 1,4 GW jest w fazie budowy. Są to głównie projekty realizowane w Azji i w Europie.

Dla obu polskich spółek inwestycja w morską energetykę wiatrową to część strategii klimatycznej. Zarówno PGE, jak i Orlen ogłosiły niedawno cel neutralności klimatycznej na 2050 rok. Ten sektor odnawialnych źródeł ma także mocne wsparcie Unii Europejskiej. Wydaje się, że obie spółki traktują przechodzenie na czystą energię poważnie. Efekty planów lub ich brak poznamy za kilka lat ale jak na razie proces inwestycyjny zarówno w PGE, jak i w Orlenie przebiega dynamicznie.

Do duetu polskich pionierów w branży morskich wiatraków dołączył niedawno kolejny gracz – Tauron. Po kilku miesiącach negocjacji koncern podpisał umowę z OW Offshore, w której po 50% posiada francuska Engie oraz portugalska EDP Renovaveis. Dalej mechanizm ma działać na podobnej zasadzie co wyżej – Tauron i OW Offshore obejmą po 50% udziałów w spółce dedykowanej do budowy i eksploatacji morskich wiatraków na Bałtyku.

Jak do tej pory Tauron nie zdradził szczegółów co do lokalizacji, mocy zainstalowanej czy daty realizacji. Tauron ma nietypowy pomysł na swoje morskie wiatraki, chce bowiem, wzorem niedawnych propozycji rządu Danii¹⁰, budować… sztuczne wyspy. Spółka podaje, że projekt jest na etapie wnoszenia wniosków o budowę sztucznych wysp, tyle że… w 2017 roku minister gospodarki morskiej i żeglugi śródlądowej zawiesił postępowanie administracyjne prowadzone po złożeniu podobnych wniosków. Nie do końca wiadomo czy będzie prawna możliwość budowania takich obiektów na Morzu Bałtyckim¹¹.

Na koniec 2019 r. łączna światowa moc zainstalowana w farmach offshore wynosiła 29 GW. Polskie spółki szacują, że potencjał Bałtyku to nawet kilkanaście gigawatów.

Pójście w offshore to nie kaprys czy przejściowy trend tylko jedna z konieczności, jeżeli chcemy wypełnić unijne, a teraz również własne, cele klimatyczne zapisane w „Polityce energetycznej Polski do 2040 r.”. Morskie farmy wiatrowe mają być jednym z fundamentów, obok elektrowni atomowych, polskiego systemu elektroenergetycznego już za kilka dekad. Nie ma co ukrywać – wiele wielkich przedsięwzięć, za którymi stało polskie państwo czy należące do niego spółki, zakończyły się katastrofą, nie powstały, nie udźwignęły wyzwań. Tym razem, obserwując dynamikę i pracę wkładaną w proces powstawania polskich farm wiatrowych na morzu, wygląda na to, że istnieje duże prawdopodobieństwo ukończenia inwestycji, choć pamiętajmy, że znajdujemy się na ich początku. Mamy dostęp do morza, mamy kapitał i co najważniejsze – mamy nareszcie realną wolę biznesową i polityczną aby plany urzeczywistnić. Niewykorzystanie tych okoliczności byłoby skrajnie niekorzystnym scenariuszem oraz ogromnym marnotrawstwem.

Artykuł został pierwotnie opublikowany w kwartalniku “Myśl Suwerenna. Przegląd Spraw Publicznych” nr 1(3)/2021.

[Grafika: Fotoflug vom Flugplatz Nordholz-Spieka über Bremerhaven, Wilhelmshaven und die Ostfriesischen Inseln bis Borkum
Offshore Windpark alpha ventus; Autor: Martina Nolte]

_______________________________

Artykuł Energia z morskich wiatrów ma nas zaprowadzić do zielonej przyszłości pochodzi z serwisu Myśl Suwerenna.

Koncepcja politycznego sojuszu, czy wręcz federacji państw Europy Środkowo-Wschodniej nie jest nowa. W odświeżonej, XXI-wiecznej wersji, która kładzie nacisk na współpracę gospodarczą i wielkie projekty infrastrukturalne oraz energetyczne, ma szansę wejścia w życie i przyspieszenie rozwoju tej części Europy.

Idea Międzymorza sięga właściwie XIX wieku, gdy w środowisku politycznym Hotelu Lambert zakiełkowała koncepcja federacyjnego połączenia narodów Europy Środkowo-Wschodniej w duchu upadłej Rzeczpospolitej Obojga Narodów. Firmował ją swoim autorytetem książę Adam Jerzy Czartoryski, nieformalny lider konserwatystów skupionych wokół paryskiego Hotelu Lambert. Idea odżyła w myśli politycznej Józefa Piłsudskiego, który próbował po I wojnie światowej sprzedać ją jako przeciwwagę dla rodzącego się ZSRR oraz co i raz wybuchających ambicji Niemiec. Liderów zwycięskiego obozu Ententy nie przekonał jednak pomysł Piłsudskiego. Popularności nie zyskał również wśród samych narodów, które miałyby wejść w skład federacji.

W międzywojniu, w II RP idea wciąż była żywa, zwłaszcza że od 1926 roku to Piłsudski sprawował autorytarną władzę. Nic jednak z niej nie wyszło z powodu napiętych relacji Polski z Litwą i Czechosłowacją. Po wojnie w okresie PRL, zwolenników Międzymorza można było odnaleźć w szeregach opozycji demokratycznej (KPN, środowisko pisma „Niepodległość”). W III RP idea raczej spełzła na margines, choć w pewnym zmienionym kształcie kultywował ją prezydent Lech Kaczyński, którego myśl polityczna miała wpływ na obecnego prezydenta RP, Andrzeja Dudę.

Reaktywacja? Nie do końca

Ideę Trójmorza, która nie tylko z nazwy ma się różnić od Międzymorza, niemal od początku swojej kadencji forsuje i wprowadza w życie prezydent Andrzej Duda. Na marginesie – to właśnie ta geopolityczna koncepcja może stać się jego najważniejszą spuścizną. Już we wrześniu 2015 r., podczas Zgromadzenia Ogólnego ONZ w Nowym Jorku, zaczęło rysować się porozumienie, wtedy z inicjatywy ówczesnej prezydent Chorwacji Kolindy Grabar-Kitarović i Andrzeja Dudy, które później nazwano Trójmorzem.

Pierwszy oficjalny szczyt miał miejsce w Dubrowniku w dniach 25-26 sierpnia 2016 r. Odważna, zakrojona na szeroką skalę inicjatywa zyskała szerokie poparcie, czasem nawet ponad podziałami. Jak przedstawiano wówczas ideę Trójmorza i czym miała się różnić od Międzymorza? Jak sama nazwa wskazuje, Trójmorze ma sięgać aż do trzech mórz – od Bałtyckiego, przez Adriatyckie po Czarne, więc w swojej skali ma obejmować większy obszar geograficzny. Ponadto, nie jest nastawiona na współpracę w zakresie politycznym. Nie ma mowy o tworzeniu federacji, czy nawet jakiegokolwiek rodzaju sojuszu politycznego.

Od samego początku jak mantrę politycy wszystkich państw będących częścią Trójmorza powtarzają, że projekt ma charakter gospodarczy. Współpraca w zakresie inwestycji infrastrukturalnych to główne zadanie Trójmorza, które tworzy kilkanaście państw: Austria, Bułgaria, Chorwacja, Czechy, Estonia, Litwa, Łotwa, Polska, Rumunia, Słowacja, Słowenia i Węgry. Jak widać, wszystkie te państwa są członkami Unii Europejskiej, co sprawia, że Trójmorze zostało przedstawione jako projekt wewnątrzunijny.

Choć pierwszy szczyt w mekce milionów turystów oraz miejscu, gdzie nagrywano popularny na całym świecie serial „Gra o tron”, Dubrowniku, zorganizowano w dosyć widowiskowy sposób, to kulminacyjne show Trójmorza miało nadejść około rok później.

Stany Zjednoczone wsiadają na pokład

Po długich staraniach udało się, zaledwie kilka miesięcy po zaprzysiężeniu, zaprosić do Warszawy prezydenta USA Donalda Trumpa. Poza jego pamiętnym wystąpieniem na placu Krasińskich w Warszawie (które przez wielu komentatorów politycznych w USA zostało uznane za najważniejsze podczas kadencji) i bilateralnym spotkaniem z prezydentem Andrzejem Dudą, Trump wziął również udział w II Szczycie Trójmorza.

Amerykański przywódca wyraził poparcie Stanów Zjednoczonych dla inicjatywy. Według niego szczyt Trójmorza „uruchomi nową przyszłość dla otwartego rynku taniej energii, który przyniesie większe bezpieczeństwo i dobrobyt wszystkim naszym obywatelom”. „Mamy ogromne zasoby energetyczne, w tej chwili jesteśmy eksporterami energii, dlatego też niezależnie od tego, kiedy jej będziecie potrzebować, po prostu do nas dzwońcie. Stoimy ramię w ramię z krajami Trójmorza” – zapewniał wtedy amerykański przywódca¹.

Trump oczywiście widział w Trójmorzu nie tylko koncepcję regionalnej współpracy, która może dać Amerykanom nowe możliwości w Europie Środkowo-Wschodniej ale również czysty interes.

Łupkowa rewolucja

Tu musimy cofnąć się o kilka lat i zboczyć nieco z głównego tematu. W ciągu ostatniej dekady Stany Zjednoczone przeżywają łupkową rewolucję. W latach 2007–2013, dzięki rosnącemu rozpoznaniu złóż łupkowych, odnotowano ponad 6,5-krotny przyrost udokumentowanych zasobów gazu i ropy naftowej. Większe wydobycie surowców z zasobów łupkowych (wydobycie gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych rośnie o 51 proc. każdego roku) pozwoliło zmniejszyć zależność od importowanych surowców energetycznych oraz rozwinąć zależne od energii sektory przemysłu.

Wedle Światowego Forum Ekonomicznego, dzięki eksploatacji niekonwencjonalnych złóż gazu i ropy, powstało 37 tys. nowych miejsc pracy w branży paliwowej i 111 tys. w sektorach zależnych od tej branży². Powstały one dzięki konieczności zbudowania nowych rurociągów, systemów kolejowych, a także infrastruktury gromadzenia surowca i odwiertów. Rewolucja energetyczna w Stanach stała się sztandarem kampanii wyborczej Donalda Trumpa, obiecującego amerykańskim obywatelom utrzymanie pozycji dominującego na świecie supermocarstwa i urzeczywistnienia hasła by „Ameryka ponownie stała się wielką”.

Łupkowy sukces nie zdarzył się przypadkowo i nie narodził się w jedną noc. Aż 18 lat trwały prace nad odpowiednim udoskonaleniem technologii (odwierty horyzontalne oraz szczelinowanie hydrauliczne), które doprowadziły do rewolucji w wydobyciu gazu ze złóż łupkowych. Okazało się to możliwe dzięki zaangażowaniu przedsiębiorstw, jednostek naukowych, a także wsparciu ze strony amerykańskiego rządu sprzyjającemu innowacjom w sektorze wydobywczym. Wysiłki firm inwestujących w odwierty w skałach łupkowych wspierał finansowo Departament Energii oraz aparat fiskalny poprzez zmiany prawa podatkowego, stwarzającego system ulg i zachęt znanych jako Nonconventional Fuels Tax Credit. Wsparcie merytoryczne udzielało kilkanaście dużych instytucji naukowo-badawczych, tak jak University of Texas w Austin czy Jackson School of Geosciences. Jedna wielka synergia sektora prywatnego, nauki oraz instytucji państwowych były potrzebne, aby dokonał się niemal cywilizacyjny skok, z którego w Stanach skorzystali niemal wszyscy.

W 2019 r. nadszedł historyczny moment, a nawet dwa. Po pierwsze, krajowa produkcja energii przekroczyła zapotrzebowanie. Po drugie, w ubiegłym roku USA zostały liderem… redukcji emisji dwutlenku węgla³. Oczywiście w liczbach bezwzględnych ale właśnie dzięki upowszechnieniu się gazu z łupków, którym został zalany rynek, co spowodowało spadek jego cen oraz transformacji wielu elektrowni węglowych w gazowe jedna z dwóch największych gospodarek świata najbardziej zredukowała emisje. Kluczem był tani gaz, który produkuje około dwa razy mniej CO₂ niż węgiel.

W rosyjskich objęciach

Stąd w USA powstała niebagatelna podaż, która właściwie już nie mieściła się w wiecznie głodnym energii przecież mocarstwie i musiała zostać skierowana na eksport. Tu USA z jednej strony są nowicjuszem, bo zawsze to oni importowali surowce energetyczne a konkurować mają z gigantami, którzy na różny sposób tranzytują surowce od wielu dekad.

Z drugiej zaś strony wciąż kontrolują kluczowe morskie szlaki handlowe a ich wpływy rozciągają się na całym globie. Amerykanie szukali więc wyłomów w tradycyjnych przepływach handlowych gazu, aby móc wstawić nogę w drzwi dawnym kontraktom i wrzucić swój skroplony gaz. Operacja ta udała się w Polsce, która również na gwałt potrzebowała dywersyfikacji dostaw błękitnego paliwa.

Od niemal trzech dekad obowiązuje nas tzw. kontrakt jamalski – podpisana z Gazpromem umowa na import błękitnego paliwa gazociągiem Jamał. Zależność niemal całości naszego importu gazu od Rosji stanowiła przez długie lata miękkie podbrzusze naszego bezpieczeństwa energetycznego. Co więcej, kuriozalny przebieg negocjacji prowadzonych z polskiej strony przez ówczesnego wicepremiera Waldemara Pawlaka ws. przedłużenia umowy w latach 2009-2011, sprawia, że za rosyjski gaz płaciliśmy nierynkowe, zawyżone stawki⁴. Rząd PO-PSL w końcu przedłuża kontrakt do 2022 roku.

Jeszcze w 2016 roku importowaliśmy z Rosji aż 88,9% ogółu sprowadzanego gazu ziemnego. Dzięki nadzwyczajnej mocy przerobowej terminala LNG w Świnoujściu udało się zmniejszyć ten wolumen do zaledwie 60,2% w 2019 r. (przy systematycznie rosnącym zapotrzebowaniu)⁵. Tę lukę wypełnił m. in. właśnie gaz zza Oceanu Atlantyckiego.

Nie byłoby to możliwe, gdyby nie podjęta jeszcze przez Lecha Kaczyńskiego inicjatywa ws. budowy terminala LNG w Świnoujściu. Jeszcze przez rząd Kazimierza Marcinkiewicza⁶ została uznana za inwestycję strategiczną dla Polski. Kontynuowana przez rząd PO-PSL, w grudniu 2015 roku terminal został oddany do użytku. Infrastruktura jest intensywnie wykorzystywana od początku rządów Zjednoczonej Prawicy. Terminal jest chyba jednym z nielicznych przykładów współpracy elit politycznych ponad podziałami i kontynuacji strategicznych dla Polski projektów niezależnie od tego, kto sprawuje władzę.

W latach 2016-2018 skroplony gaz przypływał do gazoportu z różnych stron świata, głównie z Kataru, mniej z Norwegii i USA. W samym 2018 r. na 23 metanowce, z arabskiego kraju przybyło 18, z Norwegii – 4, a z USA zaledwie 1. Wykorzystanie terminala systematycznie rosło – w 2016 r. wynosiło 33%, w 2017 – 30%, w 2018 – 55%, a w 2019 – już 70%. Szacowane wykorzystanie w 2020 r. to aż 85%⁷.

Kierunek dostaw na bazie wieloletniego kontraktu został ustalony przez PGNiG w 2018 roku. Umowa, podpisana na 24 lata z amerykańskim koncernem Cheniere, stabilizuje strukturę dostaw LNG dla terminala w Świnoujściu. Łącznie w latach 2019-2042 zakupimy od koncernu 29,52 mld ton skroplonego gazu, co po regazyfikacji da 39,7 mld m3 gazu ziemnego⁸. Rocznie, od 2023 r. Cheniere dostarczy nam zatem 1,95 mld m3.

Kontrakt ten nie wyklucza w żadnym razie zakupów u innych dostawców, wolumen dostaw od Cheniere nie zapewni nawet 10% naszego rocznego zapotrzebowania na gaz.

Nie tylko Polska boryka się z problemem jednego głównego dostawcy gazu ze wschodu – ponad 75% importu pochodzącego od Gazpromu to również domena Czech i Węgier.

Korytarz Północ-Południe

Podpisanie wieloletniego kontraktu pomiędzy PGNiG a Cheniere nie byłoby możliwe bez porozumienia politycznego. Kontrakt ten, w ogóle koncepcja zaopatrywania Polski i regionu w gaz przez USA, wynika bezpośrednio z idei Trójmorza. Zresztą, został on podpisany w obecności prezydenta RP i sekretarza ds. energii USA.

Znacznie ambitniejszym projektem, będącym pewnego rodzaju przedłużeniem, czy rozbudowaniem tych kontaktów handlowych, jest koncepcja korytarza gazowego północ-południe. Miałby on łączyć najbardziej oddalone od siebie kraje Trójmorza i jednocześnie inicjatorów sojuszu, czyli Polskę i Chorwację.

Korytarz ten byłby dosyć nietypową formułą. Zwykle gazociągi łączą obszar wydobycie gazu z konsumentami. Na obu końcach tego projektu funkcjonowałyby terminale LNG – po jednej stronie Świnoujście, po drugiej zaś Krk, bowiem władze Chorwacji właśnie na malowniczej i popularnej turystycznie wyspie konstruują gazoport. Spotkało się to rzecz jasna z oporem lokalnych władz oraz mieszkańców, którzy wśród zagrożeń wymieniali szkodliwy dla przyrody charakter projektu⁹.

Niemniej jednak ten strategiczny projekt obecnie jest w budowie. Podobnie jak Baltic Pipe, który połączy norweski szelf kontynentalny z całym systemem. Sytuacja jest o tyle korzystna, że fundamenty gazowej osi północ-południe już istnieją. Polski system przesyłowy zawiera połączenie z terminala LNG w Świnoujściu, ciągnące się przez województwa zachodnie i południowe aż na Ukrainę. Jakich elementów obecnie brakuje?

Po pierwsze brakuje interkonektora ze Słowacją, który znajduje się obecnie w budowie. Ponadto brakuje połączenia Polska-Czechy, którego przyszłość jest niewiadomą. Ostatnim elementem korytarza będzie połączenie systemu przesyłowego kończącego się w Słowenii z terminalem LNG w Krk. Gaz-System zapowiada, że pierwsza transza gazu popłynie przez korytarz w sezonie zimowym 2022-2023¹⁰.

Co więcej, jako że wszystkie kraje, przez które gazociąg będzie biegł należą do Unii Europejskiej i spełnia on wymogi „Projektu o znaczeniu wspólnotowym” („Project of Common Interest”), Komisja Europejska przyznała inwestycji specjalny status.

Połączenie ze Słowacją będzie miało długość 61 kilometrów i będzie prowadziło z gminy Strachocina do Velke Kapusany. Łączna wartość projektu to 269,35 mln euro, z czego 107,74 mln zostało pokrytych ze środków unijnych, w ramach programu CEF („Connecting Europe Facility”)¹¹.

Jeśli chodzi o interkonektor czeski, to ostatnie informacje na jego temat ujrzały światło dziennie w lipcu, gdy agencja Reutera opublikowała plany czeskiego operatora Net4Gas na lata 2021-2030. Jego budowa ma być na razie zawieszona¹².

Korytarz oczywiście może funkcjonować z połączeniem słowackim, choć bez czeskiego będzie niepełny. Pełna infrastruktura Korytarza Gazowego Północ-Południe jest niemal gotowa i będzie stanowić ważny element bezpieczeństwa energetycznego wszystkich państw, które dzięki niemu będą mogły dywersyfikować dostawy błękitnego paliwa.

Podstawy instytucjonalne

Kolejne milowe kroki w krótkiej ale intensywnej historii Trójmorza to założenie w 2019 roku przez Bank Gospodarstwa Krajowego i rumuński Exim Bank, Funduszu Inwestycyjnego Trójmorza, który ma być finansową podporą inicjatywy. Kolejne szczyty – trzeci, czwarty i piąty odbyły się w Bukareszcie (2018), Lublanie (2019) i Tallinie (2020), czyli w stolicach kolejnych państw współtworzących Trójmorze.

Sam fundusz miał do dyspozycji na początek 500 mln euro. Każde z państw członkowskich będzie mieć otwarty dostęp do funduszu, po otrzymaniu odpowiednich zezwoleń. W oficjalnym komunikacie do udziału w funduszu zaproszono także prywatnych inwestorów, fundusze emerytalne i inwestycyjne. Cel inwestycyjny określono kwotą 3-5 mld euro. To właśnie z tych pieniędzy mają być realizowane strategiczne inwestycje infrastrukturalne, energetyczne i cyfrowe.

„Fundusz będzie się angażować, na zasadach komercyjnych, w projekty infrastrukturalne o całkowitej wartości do 100 mld euro, przy czym potrzeby regionu Trójmorza oszacowano na ponad 570 mld euro. Fundusz ma aktywizować inne źródła finansowania, takie jak środki poszczególnych krajów regionu czy fundusze unijne. Strategia inwestycyjna funduszu zakłada możliwość inwestowania w różnorodne projekty, na różnych etapach realizacji” – napisano w komunikacie¹³. W październiku BGK ogłosiło, że zwiększyło udział w funduszu do poziomu 800 mln euro¹⁴.

Do tego wszystkiego siedem giełd państw z regionu, Polski, Węgier, Słowacji, Czech, Chorwacji, Rumunii i Słowenii szykuje wspólny indeks CEEplus¹⁵.

W ramach kwestii finansowych warto przypomnieć jeszcze jedną zapowiedź. W lutym bieżącego roku Mike Pompeo, sekretarz stanu USA zapowiedział, że jego kraj przeznaczy miliard dolarów na inwestycje energetyczne w ramach Trójmorza¹⁶. I choć taka kwota to grosze przy realnych potrzebach na choćby jeden element infrastruktury (sam Baltic Pipe będzie kosztować od 1,6 do 2,2 mld euro¹⁷), to ważniejsza jest symbolika i gest Stanów Zjednoczonych, które chcą pokazać, że nie wspierają inicjatywy tylko werbalnie.

To zaledwie początki, ani kwoty, ani zakres działań i inwestycji na razie nie robią ogromnego wrażenia. Jednak dla każdego kto obserwuje Trójmorze, inicjatywę mającą zaledwie kilka lat, jasne jest, że machina ruszyła. Od koncepcji i kolejnych szczytów, przez zaangażowanie światowego mocarstwa, aż po budowę konkretnych projektów, tworzenie zrębów instytucjonalnych i finansowych wizja bloku państw zjednoczonych we wspólnym wysiłku rozwoju cywilizacyjnego nabiera tempa.

Możemy dzięki niej nie tylko pozyskać nowe drogi, szlaki komunikacyjne i handlowe ale zbudować niezależność, suwerenność energetyczną, większą odporność na wstrząsy oraz dynamiczny, bo tworzony wspólnymi siłami, rozwój gospodarczy.

Artykuł został pierwotnie opublikowany w kwartalniku “Myśl Suwerenna. Przegląd Spraw Publicznych” nr 2(2)/2020.

[Grafika: Terminal LNG Świnoujście – Nabrzeże Kapitańskie; Autor: Marek Kwiatkowski]

_______________________________

Artykuł Trójmorze, czyli szansa na niezależność energetyczną pochodzi z serwisu Myśl Suwerenna.

Trwająca na Białorusi rewolucja, którą widać na ulicach, nie jest jedyną, która w tym roku przeszła przez ten kraj. Zupełnie bezprecedensowe, bez patosu można powiedzieć – historyczne, wydarzenia odbywają się w tym roku w białoruskim sektorze energetycznym.

Właściwie od początku istnienia odrębnego państwa białoruskiego tj. formalnie od 8 grudnia 1991 roku, podejrzewano, że kraj ten będzie zależny od Federacji Rosyjskiej, która również narodziła się jako nowe państwo po upadku Związku Socjalistycznych Republik Radzieckich. Bliższym i dalszym sąsiadom, tj. państwa bałtyckie, Polska czy Ukraina, w mniejszym lub większym stopniu udało się wyślizgnąć z objęć silnego spadkobiercy ZSRR i mozolnie, krok po kroku, wchodzić w struktury zachodniego świata. Białoruś w tych objęciach pozostała wraz ze wszystkimi tego konsekwencjami. Naturalnym dostawcą surowców energetycznych do naszego wschodniego sąsiada od początku jego istnienia jest Rosja. Bliskość geograficzna, polityczna, kulturowa, a poprzez to i gospodarcza sprawiły, że Rosja, będąca krajem zasobnym w surowce, dostarcza ropę i gaz do Białorusi. Co ciekawe, w tym ostatnim kraju również znajdują się złoża ropy łupkowej, fakt ten jest znany od lat 60. XX w., gdy w rejonie Mińska, Homelu i pod dnem Prypeci odkryto cenny surowiec. Białoruskie władze nie zdecydowały się na eksplorację ze względu na wysoką zawartość pyłów i siarki, niską temperaturę spalania oraz wysokie koszty wydobycia. Szacuje się, że pod terenem Białorusi znajduje się od 5 do 11 mld ton ropy łupkowej. Zainteresowanie tymi potężnymi zasobami powróciło na początku tej dekady, w 2010 roku, gdy trzy państwowe koncerny – Belaruskali, BelorusNeft i Belgorkhimprom założyły spółkę joint venture, która miała się zajmować wydobyciem ropy z łupków¹. Projekt jednak utkwił w martwym punkcie.

Świat postawiony na głowie

Cofnijmy się w czasie niecały rok, do zupełnie innego świata, sprzed epidemii koronawirusa. Wraz z końcem 2019 roku przestają obowiązywać umowy na dostawę ropy i gazu z Rosji do Białorusi. Między Mińskiem i Moskwą trwają rozmowy. Nie tylko o warunkach, na jakich kontrakty mają być przedłużone, ale również o dalszej integracji obu państw. Jednak te dwa aspekty są ze sobą bardzo ściśle związane. Łukaszenka godząc się na pogłębioną integrację, chciał ugrać obniżkę cen gazu i ropy. Wedle zapisów umowy, cena za 1 tys. m³ gazu dla Białorusi wynosiła 127 dolarów. Sąsiadujący z tym państwem rosyjski obwód smoleński płaci za tę samą ilość „błękitnego paliwa” 70 dolarów². Pogłębienie integracji było projektem na dużą skalę. Istniejący już Związek Rosji i Białorusi miał przejść gruntowną reformę. Oba państwa miały się zbliżyć dokonując zmian w aż 31 sektorach³, w tym również obszarze podatkowym. Warto przypomnieć, że nawet kraje Unii Europejskiej pomimo dekad integracji nie zdecydowały się na wspólne przepisy w tym obszarze.

Gdy wydawało się, że dojdzie do kolejnego kroku w kierunku unifikacji obu państw, że Rosja „wchłonie” Białoruś i ten kraj stanie się jej częścią, nastąpiło przesilenie, które sprawiło, że Mińsk i Moskwa znalazły się praktycznie w stanie gospodarczej wojny. O ile ustalono cenę za dostawy gazu (na tym samym poziomie co wcześniej – 127 dol. za 1 tys. m3), to 3 stycznia TASS podał informację, która była początkiem geopolitycznego trzęsienia ziemi co najmniej na skalę regionalną. Rosyjska agencja informacyjna zakomunikowała: „Białoruś zawiesiła eksport produktów naftowych”⁴. Dlaczego? Bo od 1 stycznia 2020 roku rosyjska ropa przestała płynąć na Białoruś. Jeszcze w styczniu obie stolice uspakajały sytuację, twierdząc, że negocjacje będą kontynuowane. Jeżeli były, to przez krótki okres, gdyż 1 lutego w Mińsku miało miejsce inne historyczne wydarzenie. Do stolicy naszych wschodnich sąsiadów przyjechał bowiem amerykański sekretarz stanu Mike Pompeo, aby spotkać się z Aleksandrem Łukaszenką. Ostatni raz polityk z USA tej rangi odwiedził Mińsk w 1994 roku. Od 2008 roku w Białorusi nie ma nawet amerykańskiego ambasadora. Pompeo niespecjalnie krył cel swojej wizyty. – Możemy zaspokoić 100% zapotrzebowania Białorusi na ropę. – stwierdził. – Bylibyśmy zadowoleni z bardziej aktywnej roli USA na Białorusi, biorąc pod uwagę rolę i znaczenie, które odgrywają USA na arenie międzynarodowej – odpowiedział szef białoruskiej dyplomacji, Uładzimir Makiej. Gdyby dwa miesiące wcześniej ktoś powiedział, że takie słowa padną z ust szefa MSZ Białorusi, zostałby wyśmiany. Pewnie sam Makiej by się zaśmiał na taką prognozę. Łukaszenka wraz ze swoją ekipą rządzącą ma nie lada orzech do zgryzienia. Podpisano umowę na dostawy gazu, ale mimo tego że niemal w 100% odpowiada on za produkcję energii elektrycznej dla Białorusi, ważniejsza dla tego kraju jest ropa. Ogromny kawał wpływów do państwowego budżetu pochodziła przez lata z eksportu produktów rafinacji ropy naftowej. Model nie był skomplikowany – Białoruś kupowała tanio ropę od Rosji, rafinerie w Mozyrzu i Nowopołocku produkowały z niej petrochemikalia i eksportowały dalej na zachód (ale również z powrotem do Rosji, a nawet do Kazachstanu⁵). W 2018 roku ogólny eksport Białorusi był wart 33,2 miliardy dolarów, z czego za 6,54 miliardów odpowiadała sprzedaż produktów rafinacji⁶. Nietrudno więc policzyć, że eksport tychże stanowi prawie 20% całego eksportu tego państwa. Obie wymienione wyżej rafinerie są własnością państwa, zatem niemalże z dnia na dzień Mińsk stanął przed groźbą ogromnej dziury w budżecie. Białoruskie władze zaczęły więc na gwałt szukać nowych dostawców. Trzeba przyznać, że Mińsk nie mógł rozpocząć procesu dywersyfikacji dostaw w lepszym momencie, Białorusini mieli ogromne szczęście, ponieważ w marcu wydarzyło się coś, co spowodowało gwałtowny spadek cen ropy na światowych rynkach.

Horror na rynkach

Epidemia koronawirusa zaczęła wpływać na ceny ropy już w styczniu⁷. Jednak właściwy armagedon wybuchł na początku marca, gdy kraje-producenci ropy zrzeszeni w OPEC+ nie doszli do porozumienia ws. obniżenia podaży w związku ze słabnącym popytem na surowiec. Najwięksi gracze w grupie, Rosja i Arabia Saudyjska, rozpoczęły wojnę cenową. Skutkiem tego wydarzenia był czarny poniedziałek 9 marca na rynkach, gdy cena ropy spadła w jednej chwili aż o 30%. Był to drugi największy dzienny spadek cen najpopularniejszych odmian surowca – Brent oraz West Texas Intermediate. Poprzedni tak ogromny miał miejsce w 1991 roku⁸. Jednakowoż to było trzęsienie ziemi, od którego film się dopiero zaczynał – parafrazując powiedzenie Alfreda Hitchcocka. Kulminacyjny moment thrillera nadszedł 20 kwietnia, gdy kontrakty futures na majowe dostawy ropy spadły do… poziomów ujemnych. W pewnym momencie jedna baryłka ropy WTI kosztowała… -37 dolarów. Trwało to bardzo krótko, ale w związku z informacjami o wyczerpywaniu się przestrzeni magazynowej oraz o kilku transakcjach w USA, w których rzeczywiście sprzedający musieli dopłacać kupującym, żeby zabrali towar, inwestorzy wpadli w panikę⁹. Giełda i kontrakty futures to oczywiście co innego niż transakcje fizyczne. Choć dumpingowe ceny, po jakich surowiec sprzedawała Arabia Saudyjska, w pewnym momencie wynosiły nawet kilka dolarów za baryłkę. Już w marcu Królestwo sprzedawało ropę do Europy za 25 dolarów za baryłkę.

Promocja w chaosie

Całe to zamieszanie stworzyło dla Mińska niepowtarzalną okazję do zakupów po bardzo promocyjnych cenach. Białoruś zaczęła kupować skąd tylko się dało – od Azerbejdżanu, przez Norwegię, Arabię Saudyjską po Kazachstan. Prawdziwy przełom nastąpił w czerwcu, ponieważ do naszych wschodnich sąsiadów przybyła pierwsza dostawa ropy ze Stanów Zjednoczonych. Już wcześniej Aleksander Łukaszenka i białoruscy oficjele głośno mówili o dokonaniu rewersu na ropociągu „Przyjaźń” i imporcie ropy przez tereny Polski. Operator „Przyjaźni”, spółka PERN, oświadczyła już w lutym, że chce przystosować rurociągi odcinka wschodniego magistrali do tłoczenia ropy naftowej z bazy pod Płockiem do bazy w Adamowie. Ostatecznie pierwsza partia surowca gatunku Bakken, licząca 80 tys. ton, dotarła do Białorusi przez port w Kłajpedzie, ale w tej historycznej operacji był akcent polski. „Konkurencyjna umowa amerykańskiego przedsiębiorstwa energetycznego United Energy Trading, z pomocą amerykańskiej firmy Getka i ich polskiego partnera UNIMOT, wzmacnia białoruską suwerenność i niezależność, pokazuje, że Stany Zjednoczone są gotowe zapewnić możliwości handlowe amerykańskim firmom zainteresowanym wejściem na białoruski rynek i wypełnia zobowiązanie Stanów Zjednoczonych wobec Białorusi uzgodnione w lutym z liderami rządu w Mińsku” – podał na swojej stronie internetowej 15 maja amerykański departament stanu.

Szanse dla Polski

Mimo wyboru Kłajpedy jako punktu tranzytowego pierwszej dostawy amerykańskiej ropy, kwestia tranzytu ropy przez „Przyjaźń” pozostaje otwarta. W czerwcu PERN informował o tym, że spółka jest w procesie budowy odpowiedniej infrastruktury, aby móc pompować ropę do Białorusi¹⁰. Wiceszef PERN, Rafał Miland, mówił wówczas, że prace budowlane, które koncentrują się na umożliwieniu przesyłu ropy naftowej z bazy PERN pod Płockiem w kierunku bazy w Adamowie przy granicy z Białorusią trwają i powinny być zakończone do końca 2020 r.

– Odrębną kwestią, która jest przedmiotem rozmów z klientami białoruskimi, jest sprawa zawarcia odpowiedniej umowy handlowej, która umożliwiłaby nam realizację faktycznej dostawy dla klientów – dodał wiceprezes PERN. – Rozmowy trwają. Jeszcze nie mogę powiedzieć, że zakończyły się sukcesem, ale są już blisko finalizacji – podkreślił Miland. Przed naszym krajem mogą otworzyć się inne możliwości pośrednictwa w dostawach surowców energetycznych do wschodniego sąsiada. Polskie porty mogą pośredniczyć w wielu transakcjach zakupu surowców energetycznych przez Białoruś. Co prawda terminal LNG w Świnoujściu wykorzystuje 100% swojej przepustowości, ale planowana jest jego rozbudowa, która zwiększy możliwości przesyłowe instalacji z 5 do 7,5 mld m³ rocznie. W Gdańsku ma również powstać pływający terminal LNG (typ FSRU) o rocznej przepustowości 4 mld m³¹¹. Projekt ten został wpisany nawet do priorytetów Strategii Bezpieczeństwa Narodowego¹². Czemu nasze możliwości w zakresie importu skroplonego gazu mogą okazać się istotne? Ponieważ pomimo podpisania nowej umowy na dostawę gazu z Rosją, Łukaszenka jest bardzo niezadowolony z braku możliwości korekty cen po tym, jak również „błękitne paliwo” zanotowało potężne spadki w wyniku załamania się popytu na surowce energetyczne w okresie epidemii koronawirusa. W czasach sprzed pandemii, 127 dol. za 1 tys. m³ była dla Mińska ceną korzystną, niższą niż ceny rosyjskiego gazu dla Polski czy Niemiec. Jednak w sytuacji znacznego spadku zapotrzebowania na energię i idącej za tym obniżki cen surowców, cena 127 dol. nie jest już tak atrakcyjna. Prezydent Białorusi głośno mówił o tym, że taki poziom cen jest „niesprawiedliwy”. W maju po spotkaniu z premierem Siarhiejem Rumasem, Łukaszenka zaznaczył, że Rosja sprzedaje gaz do Europy (np. Niemiec) za około 65-70 dolarów, a Białoruś płaci 127 dolarów. – Podniosłem tę kwestię także podczas wideokonferencji w ramach Eurazjatyckiej Unii Gospodarczej (…) Chciałbym wiedzieć, co dotychczas zrobiono w celu obniżenia ceny gazu ziemnego dla Białorusi – mówił wtedy dyktator. W bardzo podobnym tonie wypowiadał się również premier Białorusi, Siarhiej Rumas, który oświadczył dziennikarzom, że spodziewa się ustalenia „uczciwej ceny” za rosyjski gaz. Zadeklarował ponadto, że Mińsk posiada dane liczbowe, które uzasadniają korektę zapisów kontraktu. Łukaszenka ocenił, że „uczciwą ceną” za rosyjski gaz byłoby 40-45 dolarów za 1 tys. m³. Te apele, skądinąd uzasadnione, spotkały się z bezlitośnie lakonicznymi komentarzami rosyjskich decydentów. Na tą konkretnie wypowiedź Łukaszenki i Rumasa odpowiedział rosyjski minister energii Aleksander Nowak. – Wychodzimy z założenia, że na początku roku osiągnięto porozumienie w sprawie cen gazu dla białoruskich konsumentów w 2020 r. – oświadczył Nowak w wywiadzie. Minister dodał, że formuła cenowa zapisana jest w protokole podpisanym przez białoruski rząd oraz Gazprom. Jego zdaniem w umowach nie ma wzmianek dotyczących ewentualnej rewizji cen w bieżącym roku. – Nasze firmy współpracują zgodnie z podpisanymi dokumentami. Cena wynosi 127 dolarów za tysiąc metrów sześciennych – podsumował. Jeszcze krócej na wniosek o obniżenie cen gazu wysłany z Mińska na Kreml zareagował Siergiej Ławrow. – Obowiązują zapisy kontraktów – stwierdził szef rosyjskiego MSZ. Umowa na dostawy gazu obowiązuje do końca 2020 roku. Trudno przewidzieć, jak będą wówczas kształtowały się ceny tego surowca oraz jak ułożą się relacje między obiema stolicami. I, co najważniejsze, nie możemy również być pewni, kto w tym czasie będzie rządził na Białorusi.

Polityczne przesilenie

Wszystkie powyższe wydarzenia miały miejsce w trochę innej rzeczywistości za naszą wschodnią granicą. Stabilny autorytarny reżim z dyktatorem będącym u władzy od prawie trzech dekad mógł układać długofalowe plany w zakresie dostaw źródeł energii. Po 9 sierpnia i kuriozalnych wyborach prezydenckich, setkach manifestacji, więźniach politycznych, torturach na komisariatach milicji i wojsku na ulicach Białoruś stał się państwem politycznie niestabilnym. Obecna sytuacja może wywrócić cały reżim Łukaszenki, albo przynajmniej nim porządnie wstrząsnąć. Może to mieć wpływ na politykę energetyczną. Osłabiony Łukaszenka będzie potrzebował wsparcia Kremla – nie jest wykluczone, że zapłatą za to wsparcie będzie podpisanie nowych umów na dostawę surowców. Moskwa na pewno nie wesprze białoruskiego dyktatora za darmo. Nie jest możliwym przewidzenie, jak będą się kształtowały dostawy ropy i gazu w perspektywie kilku miesięcy. Wydaje się, że są dwie główne drogi – dalszy proces dywersyfikacji lub powrót do importu z Rosji. Reżim Łukaszenki albo już zupełnie inna władza, będzie musiała podjąć decyzję o kierunku, w jakim ma iść polityka energetyczna Białorusi. Z dużą dozą prawdopodobieństwa można założyć, że jeden element energetyki naszego wschodniego sąsiada pozostanie niewzruszony na przesilenia polityczne. Mowa o budowanej od 2013 roku przez Rosatom (rosyjski państwowy koncern) elektrowni atomowej w Ostrowcu. W tym roku zakończono proces budowy. 7 sierpnia Rosatom podał informację, że rozpoczął się załadunek paliwa do bloku nr 1 białoruskiej elektrowni jądrowej¹³. W sumie do rdzenia reaktora ma zostać załadowane 163 zespoły paliwowe. Przez kilka miesięcy kontynuowany będzie proces rozruchu reaktora i ostatnich testów bezpieczeństwa.

Po fazie rozruchu fizycznego rozpocznie się etap rozruchu mocy, w którym blok po raz pierwszy zacznie wytwarzać energię elektryczną i dostarczać ją do sieci. Według planów powinno to nastąpić jesienią. Potem odbędzie się pilotażowa eksploatacja bloku energetycznego ze stopniowym osiąganiem jego mocy projektowej. Jak wcześniej informowało Ministerstwo Energii Białorusi, uruchomienie bloku nr 1 BelNPP zaplanowano na początek 2021 roku. Uruchomienie bloku nr 2 planowane jest na rok 2022. Elektrownia kosztowała Białoruś 11 miliardów dolarów. Jej łączny potencjał to 2,39 GW. Na pewno jest to element, który odegra ważną rolę w planowaniu strategii energetycznej. Obecnie prawie 100% energii elektrycznej na Białorusi produkowana jest z gazu. Po uruchomieniu elektrowni atomowej znacząco zmniejszy się zależność naszych sąsiadów od tego surowca. Elektrownia w Ostrowcu wzbudza zaniepokojenie Litwy, ponieważ miejscowość ta jest oddalona o 20 km od granicy i 55 km od Wilna. Litewskie władze apelowały do UE, USA, ONZ, Niemiec o nacisk mający sprawić, że budowa elektrowni zostanie wstrzymana. Główne obawy Wilna dotyczą kwestii bezpieczeństwa. Faktem jest, że Białorusini nie są wzorem transparentności w tym wypadku, ponieważ nie chcieli przez długi czas wpuścić na teren budowy niezależnych, międzynarodowych inspektorów, chociażby z Międzynarodowej Agencji Energii Atomowej.

Import surowców pozostaje jednak kwestią otwartą. Siły reżimu na razie zajmują się ratowaniem własnej pozycji i kwestie energetyczne z pewnością zeszły na dalszy plan. Lecz gdy bitewny kurz już opadnie, kontynuacja budowy strategii bezpieczeństwa energetycznego będzie jednym z pierwszych zadań decydentów w Mińsku. Kimkolwiek oni będą.

Artykuł został pierwotnie opublikowany w kwartalniku “Myśl Suwerenna. Przegląd Spraw Publicznych” nr 1(1)/2020.

Fotografia: Стэльмах Аляксандр Мікалаевіч (lic. CC-BY-SA-3.0)

_______________________________

Artykuł Cicha rewolucja w białoruskiej energetyce. Szanse dla Polski pochodzi z serwisu Myśl Suwerenna.