Polska ma nową strategię energetyczną do 2040 r. Czy pana zdaniem dobrze odpowiada ona na aktualne wyzwania branży?

Mamy wreszcie krajową politykę z precyzyjnie ustalonym miksem energetycznym, która zakłada dekarbonizację tego sektora do 2050 r. i bazuje na wykorzystaniu technologii, które już są obecne na rynku. Nie ma w niej wiele miejsca na zielony wodór czy magazyny energii, które z pewnością będą mocno oddziaływać

na rynek, gdy tylko upowszechnią się na skalę przemysłową. Dokument skupia się na tych technologiach, które są znane i już teraz możliwe do zrealizowania. To ważny wniosek, bo strategie wielu innych krajów to często tylko katalog życzeń. Nowością w polskiej energetyce będą elektrownie jądrowe, ale tu też opieramy się na technologii od lat dostępnej na rynku. Patrząc jednak na doświadczenia innych państw, gdzie planowane budżety i czas realizacji inwestycji mocno się wydłużyły, zaplanowany harmonogram implementacji energetyki jądrowej w Polsce stoi pod dużym znakiem zapytania.

Nowością będą też farmy wiatrowe na morzu. Siemens Energy liczy tutaj na kontrakty?

Jako dostawcy turbin wiatrowych widzimy ogromny potencjał na polskim rynku. Od kiedy weszła w życie ustawa regulująca rozwój morskiej energetyki wiatrowej, procesy inwestycyjne nabrały tempa. Myślę, że już w przyszłym roku dojdziemy do kluczowego etapu wyboru dostawców dla pierwszych inwestycji, który potrwa mniej więcej do roku 2025. To dotyczy nie tylko technologii turbin, ale również rozwiązań do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych. Widzę duże szanse na to, że inwestorzy zrealizują swoje projekty w zakładanym czasie. Mamy silne polskie spółki, które zdecydowały się połączyć siły z globalnymi graczami, a także zagranicznych inwestorów, którzy takie projekty prowadzili już w innych krajach. Z analiz wynika, że wietrzność na polskiej części Bałtyku jest atrakcyjna, a akwen jest dość płytki, przyjazny do tego typu instalacji – raczej nic nie powinno inwestorów zaskoczyć z punktu widzenia technologicznego.

Gdzie jeszcze Siemens Energy upatruje szans na zlecenia w procesie transformacji polskiej energetyki?

Na pewno w obszarze energetyki gazowej w wysokosprawnej kogeneracji – a więc w procesie wytwarzania energii elektrycznej razem z cieplną. Zamiana węgla na gaz i dostęp do taniego ciepła będzie ogromnym, bardzo kapitałochłonnym wyzwaniem dla ciepłownictwa. Widzimy też szansę na zastosowanie wielkoskalowych przemysłowych pomp ciepła w niektórych regionach kraju, a także dużych magazynów ciepła. Poszczególne technologie muszą być dostosowane do lokalnych uwarunkowań, aby można było sprawnie i z pomocą najlepszych rozwiązań dla danych obszarów przeprowadzić proces wychodzenia z węgla. Interesujące mogą być również spalarnie śmieci i elektrownie na biomasę. Ciekawą technologią dla obszarów mniej zaludnionych, z niższym poziomem dochodów mieszkańców, mogą być biogazownie. Takie instalacje pomogą budować siłę tych regionów, pobudzić je chociażby przez rozwinięcie tam produkcji paliwa rolniczego.

Gaz ziemny ma być paliwem przejściowym dla energetyki. Czy w przyszłości może go zastąpić zielony wodór?

Mamy świadomość, że gaz ziemny, który jest przecież paliwem kopalnym, nie będzie istniał wieki w energetyce. Siemens Energy już teraz oferuje instalacje, które umożliwiają współspalanie gazu i wodoru. Docelowo, w perspektywie kilku lat, możemy dojść nawet do 100 proc. wykorzystania wodoru, bez konieczności modernizacji bloków energetycznych. Rynek wodoru cały czas się rozwija, ale na tę oczekiwaną rewolucję musimy jeszcze poczekać. Ja to porównuję do rozwoju energetyki wiatrowej – 15 lat temu budowane były pierwsze wiatraki, bardzo drogie, nieefektywne. Toczyły się dyskusje o tym, jak ta technologia zaburza system, jak wiele potrzebuje dotacji. Dziś nikt już o tym nie mówi, ponieważ energia z wiatru jest zdecydowanie tańsza, a farmy wiatrowe mogą funkcjonować nawet bez wsparcia. Z wodorem może być podobnie – to będzie wyboista droga, będziemy dyskutować o różnych metodach produkcji wodoru. Natomiast ostatecznie to może być paliwo, które będzie masowo wykorzystywane w przemyśle, energetyce, transporcie i które pomoże znacząco obniżyć emisję CO2. Do tego jednak potrzebny jest efekt skali, by cena wodoru stała się atrakcyjna do wykorzystania na skalę przemysłową.

Kiedy możemy spodziewać się w Polsce pierwszych wdrożeń technologii opartych na zielonym wodorze?

Polityka energetyczna państwa wskazuje, że w 2030 r. do produkcji zielonego wodoru będziemy wykorzystywać 2 GW energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych. Myślę, że jeszcze w tej dekadzie będziemy mieć kilka instalacji zielonego wodoru, ale to nie będzie jeszcze skala przemysłowa. Do 2030 r. polska energetyka wciąż w dużej mierze oparta będzie na węglu, rozwinie się przy tym zapewne produkcja wodoru szarego, opartego na paliwach kopalnych, który będziemy wykorzystywać w transporcie albo energetyce. Celem jest jednak wodór zielony, produkowany przy wykorzystaniu OZE.

Ale na dekarbonizację mamy czas do 2050 r., mamy więc jeszcze trzy dekady, żeby rozwinąć tę technologię.

A może powinniśmy szybciej odchodzić od węgla?

Na świecie obserwujemy teraz potężny wyścig w kierunku dekarbonizacji. Im wyższy poziom kosztów emisji CO2, tym wyścig będzie szybszy, bo wszyscy będą odchodzić od energetyki opartej na węglu czy gazie. Obecnie ceny uprawnień do emisji CO2 bardzo szybko drożeją, bijąc kolejne rekordy.

To dodatkowy impuls dla transformacji w kierunku niskoemisyjnych technologii i może się okazać, że realizacja krajowej strategii energetycznej nie będzie się opóźniać, wręcz przyspieszy. Na ten moment deklaracje państw członkowskich Unii Europejskiej są bardzo dobrze zdefiniowane – dekarbonizacja ma się dokonać do 2050 r. Nie tak dawno Stany Zjednoczone powróciły do porozumienia paryskiego, które wyznacza kierunki globalnej walki ze zmianami klimatu. Mamy też Chiny, które nieco później, bo do 2060 r., ale jednak też chcą być wolne od emisji CO2. Jeśli więc coś przyspieszy polskie plany, to zrobi to rynek.

Polską energetykę czekają zmiany nie tylko technologiczne, ale też kapitałowe. Kontrolowane przez państwo grupy energetyczne zostaną pozbawione balastu w postaci węglowych elektrowni i kopalń. Czy to ma znaczenie dla zagranicznych inwestorów?

Ja odbieram to bardzo pozytywnie. Wszystkie aktywa węglowe znajdą się w jednym podmiocie, który będzie zajmował się wszelkimi zakupami, dostawami węgla czy kontraktami remontowymi.

Z kolei spółki energetyczne będą miały prostą drogę do inwestycji w fotowoltaikę czy morską energetykę wiatrową. Będą mogły szybciej i skuteczniej pozyskiwać pieniądze na projekty wspierające proces dekarbonizacji. Wycena tych firm zmieni się diametralnie, ponieważ istotnie zmieni się też poziom ryzyka dla akcjonariuszy tych firm. Dlatego uważam, że to dobry kierunek zmian.

Grzegorz Należyty jest prezesem Siemens Energy w Polsce. Pracuje dla tej grupy od wielu lat. Wcześniej zajmował stanowiska m.in. w biznesie rozwiązań IT czy telekomunikacji. Natomiast od 2012 r. jest związany z sektorem energetycznym Siemensa w Polsce. Jednocześnie pełni funkcję członka zarządu Izby Gospodarczej Energetyki i Ochrony Środowiska.