text_structure.xml
46.6 KB
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
<?xml version="1.0" encoding="UTF-8"?>
<teiCorpus xmlns="http://www.tei-c.org/ns/1.0" xmlns:xi="http://www.w3.org/2001/XInclude">
<xi:include href="PPC_header.xml"/>
<TEI>
<xi:include href="header.xml"/>
<text>
<body>
<div xml:id="div-1">
<u xml:id="u-1.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Szanowni państwo, otwieram posiedzenie Komisji Skarbu Państwa. Serdecznie witam panie poseł, panów posłów i zaproszonych gości z panem ministrem Mikołajem Budzanowskim na czele.</u>
<u xml:id="u-1.1" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">W dzisiejszym porządku mamy jeden punkt, jest to informacja na temat sytuacji w sektorze wydobywczo-wytwórczym – nowe inwestycje w sektorze. Stosowną informację przedstawi pan minister skarbu państwa. Czy są jakieś uwagi do porządku? Nie słyszę.</u>
<u xml:id="u-1.2" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Stwierdzam przyjęcie porządku i bardzo proszę pana ministra o przedstawienie stosownej informacji.</u>
</div>
<div xml:id="div-2">
<u xml:id="u-2.0" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Panie przewodniczący, szanowni państwo, panie i panowie. Szczegółowa informacja została przedstawiona w materiale, który państwo otrzymali, opisująca najistotniejsze, najważniejsze inwestycje w spółkach Skarbu Państwa należących do tego sektora. Natomiast myślę, że zanim przejdziemy do szczegółowego omawiania inwestycji, chwila refleksji na temat ogólnej prognozy zużycia energii elektrycznej w Polsce, zgodnie z założeniami przyjętej i obowiązującej Polityki Energetycznej do 2030 r. Przypomnę, że na 2010 r. ta prognoza wynosi 141 TWh. Na 2015 r. wzrasta już do 152 TWh i konsekwentnie na 2020 r. do 170 TWh i na 2030 r. do 217,5 TWh. Jest to istotne z punktu widzenia osiągnięcia najważniejszych celów, które wyznaczane są dla poszczególnych spółek sektora wydobywczo-wytwórczego.</u>
<u xml:id="u-2.1" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Ważne jest również to, że w związku ze spowolnieniem gospodarczym w 2008 r. i przede wszystkim w 2009 r., okazało się, że faktycznie nastąpił wyraźny spadek zużycia energii elektrycznej. Spadek w 2009 r. w stosunku do 2008 r. wyniósł 4%. Natomiast, wstępne dane pokazują już, że w 2010 r. nastąpiło wyraźne odbicie i zwiększenie zużycia energii elektrycznej i de facto powrotu do poziomu z 2008 r. Prawdopodobnie będzie to około 155 TWh. Ten wzrost zużycia energii jest już wyraźny po pierwszych trzech kwartałach 2010 r. i wynosi dzisiaj 5%.</u>
<u xml:id="u-2.2" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Z jednej strony więc, bardzo ważne cele wynikają z przeprowadzonych analiz zużycia energii elektrycznej, a z drugiej równie istotny jest kolejny element. Mianowicie, są to prognozy dotyczące samej struktury wiekowej jednostek wytwórczych w Polsce i są to bardzo istotne elementy i liczby. Prawie 45% jednostek wytwórczych w Polsce jest już w wieku powyżej 30 lat. To faktycznie jest niezwykłe dziedzictwo ostatnich 20 lat, gdy w niewystarczającym stopniu przeprowadzano restrukturyzację, jak i zmniejszano nakłady na dokonywanie zmian w jednostkach wytwórczych. Przede wszystkim chodzi o nakłady inwestycyjne. W wieku od 20–30 lat jest tych jednostek około 30%, a tych stosunkowo najmłodszych, to jest od 10–20 lat – około 10%.</u>
<u xml:id="u-2.3" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">To jednocześnie pokazuje, że z jednej strony mamy do czynienia z problemem dokonania odpowiednich zmian i modernizacji mocy wytwórczych w Polsce, a z drugiej strony, w związku ze zwiększonym zużyciem i prognozą zużycia energii elektrycznej w Polsce, budowania nowych jednostek. W tym oczywiście względzie, kluczowym elementem jest polityka klimatyczna Unii Europejskiej, wielokrotnie dyskutowana publicznie, więc nie będziemy w to szczegółowo wchodzić. Niemniej jednak, nakłada ona na nas pewne konkretne cele redukcji emisji dwutlenku węgla w perspektywie 2020 r., ale i w dalszej perspektywie również 2030 r., a nawet w przyszłości do 2050 r. Pod tym kątem również musimy przygotowywać odpowiednie strategie inwestycyjne dla wszystkich spółek sektora wydobywczo-wytwórczego.</u>
<u xml:id="u-2.4" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Szanowni państwo, myślę, że w tym momencie moglibyśmy już przejść do omówienia konkretnych inwestycji, które będą realizowane przez Polską Grupę Energetyczną, Tauron, ENEA i ENERGA, czyli te 4 podstawowe podmioty. Oczywiście, największy pakiet inwestycji jest opracowywany i wdrażany przez PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA. Chciałbym jednocześnie podkreślić, że jednym z ważniejszych projektów realizowanych obecnie jest blok energetyczny w Bełchatowie. Jest on o tyle istotny z punktu widzenia naszych zobowiązań klimatycznych wobec UE, że to właśnie przy tym bloku będzie również w przyszłości zbudowana słynna instalacja CCS do wychwytywania, transportu i podziemnego składowania dwutlenku węgla. Oczywiście, z tą inwestycją wiążą się duże nakłady inwestycyjne. Przede wszystkim ogromne nakłady finansowe, przekraczające 500 mln euro, a więc znacząca kwota, która musi być wydatkowana, aby faktycznie ten projekt w perspektywie przełomu 2015–2016 r. mógł być zrealizowany. Składa się on z trzech podstawowych komponentów: po pierwsze, z samej instalacji do wychwytywania CO2; po drugie, transportu CO2 w specjalnych rurociągach; i trzeci niezwykle istotny element składowy całej instalacji to magazynowanie CO2.</u>
<u xml:id="u-2.5" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Z tym wiążą się oczywiście potężne nakłady finansowe. Pierwszy zastrzyk finansowy dała nam UE poprzez dofinansowanie tego projektu w kwocie 180 mln euro z tzw. European Economic Recovery Plan. Stosowna umowa w tym zakresie pomiędzy PGE a Komisją Europejską została podpisana właśnie w maju tego roku na współfinansowanie, ale tylko 180 mln euro. To jest pewien problem, ponieważ pozostałą część musi spółka sama pozyskać ze środków zewnętrznych. Dzisiaj możemy powiedzieć tylko o zagwarantowaniu tej kwoty, gdyż cała reszta jest jeszcze pod znakiem zapytania i nie ma zagwarantowanego pełnego finansowania, biorąc też pod uwagę bardzo niską efektywność ekonomiczną tego projektu i całej inwestycji.</u>
<u xml:id="u-2.6" who="#PodsekretarzstanuwMinisterstwieSkarbuPaństwaMikołajBudzanowski">Myślę, że to wystarczy tytułem wstępu, a teraz możemy przejść, zaczynając od PGE, do omówienia konkretnych projektów i inwestycji realizowanych w tym sektorze. Bardzo proszę.</u>
</div>
<div xml:id="div-3">
<u xml:id="u-3.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Bardzo proszę.</u>
</div>
<div xml:id="div-4">
<u xml:id="u-4.0" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Dzień dobry państwu, Marek Szostek, PGE SA. Jestem wiceprezesem zarządu spółki, odpowiedzialnym od 1 października za obszar rozwoju, w tym również inwestycji. Towarzyszy mi dzisiaj na tym spotkaniu z państwem dyrektor inwestycji, pani Edyta Krasuska. Postaramy się przedstawić w miarę syntetycznie i nie rozwlekając poszczególnych elementów plan inwestycyjny PGE do roku 2020. PGE, jeżeli mówimy o sektorze wydobywczo-wytwórczym, to są dwie spółki zależne, które w tym sektorze mają pełne kompetencje. Grupa powstały w wyniku konsolidacji zakończonej z dniem 31 sierpnia – jest to PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna zarządzająca energetyką konwencjonalną, w skład której wchodzą również kopalnie oraz PGE Energia Odnawialna, czyli spółka odpowiadająca za wytwarzanie energii elektrycznej w obszarze odnawialnych źródeł energii.</u>
<u xml:id="u-4.1" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Jeżeli mówimy o inwestycjach w energetyce konwencjonalnej, za który to obszar odpowiada PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, to najważniejszy i najbliższy zakończenia jest projekt prowadzony w „Bełchatowie”, czyli blok A3. Tak się nazywa, żeby go nie nazywać „trzynastym”, ponieważ jest to trzynasty blok. Natomiast, żeby ta trzynastka się nie kojarzyła źle, został nazwany blokiem A3. Realizacja tego bloku na 858 MW jest planowana na koniec kwietnia 2011 r. Na chwilę obecną jest bardzo prawdopodobne, że ten termin będzie dotrzymany. Sprawność netto tego bloku jest szacowana na ok. 41,7%, a produkcja energii elektrycznej brutto to jest 6,2 TWh na rok.</u>
<u xml:id="u-4.2" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Temu projektowi towarzyszy pilotażowy projekt badawczo-rozwojowy – tak jest to określone. Nie jest to zadanie inwestycyjne, ale projekt badawczo-rozwojowy. Jest to CCS, system wyłapywania i składowania dwutlenku węgla. Na chwilę obecną, planowany termin realizacji to 2015 r. Wielkość wychwytu dwutlenku węgla przez ten system to 1,8 mln ton na rok. Na chwilę obecną trwają prace przystosowawcze na bloku do wychwytywania dwutlenku i równolegle prowadzimy starania o to, żeby zabezpieczyć w jak największym stopniu budżet potrzebny do realizacji tego projektu.</u>
<u xml:id="u-4.3" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Obecnie, dotarła do mnie informacja z tego obszaru, że fińska firma energetyczna Fortum wycofała się z realizacji fińskiego projektu CCS z takiego powodu, iż ten projekt nie składał się krótko mówiąc pod względem finansowym. Dlatego też wycofano ten projekt również z obszaru starania się o dofinansowanie z funduszy unijnych. W naszym przypadku projekt pozyskał dofinansowanie w wysokości 180 mln euro i nadal trwają prace nad tym, żeby pozyskać jak największą część budżetu z funduszy unijnych i z innych możliwych źródeł. Łączny koszt tego projektu jest szacowany na kwotę 2,7 mld zł.</u>
<u xml:id="u-4.4" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Kolejne dwa projekty, które są już w tej chwili na etapie realizacji, to jest budowa nowych bloków energetycznych 5 i 6 w elektrowni „Opole” z terminem realizacji 2015–2016 r. Łączna moc elektryczna zainstalowana to dwa razy po 800–900 MW. Oczekiwana przez nas produkcja energii netto to 6,9 TWh. Poziom sprawności netto bloków jest oceniany na 46%.</u>
<u xml:id="u-4.5" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Kolejna inwestycja to 11 blok energetyczny w elektrowni „Turów” z terminem realizacji 2016 r., z łączną mocą zainstalowaną 460 MW, ze sprawnością energetyczną 45% i produkcją energii brutto 3 TWh.</u>
<u xml:id="u-4.6" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Dalsze projekty, które są realizowane w tej chwili przez PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna to projekty realizowane w obszarze elektrociepłowni. Pierwszy projekt to elektrociepłownia „Gorzów”. Będzie tam miała miejsce budowa bloku gazowo-parowego, ponieważ chcielibyśmy zdywersyfikować moce wytwórcze w zależności od rodzaju paliwa. W tej chwili dominującym paliwem w PGE jest węgiel brunatny. Chcąc również bilansować kwestie CO2 i kosztów z tym związanych, podjęliśmy decyzję o dywersyfikacji mocy wytwórczych i opierania ich o zdywersyfikowane źródła paliw. Kolejny projekt, to jest elektrociepłownia „Pomorzany”. Tam również będzie miała miejsce budowa bloku gazowo-parowego i w obydwu tych przypadkach gaz będzie doprowadzony przez GAZ-SYSTEM. Obydwa projekty mają szanse być ukończone w roku 2015. Trzeci projekt w obszarze elektrociepłowni to budowa bloku gazowo-parowego w Bydgoszczy. Tam będzie odbywała się rewitalizacja mocy elektrycznej do poziomu 80 MW w części kolektorowej elektrociepłowni drugiej, poprzez budowę nowego kotła umożliwiającego również spalanie biomasy. Ten projekt również ma szansę być zakończony do roku 2015. Każdy z tych projektów jest w stanie wytworzyć w ciągu roku ok. 1,6 TWh energii elektrycznej i ok. 4 tys. TJ na rok energii cieplnej.</u>
<u xml:id="u-4.7" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Kolejny projekt na liście projektów do zrealizowania, to elektrociepłownia „Lublin-Wrotków”, z terminem realizacji 2016–2017 r., o łącznej mocy zainstalowanej dwa razy po 800 MW i produkcją roczną energii brutto na poziomie 12 TWh.</u>
<u xml:id="u-4.8" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Kolejny projekt, który pozyskał akceptację komitetu inwestycyjnego i został w tej chwili zaakceptowany już na poziomie przedwdrożeniowym to projekt zlokalizowany w zespole elektrowni „Dolna Odra”. To są dwa bloki gazowo-parowe o łącznej mocy 400–900 MW, z terminem realizacji 2015–2016 r. Został już uruchomiony projekt budowy bloku kogeneracyjnego w technologii CCGT o mocy ok. 240 MW w elektrociepłowni „Pomorzany” i niebawem będzie również uruchomiony projekt konwersji bloków 3 i 4 do spalania wyłącznie biomasy w elektrowni „Dolna Odra”. Realizacja tego projektu jest zaplanowana na okres między 2010–2014 r.</u>
<u xml:id="u-4.9" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna to nie tylko elektrownie i elektrociepłownie, to także wydobycie węgla brunatnego. Ta spółka zarządza również dwoma oddziałami, czyli Kopalnią Węgla Brunatnego „Bełchatów” i Kopalnią Węgla Brunatnego „Turów”. W zakresie KWB „Bełchatów” informacją, która zasługuje na szczególną uwagę, to jest uzyskanie koncesji na eksploatacje węgla brunatnego ze złoża Złoczew i termin realizacji tego projektu to rok 2015 z szacowanym wydobyciem węgla na poziomie 12 mln ton na rok. W zakresie KWB „Turów” zamierzamy zwiększyć wydobycie pod zapewnienie dostaw węgla brunatnego na potrzeby bloku 11, który tam będzie wybudowany.</u>
<u xml:id="u-4.10" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Dodatkowe plany w zakresie obszaru, za który odpowiedzialna jest spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, to jest m.in. budowa elektrociepłowni w Gdańsku. Rozważane są dwa warianty: dwa bloki gazowo-parowe o łącznej mocy 800–900 MW z terminem realizacji 2015 r., albo dwa bloki energetyczne opalane tylko i wyłącznie biomasą o łącznej mocy 500–550 MW z terminem realizacji 2017 r.</u>
<u xml:id="u-4.11" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Oprócz nowych mocy, o których przed chwilą powiedziałem, następują również rewitalizacje i modernizacje istniejących mocy wytwórczych. Z taką rewitalizacją mocy wytwórczych mamy również do czynienia w zespole elektrociepłowni „Bydgoszcz”.</u>
<u xml:id="u-4.12" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Przechodzę w tej chwili do obszaru, który związany jest z odnawialnymi źródłami energii i za który w grupie kapitałowej PGE SA odpowiada PGE Energia Odnawialna SA. To są dwa programy wiatrowe. Program off-share’owy, który w założeniach swoich ma osiągnąć pełną moc ok. 1000 MW, a termin zakończenia całego tego projektu to jest rok 2020. Program on-share’owy, który również jest szacowany w naszych planach na 1000 MW z terminem zakończenia realizacji tego projektu na 2015–2016 r.</u>
<u xml:id="u-4.13" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Energia odnawialna to również biogazownie. Jak mówiłem wcześniej, staramy się zdywersyfikować moce wytwórcze i w zależności od paliwa, ale również uwzględniać inne aspekty niż biznesowe. Są obszary i miejsca na mapie kraju, w których istnieje infrastruktura po byłych cukrowniach. W związku z tym, nasza zależna spółka zwróciła uwagę na możliwość zagospodarowania tych lokalizacji. W związku z tym, powstał również projekt biogazowni przy użyciu infrastruktury po były cukrowniach, co de facto jest również bardzo istotne z punktu widzenia lokalizacji i dostaw biomasy, potrzebnej do funkcjonowania tych biogazowni. Na chwilę obecną 5 projektów biogazowych o łącznej mocy 10 MW uzyskało akceptację komitetu inwestycyjnego i zostało przez zarząd PGE przyjęte do fazy wdrażania. Jest duża szansa, że łączna planowana moc wszystkich projektów biogazowych, które mamy w tej chwili na liście wyniesie 35 MW do roku 2015 i 215 MW do roku 2021.</u>
<u xml:id="u-4.14" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Kolejny bardzo ważny projekt, a wręcz nawet strategiczny, to jest energetyka jądrowa. Planujemy uruchomić dwie elektrownie atomowe o mocy ok. 3000 MW każda. Pierwszy blok energetyczny powstanie do roku 2020. Innych szczegółów państwu nie mogę podać z tego względu, że jeszcze nie są określone precyzyjne lokalizacje. Wszystkie badania i przygotowania jeszcze trwają. Natomiast mogę zapewnić, że jest to dla nas szczególny projekt i z należytą starannością prowadzimy wszystkie prace mające na celu intensyfikację realizacji tego projektu.</u>
<u xml:id="u-4.15" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Chciałbym tutaj przy okazji również wspomnieć o projekcie, który wzbudza ostatnio sporo emocji, czyli o zakupie akcji spółki ENERGA SA przez PGE. Ten projekt również jest dla nas bardzo istotny z tego względu, że pozyskanie tego podmiotu byłoby dla PGE bardzo ważnym krokiem, który uzupełniłby funkcjonowanie naszej spółki. Również w kontekście zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju byłoby to bardzo dobre rozwiązanie, ponieważ obydwie spółki wyśmienicie się uzupełniają. W efekcie powstałby podmiot, który mógłby stanowić konkurencję dla podmiotów z rynku Europy Środkowo-Wschodniej i Europy w ogóle. Ma to znaczenie w kontekście planów, o których zapewne państwo słyszeliście, że do roku 2015 powstałyby połączenia transgraniczne, które spowodują, że będzie funkcjonował ogólnoeuropejski system elektroenergetyczny. Wtedy będziemy musieli być przygotowani na to, żeby prowadzić na właściwym poziomie konkurencję z podmiotami zagranicznymi znacznie bardziej zaawansowanymi niż PGE, czy jakikolwiek podmiot energetyczny w Polsce.</u>
<u xml:id="u-4.16" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Te wszystkie projekty, o których starałem się tutaj opowiedzieć, uzupełniają się w jeden mechanizm, w którym pełen łańcuch wartości od wydobycia do wytworzenia energii elektrycznej jest zapewniony. Wszystkie te decyzje mają charakter komplementarny dla siebie. W efekcie tego oczekujemy również pewnych synergii, które będą powstawać po realizacji każdego z tych projektów oraz zdywersyfikowania pewnych ryzyk, które dzisiaj są związane chociażby z tym, że 90% energii wytwarzanej przez PGE bazuje na węglu. Głęboko jestem przekonany o tym, że z końcem roku 2020 ta struktura paliwowa w PGE będzie wyglądała zupełnie inaczej, na korzyść chociażby OZE, ale też innych rozwiązań, które będą uniezależniały wytwarzanie energii przez PGE od węgla kamiennego i węgla brunatnego.</u>
<u xml:id="u-4.17" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Tutaj chciałbym przy okazji powiedzieć, że dla nas węgiel brunatny jest bardzo ważnym, strategicznym paliwem. Z tego też względu podjęte zostały starania, aby zabezpieczyć sobie w długoterminowej perspektywie dostęp do złóż. Dlatego, już w tej chwili rozpoczęta została eksploatacja złoża Szczerców, ale również udało się pozyskać możliwość badań geologicznych w złożu Złoczew. Mamy również projekt badania złóż Gubin, gdzie w przyszłości może odbywać się eksploatacja węgla brunatnego.</u>
<u xml:id="u-4.18" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">W kontekście tych wszystkich informacji, które starałem się państwu przekazać, mogę podsumować w ten sposób, że do roku 2012 łączny przyrost nowych mocy wytwórczych w grupie kapitałowej PGE SA będzie wynosił między 8 a 9 GW. Przy czym należy również wspomnieć, że w tym czasie nastąpią odstawienia bloków energetycznych ze względu na czas eksploatacji na poziomie 1,8 – 2 GW. Chcąc to bardziej zobrazować, mogę powiedzieć, że w efekcie przyrost mocy wytwórczych w PGE będzie wynosił tyle, ile dzisiaj jest mniej więcej generowane przez półtora raza taką elektrownię, jaka jest w Bełchatowie. W tej chwili moc wytwórcza elektrowni Bełchatów to poziom 4,5 GW. De facto, jeżeli założymy również na dzień dzisiejszy, że szacunkowo elektrownia Bełchatów wytwarza do 20% zapotrzebowania na energię elektryczną w Polsce, to możemy powiedzieć, że po zrealizowaniu tych planów na koniec roku 2020 będziemy mieć zapewnione pokrycie dla co najmniej 20% więcej zużycia energii elektrycznej w polskiej gospodarce. Oczywiście, w tym czasie będzie przyrastał również popyt.</u>
<u xml:id="u-4.19" who="#WiceprezesPolskiejGrupyEnergetycznejSAMarekSzostek">Podsumowując, należy stwierdzić, że nasz plan inwestycyjny jest zrównoważony i przejrzysty. Zakłada modernizację aktualnych aktywów oraz inwestowanie w nowe moce wytwórcze. Zakłada również dywersyfikację mocy i możliwości wytwórczych, uwzględniając dostęp do paliw. Jest on analizowany w ujęciu długo i krótkookresowym i jak widać z dat, które podawałem, zapewnia on sukcesywne oddawanie nowych mocy wytwórczych. Z roku na rok będzie przyrastało nam tych mocy wytwórczych i jestem głęboko przekonany, że wszystkie projekty, o których państwu powiedziałem, w pełni zrealizują się w planowanych terminach. Dziękuję.</u>
</div>
<div xml:id="div-5">
<u xml:id="u-5.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. Pan minister i pan prezes przedstawili informację. Otwieram dyskusję. Bardzo proszę, kto z państwa chce zabrać głos jako pierwszy? Pani poseł Renata Zaremba, bardzo proszę.</u>
</div>
<div xml:id="div-6">
<u xml:id="u-6.0" who="#PosełRenataZaremba">Dziękuję bardzo. Dla nas są to bardzo dobre informacje, zwłaszcza o tych wszystkich inwestycjach. Na początek mam pytanie do pana prezesa na temat inwestycji w „Dolnej Odrze” i „Pomorzanach”. Chodzi o zabezpieczenie umów gazowych. Kiedy zostaną podpisane umowy na dostarczanie gazu? Druga zasadnicza część pytania dotyczy korzystania z terminalu LNG w Świnoujściu. Wczoraj rozmawialiśmy o umowie z Rosją i wiemy, że są wynegocjowane bardzo dobre warunki. Jak w tym kontekście będzie się miała cena gazu z terminala? Czy będzie jedna cena obowiązywała na gaz mieszany w całej Polsce, czy będziemy mieli na krańcu zachodnim nieco gorsze warunki?</u>
<u xml:id="u-6.1" who="#PosełRenataZaremba">Drugie moje pytanie dotyczy ENEI. Chciałabym zapytać, w kontekście przyszłej prywatyzacji ENEI, jak w tym momencie zabezpieczone są rozpoczęte inwestycje? Czy jest już wyznaczony termin prywatyzacji i co się stanie z mniejszymi blokami, których pan prezes nie omawiał?</u>
</div>
<div xml:id="div-7">
<u xml:id="u-7.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Pan poseł Andrzej Czerwiński. Bardzo proszę, panie pośle.</u>
</div>
<div xml:id="div-8">
<u xml:id="u-8.0" who="#PosełAndrzejCzerwiński">Chciałem zapytać o źródła finansowania tych planowanych inwestycji. Patrząc na to, co pan przedstawił, to jeśli się nie mylę, PGE pokrywa 40% zapotrzebowania na energię w Polsce. Gdyby pozostałe grupy szły podobną ścieżką, to te 8–9 GW w skali Polski da 60–70% stanu wytwarzania energii. Czy źródła finansowania są jasne i jakie są koszty tego planu? Czy i w jakim stopniu obciążać one będą odbiorców końcowych? Innymi słowy, jakie pan planuje do 2020 r. i później ceny energii?</u>
</div>
<div xml:id="div-9">
<u xml:id="u-9.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo, panie pośle. Pan poseł Józef Racki, bardzo proszę.</u>
</div>
<div xml:id="div-10">
<u xml:id="u-10.0" who="#PosełJózefRacki">Mam pytanie dotyczące prywatyzacji „Adamów” SA, „Konin” SA i PAK SA – na jakim etapie są negocjacje z jedynym dopuszczonym inwestorem?</u>
<u xml:id="u-10.1" who="#PosełJózefRacki">Drugie pytanie dotyczy planowanego w KWB „Konin” uruchomienia na terenach pokopalnianych farmy wiatrowej. Pytanie brzmi, na których to terenach się odbędzie – czy na terenach wyeksploatowanych w dole, czy na terenach otaczających kopalnię?</u>
</div>
<div xml:id="div-11">
<u xml:id="u-11.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. Czy ktoś z państwa chce jeszcze zadać pytanie lub zabrać głos? Czy goście nie mają żadnych pytań? Jeśli nie mają, to zamykam dyskusję. Bardzo proszę o udzielenie odpowiedzi, panie ministrze, panie prezesie.</u>
</div>
<div xml:id="div-12">
<u xml:id="u-12.0" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Może zacznę od kwestii związanych z terminalem LNG. Jak wiemy, naszym priorytetem jest to, aby zakończyć ten proces inwestycyjny do 30 czerwca 2014 r. Także, od lipca 2014 r. można będzie już ten terminal eksploatować, zarówno w ramach obowiązującego katarskiego kontraktu, jak i tych kontraktów, które potencjalnie będą mogły zostać podpisane na dostarczanie gazu przez terminal LNG bezpośrednio do odbiorcy końcowego, jakim będzie spółka „Dolna Odra”.</u>
<u xml:id="u-12.1" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">W tym momencie oczywiście rysują się dwa potencjalne modele biznesowe. Z jednej strony, w zależności od ogólnej taryfy, jaka wówczas będzie obowiązywała, być może rzeczywiście okaże się, że taryfa za LNG zmieszany z gazem dostarczonym z Rosji, jak również z wydobycia krajowego będzie konkurencyjna cenowo. Może się również okazać i myślę, że to właśnie ta nowa opcja, która się pojawiła wraz z budową terminalu LNG, że będzie można tak naprawdę podpisać tylko jeden kontrakt na dostawę bezpośrednio do „Dolnej Odry”. Czy to z katarskim producentem gazu, czy też każdym innym światowym dostawcą – w Północnej Afryce, czy na Bliskim Wschodzie, którzy również produkują LNG. Gdybyśmy już dzisiaj mieli terminal LNG, to dzisiejsza cena LNG na kontraktach jest prawie o 50% tańsza od kontraktów na gaz rosyjski. Faktycznie jest on bardzo konkurencyjny i znacząco tańszy. Ta cena kształtuje się pomiędzy 150 a 200 USD za 1000 m³, w porównaniu do średniej ceny gazu importowanego z Rosji – pomiędzy 270 a 300 USD za 1000 m³. Stąd, wszystko zależy też od rynku i od wyboru jednego z tych dwóch modeli biznesowych na dostarczanie gazu do „Dolnej Odry”.</u>
<u xml:id="u-12.2" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Najważniejszym elementem jest to, że przepustowość terminalu pozwala jeszcze na dodatkowy import – ponad 3 mld m³ poza już podpisanym kontraktem katarskim. Być może okaże się i gorąco w to wierze, że właśnie te kontrakty będą konkurencyjne w stosunku do innych, które są już podpisane. Myślę nawet o tym kontrakcie z Federacją Rosyjską. Kontynuując, może pan prezes wyjaśni kwestie „Dolnej Odry” oraz „Pomorzan”.</u>
</div>
<div xml:id="div-13">
<u xml:id="u-13.0" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">W przypadku tych bloków gazowo-parowych, przy naszych analizach była uwzględniania również możliwość dostaw gazu LNG ze Świnoujścia. Natomiast, zakładaliśmy, że będzie to mix – część gazu LNG ze Świnoujścia i część gazu, kolokwialnie mówiąc, z rury. Na chwilę obecną nie chciałbym się wypowiadać na temat dalszych szczegółów.</u>
</div>
<div xml:id="div-14">
<u xml:id="u-14.0" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Jeżeli chodzi o kwestie prywatyzacji ENEI, to właściwie nastąpił powrót, po tym jak – co państwo doskonale wiedzą – upłynął w zeszłym tygodniu termin wyłączności negocjacyjnej dla spółki Kulczyk Holding, do tzw. równoległych negocjacji z innymi potencjalnymi inwestorami i oferentami, czyli EDF i GDF. W związku z tym, w zależności jak będzie to ostatecznie rozstrzygnięte, spodziewamy się, że będzie to pierwszy kwartał roku 2011, ale trudno to dzisiaj jednoznacznie przewidywać. Negocjacje równoległe zawsze dłużej trwają, ponieważ prowadzi się te rozmowy z kilkoma partnerami w tym samym czasie. Dzisiaj trudno to jednoznacznie rozstrzygać.</u>
<u xml:id="u-14.1" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Jeżeli chodzi o pytanie pana posła Józefa Rackiego, to poproszę prezesa kopalni, który jest dzisiaj z nami, o zabranie głosu i wyjaśnienie tej kwestii.</u>
</div>
<div xml:id="div-15">
<u xml:id="u-15.0" who="#PrezesKopalniWęglaBrunatnegoKoninwKleczewieSASławomirMazurek">Sławomir Mazurek, prezes zarządu kopalni „Konin”. Kopalnie odkrywkowe węgla brunatnego, z racji charakteru prowadzonej działalności, jeśli istnieją dostatecznie długo, są predestynowane do lokalizacji farm wiatrowych. Dla przykładu kopalnia „Konin”, istniejąca już 65 lat, w swojej historii przekazała już i sprzedała ponad 12 tys. ha. Gospodaruje jeszcze na 5 tys. ha, ale 12 tys. przekształconych i zrekultywowanych już sprzedała. Kopalnia ma w planach budowę na terenach zwałowisk, czy to wewnętrznych czy to zewnętrznych. Jak wiemy, zwałowiska zewnętrzne są wyniesione kilkadziesiąt metrów powyżej powierzchni terenu, a wierzchowina tych zwałowisk ukształtowana jest z lekkim przewyższeniem. Wyczyszczone są one z infrastruktury, czyli niezurbanizowane. Nic nie przeszkadza w lokalizacji farm wiatrowych. Kopalnia „Adamów” również ma takie plany.</u>
<u xml:id="u-15.1" who="#PrezesKopalniWęglaBrunatnegoKoninwKleczewieSASławomirMazurek">Ponadto kopalnie są dużym odbiorcom energii elektrycznej – przykładowo kopalnia „Konin” na poziomie 65 MW zainstalowanej mocy. Posiadamy więc bezpośrednie, można tak powiedzieć, łącze z siecią koncernu ENERGA, gdyż obie kopalnie znajdują się na terenie tego koncernu, na przyłączu 110 kV. W związku z tym, jesteśmy predestynowani do lokalizacji takich farm wiatrowych. Warunki wietrzne we wschodniej Wielkopolsce są bardzo dobre – lepsze są tylko na Pomorzu. Nikt nie ma zamiaru lokalizować tego wewnątrz „kopu”, ponieważ wyrobiska końcowe będą rekultywowane w charakterze wodnym. Natomiast na przedpolach nie lokalizujemy turbin, ponieważ przeszkadzałoby to eksploatacji węgla w sensie zdejmowania nadkładów wcześniejszych. Natomiast, budowa jest możliwa również na terenach wokół odkrywek. Sumaryczna moc do 175 MW w 5 lokalizacjach. Dziękuję.</u>
</div>
<div xml:id="div-16">
<u xml:id="u-16.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję. Pan poseł Józef Racki.</u>
</div>
<div xml:id="div-17">
<u xml:id="u-17.0" who="#PosełJózefRacki">Rozumiem, że lokalizacja odbędzie się na waszym terenie, jeszcze niesprzedanym?</u>
</div>
<div xml:id="div-18">
<u xml:id="u-18.0" who="#PrezesKWBKoninwKleczewieSASławomirMazurek">Mniej więcej 40% turbin jest zlokalizowanych na terenach będących własnością kopalni. Ponad 50% na terenach prywatnych bądź agencyjnych.</u>
</div>
<div xml:id="div-19">
<u xml:id="u-19.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo, rozumiem, że nie ma innych pytań. Bardzo proszę, panie pośle.</u>
</div>
<div xml:id="div-20">
<u xml:id="u-20.0" who="#PosełAndrzejCzerwiński">Chciałem zapytać, jak pan planuje w grupie kapitałowej sfinansować i potem zebrać kapitał na spłatę kredytu i w jakim procencie to się odbije w cenie energii?</u>
</div>
<div xml:id="div-21">
<u xml:id="u-21.0" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Wszystkie te projekty są również analizowane w oparciu o możliwości pozyskania kapitału na ich finansowanie. Na chwilę obecną nie mamy problemów z tym, żeby, jak to się potocznie mówi, spięły się nam te inwestycje. Oprócz CCS, o czym mówiłem wcześniej.</u>
<u xml:id="u-21.1" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Państwo pewnie słyszeliście, że niedawno podpisaliśmy umowę z konsorcjum banków na emisję obligacji na poziomie 10 mld zł. Jest to największy tego typu projekt w Polsce. Mamy też parę innych projektów uruchomionych po to, żeby zdywersyfikować również źródła pozyskania kapitału. W związku z tym, nie widzę żadnych podstaw, żeby być zaniepokojonym, że nie będziemy w stanie tego sfinansować. Łączne, szacowane przez nas nakłady do 2020 r. to jest ok. 160 mld zł, włączając również w to elektrownie jądrowe. Jeżeli chodzi o mechanizmy, jakich chcemy używać, to jak mówiłem: emisja obligacji, kredyty, projekty typu project finance, szczególnie w obszarze energii odnawialnej, gdzie część finansowania przechodzi również na partnera finansowego. W związku z tym, jeszcze raz powtórzę, nie mamy w tej chwili jakikolwiek powodów do niepokoju, że PGE nie jest w stanie finansować planów, o których mówimy. Oczywiście, mamy też oprócz priorytetowych również inne plany, które są analizowane, ale jak państwo zapewne zauważyliście, zawężyliśmy ilość projektów do tych, które są realne do zrealizowania przy dzisiejszych naszych możliwościach.</u>
<u xml:id="u-21.2" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Jeżeli mówimy o cenie, to myślę, że byłbym dzisiaj wart milion dolarów, gdyby potrafił przewidzieć, jaka będzie cena energii elektrycznej w roku 2020. Państwo zapewne orientujecie się, że na cenę energii elektrycznej tak naprawdę nie tylko ma wpływ koszt jej wytworzenia i marża wytwórcy, ale również parę innych elementów, w tym również natury administracyjnej. Odpowiedź na pana pytanie, panie pośle, brzmi w ten sposób – cena będzie się tak kształtowała, jak będą się kształtować te wszystkie elementy pozaoperacyjne, które się mieszczą w cenie energii elektrycznej. My robimy wszystko, żeby dywersyfikując moce wytwórcze dążyć od obniżenia kosztów, a zatem, jak należy domniemywać, również ceny. Natomiast, jak nie mogę wziąć odpowiedzialności za tę część ceny energii elektrycznej, która nie jest pochodną decyzji PGE.</u>
</div>
<div xml:id="div-22">
<u xml:id="u-22.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Zamykam dyskusję, a tu wciąż pojawiają się chętni. Pan poseł Czerwiński chce jeszcze uzupełnić pytanie, a potem jeszcze dwa głosy, ale na zasadzie wyjątku. Proszę bardzo.</u>
</div>
<div xml:id="div-23">
<u xml:id="u-23.0" who="#PosełAndrzejCzerwiński">Chciałem dopytać, bo myślę, że pan tu nie mówi pełnej prawdy. Każdy zdaje sobie sprawę, że nie wiemy, co będzie w przyszłości. Ja nie wyobrażam sobie przygotowania tak szerokiej inwestycji bez przyjęcia obecnie obowiązujących cen jako założeń. Koszt pozyskania kapitału inwestycyjnego też jest do wyliczenia na dzisiaj. Nie umiem prościej zadać pytania, a pan w skomplikowany sposób próbuje odpowiadać. Proszę prosto, na poziomie dzisiejszych cen, w jakim procencie odbiorca zrefinansują pozyskanie kapitału inwestycyjnego? Musi pan to wyliczyć, albo najlepiej chciałbym usłyszeć, że nie sfinansują, że przez zwiększenie sprawności, efektywności, rozproszenia itd. nie ma zagrożenia podniesienia pułapu cenowego przez tak rozkręcony front inwestycyjny.</u>
</div>
<div xml:id="div-24">
<u xml:id="u-24.0" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Należy domniemywać, że po to zdywersyfikujemy paliwa i po to chcemy inwestować w różnego rodzaju moce wytwórcze, żeby również zdywersyfikować ryzyko związane ze wzrostem kosztów energii elektrycznej. Natomiast, jeszcze raz powtórzę, nie jesteśmy na dzień dzisiejszy w stanie bardzo precyzyjnie oszacować, czy koszt różnych certyfikatów – od zielonych, przez czerwone, żółte, białe, do fioletowych – czyli tzw. kolorowej energii nie wzrośnie dwu, trzy czy pięciokrotnie. Na chwilę obecną certyfikat CO2 wynosi chyba 15 euro za tonę, natomiast szacunki są takie, że w 2016–2017 może to być 40–50 euro. W związku z tym, tak naprawdę nie koszt pozyskania kapitału będzie głównym elementem ewentualnego wzrostu cen, ale raczej to, jak się będą inne elementy cenotwórcze kształtowały w przyszłych latach, co jest trudne do oceny.</u>
</div>
<div xml:id="div-25">
<u xml:id="u-25.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. Przedostatni mówca, proszę o przedstawienie się.</u>
</div>
<div xml:id="div-26">
<u xml:id="u-26.0" who="#CzłonekForumZwiązkówZawodowychLeszekKasiński">Leszek Kasiński, reprezentuję Forum Związków Zawodowych, a także GDS SUEZ Energia Polska SA. Chciałbym zadać pytanie panu ministrowi, ponieważ został dotknięty temat prywatyzacji ENEI. Dlaczego w procesie prywatyzacji do negocjacji został zaproszony GDS SUEZ, natomiast nie został poinformowany, czy przeszedł do następnego etapu czy nie?</u>
</div>
<div xml:id="div-27">
<u xml:id="u-27.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. Ostatni mówca, proszę o przedstawienie się.</u>
</div>
<div xml:id="div-28">
<u xml:id="u-28.0" who="#CzłonekForumZwiązkówZawodowychDariuszTrzcionka">Dziękuję bardzo, panie przewodniczący. Dariusz Trzcionka, przewodniczący Porozumienia Związków Zawodowych „KADRA”. Panie ministrze i panie prezesie, mam do panów pytanie. Jeżeli zakładamy, że będziemy wychwytywać i składować CO2, to jaki będzie tego koszt i w jakich miejscach będzie on składowany? Wiemy, że plan inwestycyjny nam się w tym momencie nie finansuje i musimy pozyskać dodatkowe inwestycje. Wiemy, że wszystkie pozostałe państwa odchodzą od tego systemu, ponieważ on sam się nie finansuje, a koszty składowania CO2 są olbrzymie. Przykładowo, taki system pracujący za naszymi granicami w Niemczech powoduje, że koszt wytworzenia energii jest równoznaczny z kosztem składowania CO2, czyli nie ma żadnego zysku na tym systemie.</u>
<u xml:id="u-28.1" who="#CzłonekForumZwiązkówZawodowychDariuszTrzcionka">Po drugie, zakładamy, że będziemy mieć wzrost produkcji energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych, czyli farm wiatrowych. Chciałbym zapytać, jakie będziemy mieć rezerwy energetyczne na zabezpieczenie farm wiatrowych i gdzie będą zlokalizowane? Z wypowiedzi pana prezesa wynika, że przechodzimy na dywersyfikację źródeł pozyskania energii, czyli uzależniamy się od gazu, którego Polska, z tego co wiem, jest niewielkim producentem. Uzależniamy się więc całkowicie od gazu sprowadzanego z Rosji lub poprzez gazoport. Gdzie tu jest to bezpieczeństwo energetyczne Polski? Dziękuję.</u>
</div>
<div xml:id="div-29">
<u xml:id="u-29.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. To był ostatni głos. Zamykam już definitywnie dyskusję. Bardzo proszę o udzielenie odpowiedzi.</u>
</div>
<div xml:id="div-30">
<u xml:id="u-30.0" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Jeżeli chodzi o kwestię ENEI, szanowni państwo, całkowicie się nie zgadzam z sugestią, która pojawiła się ze strony związkowej. Cała procedura sprzedaży spółki, jak każdej innej spółki Skarbu Państwa, a w szczególności spółki energetycznej opiera się na przejrzystych, transparentnych zasadach. Te wszystkie zasady i wartości są bezpośrednio wpisane w ogłoszenie, które pojawiło się publicznie w ogólnopolskiej gazecie. Procedura jest prowadzona w oparciu o fundamentalną zasadę traktatu UE o niedyskryminacji. Nie ma takiej możliwości, aby jakiś podmiot był dyskryminowany bądź też niedoinformowany w jakimś momencie. Wszyscy są tak samo traktowani i nie znam i nie wyobrażam sobie takiej sytuacji, żeby jeden z podmiotów, który występował jako potencjalny inwestor nie został poinformowany, w tym przypadku o wyborze spółki Kulczyk Holding. To, dlaczego taki, a nie inny wybór wówczas nastąpił, to wynika oczywiście z kierowania się podstawowym kryterium, jakim zgodnie z traktatem UE i z zasadami unijnymi jest kryterium cenowe. Oczywiście, przedmiotem negocjacji są także pozostałe elementy, między innymi kwestie pakietu socjalnego. To jest tyle tytułem wyjaśnienia kwestii prywatyzacji ENEI.</u>
<u xml:id="u-30.1" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Jeżeli chodzi o drugą kwestię, dotyczącą CCS, to oczywiście w pełni zgadzam się i podzielam pewien sceptycyzm dotyczący tego projektu, czy w ogóle pewnej filozofii, która została w pewnym czasie przyjęta przez KE. Mianowicie, tzw. 12 projektów flagships, właśnie projektów CCS, które mają powstać na terenie UE. Z jednej strony UE dba, i słusznie, o ochronę środowiska i czysty klimat, ale z drugiej strony, gdy przychodzi do finansowania tak niezwykle trudnej inwestycji, jaką jest inwestycja w CCS, nagle okazuje się, że tych pieniędzy w tym momencie brakuje. Jedyne, co w tym momencie KE zaoferowała, to jest 180 mln euro, co stanowi trzykrotnie mniej w stosunku do potencjalnych nakładów, które potrzebuje PGE, aby domknąć finansowanie dla tego projektu. Pomijam już kwestie dotyczące samej ochrony środowiska i społeczności lokalnej, która zaistniała w pewnym momencie w ramach konsultacji społecznych, a takowe prowadzone są przez PGE w celu wyboru odpowiedniego miejsca do składowania i magazynowania CO2.</u>
<u xml:id="u-30.2" who="#PodsekretarzstanuwMSPMikołajBudzanowski">Natomiast, nie zgadzam się całkowicie z tezą pana wypowiedzi dotyczącej kwestii uzależnienia od importu gazu rosyjskiego do Polski. Jest to absolutna nieprawda, bo pragnę podkreślić, że po pierwsze, sami w Polsce wydobywamy ponad 4 mld m³ gazu konwencjonalnego. Stoją ogromne szanse przed polskimi przedsiębiorstwami, aby od 2020 r. pozyskać gaz niekonwencjonalny. Nie mówię tylko o spółkach amerykańskich, ale przede wszystkim o dwóch liderach w Polsce, jakimi są PGNiG oraz Orlen, które otrzymały ponad 20% koncesji na prowadzenie badań. Potencjalne wydobycie tego gazu w Polsce może wynieść powyżej 10 mld m³, więc jest to duży potencjał do wykorzystania. Olbrzymi potencjał ma terminal LNG. Przypomnę – 5 mld m³ już od 2014 r., co oznacza zaspokojenie z samego terminalu ok. 30% całego dzisiejszego zapotrzebowania na gaz w Polsce, wychodząc z założenia, że zużywamy 14 mld m³. Trzecie źródło pochodzi oczywiście ze strony rosyjskiej, ale pragnę podkreślić, że kontrakt – jak wczoraj tłumaczyłem – został podpisany nie z pośrednikiem, ale bezpośrednio z producentem i dostawcą tego gazu, który jak dotąd w historii ostatnich kilku lat nigdy nie zawiódł żadnego polskiego podmiotu. Ten gaz zawsze był, jeżeli zakontraktowany był z producentem i dostawcą, czyli ze spółką Gazprom Eksport. Nigdy nie było przerw w dostawach tego gazu. Owszem, były przerwy w momencie, gdy kontrakty krótkoterminowe podpisywane były z pośrednikami, którzy nagle znikali. O tych wszystkich kwestiach wczoraj państwu wyraźnie mówiłem. To jest tyle tytułem wytłumaczenia, może pan prezes chce jeszcze coś dodać na temat CCS.</u>
</div>
<div xml:id="div-31">
<u xml:id="u-31.0" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Jeżeli chodzi o CCS, to tak jak powiedziałem wcześniej, w tej chwili prowadzimy intensywne działania zmierzające do tego, żeby pozyskać pełne finansowanie tego projektu. To jest projekt badawczo-rozwojowy. Termin realizacji tego projektu to 2015 r. Mamy jeszcze trochę czasu, żeby wzmóc wysiłki i pozyskać pełne finansowanie. Oczywiście, nie można wykluczyć takiej sytuacji, że jeżeli nam się nie uda pozyskać przynajmniej zdecydowanej części finansowanie ze źródeł niezależnych od PGE, to będziemy rozważać zasadność tego projektu. Natomiast, na dzień dzisiejszy jeszcze jest za wcześnie, żeby się tak łatwo poddawać. Nie jesteśmy tacy miękcy i będziemy się starali ten projekt badawczo-rozwojowy zrealizować.</u>
<u xml:id="u-31.1" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">My wiążemy pewne nadzieje z tym projektem i z tym, że niektórzy się wycofują. Oczywiście jest to ryzykowne, ale może się okazać, że ten projekt, zrealizowany u nas przy dużej pomocy UE, zda egzamin. Dzisiaj tak naprawdę nie wiemy, czy on będzie super efektywny, bo nie wiemy jak pewne koszty będą się kształtować w ciągu najbliższych 10 lat. Być może on będzie strzałem w dziesiątkę i wtedy posiadając know-how staniemy się również właścicielem pewnej technologii, którą będziemy mogli sprzedawać, dystrybuować na świecie. Obecnie jest nam bardzo trudno określi zerojedynkowo, czy będziemy kontynuować ten projekt czy nie. Chcemy zrobić wszystko, żeby ten projekt został zrealizowany. Natomiast, co pokaże przyszłość, zobaczymy.</u>
<u xml:id="u-31.2" who="#WiceprezesPGESAMarekSzostek">Drugi punkt, to jest kwestia uzależnienia się od gazu. Ja tutaj poprę stanowisko pana ministra. Absolutnie nie jest to prawdą i nie jest to intencją PGE, żeby się uzależniać od gazu. Proszę zwrócić uwagę, że dzisiaj olbrzymia część energii elektrycznej w PGE jest wytwarzana w oparciu o węgiel brunatny, część o węgiel kamienny i część powstaje w odnawialnych źródłach energii. My chcemy tylko wprowadzić dwa dodatkowe elementy dywersyfikacji, bo mówiłem również o biomasie. Wprowadzamy gaz – gdybyśmy w tej chwili zsumowali te wszystkie projekty, jeżeli chodzi moc wytwórczą, to jest ok. 1,5 – 2 MW. Wchodzą również dwa lub trzy bloki opartej w pełni o biomasę. Czyli tak naprawdę, dywersyfikując ten obszar, staramy się zmniejszyć ryzyko uzależnienia od kogokolwiek. Jedyną rzeczą, od której chcemy być uzależnieni, to jest węgiel brunatny, bo to jest nasze wewnątrzgrupowe paliwo i bez węgla brunatnego trudno nam będzie żyć, a nawet pewnie byśmy nie chcieli.</u>
</div>
<div xml:id="div-32">
<u xml:id="u-32.0" who="#PrzewodniczącyposełTadeuszAziewicz">Dziękuję bardzo. Wyczerpaliśmy dzisiejszy porządek obrad. Zamykam posiedzenie. Serdecznie dziękuję wszystkim uczestnikom.</u>
</div>
</body>
</text>
</TEI>
</teiCorpus>