Rozmowa ze Stanisławem Tokarskim, wiceprezesem Tauron Polska Energia
Jaki jest udział węgla w produkcji energii elektrycznej w zakładach należących do Tauron Polska Energia?
Przy produkcji sięgającej 20 TWh udział węgla przekracza 95 proc. Ta wielkość odzwierciedla strukturę paliwową w polskiej energetyce. W tym względzie nie jesteśmy wyjątkiem.
No, to macie Państwo problem, bo Europa odchodzi od węgla. Koncern Vattenfall zapowiedział, że nastawia się na produkcję energii ze źródeł odnawialnych, bo to w niedalekiej perspektywie będzie bardziej się opłacało z uwagi na wysokie ceny emisji CO2.
Powiedziałbym, że problem ma nie tyle nasza firma, co Polska. Ale węgiel to również nasz atut i gwarancja bezpieczeństwa energetycznego! Odnosząc się do przytoczonej strategii firmy Vattenfall wcale mnie to nie dziwi, bowiem Skandynawia ma ogromny rezerwuar energetyki odnawialnej, głównie wodnej, a zatem Vattenfall może sobie pozwolić na ograniczenie użycia paliw kopalnych przy produkcji energii. My w Polsce nie mamy tego komfortu, bo nie mamy takiego potencjału źródeł odnawialnych. Analizując politykę energetyczną Unii Europejskiej do 2050 r., należy jednak zauważyć, że nawet w tak odległej perspektywie nie ma mowy o odejściu od węgla. Ostatnie z przeprowadzonych studiów wskazują, że w 2050 r. 38 proc. energii będzie produkowane ze źródeł odnawialnych, w tym ponad połowa z wiatru. 27 proc. przypada na energetykę jądrową, a resztę stanowić będą paliwa kopalne, w tym węgiel. W Polsce udział węgla będzie w tym czasie zdecydowanie wyższy od średniej unijnej. Ja oczywiście życzyłbym sobie, żebyśmy z uwagi na racjonalną gospodarkę zasobami sukcesywnie zwiększali udział „bezpłatnych” źródeł energii. Może też z czasem uda się zmaterializować ideę energetyki wodorowej. Ale czym innym są życzenia, a czym innym rzeczywistość.
Przytoczył Pan wizję 2050 r., w którym, według założeń Unii Europejskiej, emisja dwutlenku węgla ma zostać obniżona o co najmniej 75 proc. W jaki sposób zachować znaczącą pozycję węgla w Polsce przy tak restrykcyjnych założeniach emisji CO2?
Zakłada się, że do tego czasu wszystkie węglowe bloki energetyczne będą wyposażone w instalację CCS (wychwytywanie i podziemne magazynowanie CO2). Według tych samych założeń, począwszy od 2025 r. technologia CCS będzie miała komercyjne zastosowanie. Oczywiście, wciąż mówimy o średnich wielkościach w skali całej Unii, bo Polska będzie miała według tych samych założeń większą redukcję emisji CO2, sięgającą ponad 80 proc. Wynika to choćby z tego, że każde z państw członkowskich ma własną wizję osiągnięcia tego celu. Póki co, Polska ma cel 20-procentowy do roku 2020. Już ten cel, choć bardzo realny, nie będzie łatwy do osiągnięcia. Wszystko jednak zależy od rozwoju technologicznego CCS, od akceptacji społecznej podziemnego magazynowania CO2, jak i kosztów, które przyjdzie nam zapłacić za technologię CCS, która musi osiągnąć racjonalny poziom. Jeżeli nam to spójnie nie zagra, to będziemy mieć do czynienia z problemem braku energii elektrycznej w Polsce. Energii odnawialnej ze Skandynawii czy energii jądrowej z Czech nie sprowadzimy z uwagi na ograniczoną przepustowość systemu sieciowego. Mało tego, nawet gdybyśmy zbudowali niezbędne połączenia transgraniczne, to i tak z uwagi na straty przesyłowe będziemy płacić za energię tyle, ile kosztowałaby nas uwzględniając wydatki związane z emisją CO2.
Jak w takim razie wyglądają wasze doświadczenia z CCS? Od czegoś trzeba zacząć.
Paradoks CCS polega na tym, że legislacja w tym względzie jest na bardzo wczesnym etapie, podczas gdy oczekiwania są takie, jak gdyby CCS był bardzo zaawansowaną technologią. Weźmy pod uwagę fakt, że dyrektywa CCS określająca zasady poszukiwania złóż i składowania CO2 weszła w życie dopiero pół roku temu. Wobec tego trudno oczekiwać, żeby istniały zaawansowane rozwiązania techniczne. Dziś najbardziej dojrzałym projektem badawczym jest instalacja w niemieckiej elektrowni Schwarze Pumpe, należąca do firmy Vattenfall. Ten projekt dotyczy sekwestracji zaledwie 50 tys. ton CO2, podczas gdy nowy blok w Łagiszy, budowany według najnowocześniejszych standardów, emituje rocznie 2,5 mln ton CO2. Obserwując doświadczenia konkurencji również chcemy podjąć się – w ramach konsorcjum stworzonego z instytucjami naukowymi – budowy pilotażowej instalacji CCS, niewielkiej, bo zaledwie na 1000 ton CO2. W ciągu najbliższego roku rozpoczniemy związane z tym prace, bo musimy przećwiczyć technologię CCS, zanim wprowadzimy ją na skalę przemysłową. A wprowadzić musimy, bowiem zgodnie z wytycznymi UE każdy nowy blok węglowy o mocy powyżej 300 MW musi posiadać już na chwilę obecną studium wykonalności wychwytywania, transportowania i magazynowania CO2. Ja oczywiście mam wiele zastrzeżeń do przepisów dyrektywy CCS, bo ona w znaczny sposób wyprzedza rzeczywistość. Pomimo to będziemy starali się spełniać jej wymagania przy realizacji nowych inwestycji energetycznych.
Więcej w magazynie Teberia nr 1(3)2010.
